Технология контроля вибрации в подземном хранилище газа

Содержание

 

Введение

 

В нашей стране подача газа на значительные расстояния осуществляется по трубопроводам больших диаметров, оснащенных сложным газотранспортным оборудованием.

Магистральный газопровод – это сложная система сооружений, включающая лупинги, отводы, компрессорные  и газораспределительные станции  и предназначенная для подачи газа на дальние расстояния.

Магистральный газопровод характеризуют высокое давление (до 10 МПа), поддерживаемое в системе, большой диаметр труб (1020, 1220, 1420 мм) и значительная протяженность (сотни  и тысячи километров).

По характеру линейной части различают следующие магистральные газопроводы: простые с постоянным диаметром труб от головных сооружений до конечной газораспределительной станции (ГРС), без отводов к попутным потребителям и без дополнительного приема газа по пути следования; с различным диаметром труб по трассе; многониточные, когда параллельно основной нитке в одном коридоре проложены дополнительно одна или несколько ниток газопровода того же или иного диаметра; кольцевые, создаваемые вокруг крупных городов для увеличения надежности газоснабжения.

Объекты магистрального газопровода подразделяются на следующие  группы: головные сооружения; линейная часть, или собственно газопровод; компрессорные  станции (КС); ГРС; подземные хранилища  газа (ПХГ); объекты ремонтно-эксплуатационной службы; устройства линейной и станционной связи; системы автоматизации и телемеханизации; система электрохимзащиты сооружений газопровода от почвенной коррозии; вспомогательные сооружения, обеспечивающие бесперебойную работу системы газопровода.

При значительной протяженности газопровода возникает необходимость восполнения потерь давления газа в нем путем сооружения промежуточных (линейных) КС. Расстояние между КС зависит от пропускной способности газопровода, максимального давления, характеристики перекачивающих агрегатов и местных условий (рельефа, инженерно-геологической характеристик трассы, наличия источников энерговодоснабжения и др.). Расстояние между КС (обычно 120-150 км) определяют гидравлическим расчетом газопроводов.

Помимо основной задачи – компримирования газа, на промежуточных КС выполняют такие важные технологические операции, как попутная очистка газа от твердых и жидких примесей, осушка его и охлаждение.

К обслуживанию оборудования КС допускается  персонал, прошедший специальное  обучение в технических училищах, вузах или учебно-курсовых комбинатах и твердо усвоивший приемы и методы его безопасного обслуживания. 

1. Назначение компрессорной станции

 

При движении газа по газопроводу  часть его энергии расходуется  на преодоление сил трения. В результате скорость газа в трубопроводе уменьшается, происходит падение давления по его длине и это вызывает снижение пропускной способности газопровода. Для восстановления прежних параметров газа необходимо периодически, через определенные расстояния сообщать соответствующее количество энергии транспортируемому газу. Этот процесс подвода энергии выполняется в специальных сооружениях газопровода – компрессорных станциях.

Компрессорная станция  – составная часть магистрального газопровода, предназначенная для  обеспечения его расчетной пропускной способности за счет повышения давления газа на выходе КС с помощью различных типов ГПА. Газоперекачивающие агрегаты посредством системы трубопроводов, запорной арматуры различных диаметров и другого специального оборудования составляют так называемую технологическую схему цеха.

На КС осуществляются следующие  основные технологические процессы: очистка транспортируемого газа от механических и жидких примесей, сжатие газа в центробежных нагнетателях или поршневых машинах, охлаждение газа после сжатия в специальных охладительных устройствах, измерение и контроль технологических параметров, управление режимом работы газопровода путем изменения количества работающих ГПА и режимного состояния самих ГПА.

В состав КС входят следующие основные устройства и сооружения:

• узел подключения КС к магистральному газопроводу с запорной арматурой и установкой для запуска и приема очистного поршня;
• технологические газовые коммуникации с запорной арматурой;
• установка очистки технологического газа;
• газоперекачивающие агрегаты, составляющие компрессорный цех;
• установка охлаждения газа после компримирования;
• системы топливного, пускового, импульсного газа и газа собственных нужд;
• система электроснабжения и электрические устройства различного назначения;
• система автоматического управления;
• система связи;
• система хранения, подготовки и раздачи ГСМ;
• система производственно-хозяйтвенного и пожарного водоснабжения и канализации;
• склад для хранения материалов, реагентов и оборудования;
• ремонтно-эксплуатационные и служебно-эксплуатационные помещения.

Основной объект КС - компрессорный  цех, оснащенный газоперекачивающими  агрегатами и рядом вспомогательных  систем (агрегатных и общецеховых). Эти системы обеспечивают эксплуатацию ГПА (газоперекачивающий агрегат) и  другого оборудования КС, а также нормальные условия работы обслуживающего персонала. В составе КС может быть один или несколько компрессорных цехов, которые обозначаются соответствующими порядковыми номерами.

Газопровод  имеет ответвления (шлейфы), по которым газ поступает в компрессорные цеха станции. После очистительных устройств он попадает в газоперекачивающие агрегаты, где осуществляется процесс сжатия, после чего пропускается через газоохладители и возвращается в газопровод для дальнейшей транспортировки.

Когда компрессорная  станция не работает, газ пропускается только по газопроводу. Максимальное давление газа  на  входе  в КС  составляет от 50  кгс/см², а на выходе до 76  кгс/см², но в зависимости от потребления давление меняется. В зависимости от мощности и числа газоперекачивающих агрегатов, компрессорная станция способна перекачивать от 50 до 150 млн. м³ газа в сутки.

Основные производственные задачи КС заключаются в обеспечении  надежной, экономичной и бесперебойной  работы турбокомпрессорного, теплоэлектросливного, технологического и вспомогательного оборудования в заданном технологическом режиме.

Режим работы  компрессорной  станции  круглосуточный и круглогодичный, поэтому  оборудование и системы компрессорной  станции обслуживаются сменным  персоналом.

Компрессорные станции входят в  состав линейно-производственных управлений магистральных газопроводов (ЛПУ  мг).

Основные службы ЛПУ  мг:

• газокомпрессорная служба (ГКС), в состав которой входит     компрессорная станция;
• линейная эксплуатационная служба (ЛЭС), занимающаяся эксплуатацией линейной части газопровода;
• диспетчерская служба;
• служба связи и телемеханики;
• служба энерговодоснабжения;
• служба КИП и А.

2. Устройство компрессорного цеха

 

Компрессорный цех представляет собой  совокупность общецеховых  систем, которые обеспечивают эксплуатацию газоперекачивающих агрегатов, всего общецехового оборудования, а также нормальные условия работы обслуживающего персонала. На каждую систему компрессорного цеха должен заполнятся эксплуатационный формуляр.

Эксплуатационный формуляр- это документ, который включает:

- исполнительную схему системы;

- акт о приемке системы в эксплуатацию;

- паспорт на оборудование;

- журнал особых замечаний по эксплуатации, отказам и авариям;

- журнал учета обслуживания и ремонтов оборудования систем.

Все системы компрессорного цеха в  установленные сроки проходят гидравлические и другие необходимые испытания, а также осмотры и проверки. Арматура и трубопроводы систем окрашены в соответствии с требованиями, заземлены, защищены от механических повреждений, вибрации и коррозии.

Компрессорный цех включает в себя следующее основное оборудование и  системы:

• газоперекачивающий агрегат;
• систему оборотного водоснабжения и охлаждения масла;
• систему маслоснабжения;
• систему технологического газа;
• систему топливного и пускового газа;
• систему импульсного газа;
• систему пожаробезопасности;
• систему вентиляции и отопления;
• комплекс средств контроля и автоматики;
• систему электроснабжения;
• систему промышленной канализации;
• грузоподъемные механизмы.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Технологическая схема группы  ГПА с центробежными полнонапорными  нагнетателями

 

Рассмотрим технологическую схему  группы ГПА с несколькими полнонапорными нагнетателями. Основными элементами технологической схемы являются:

• группа ГПА 1 и 2;
• блок очистки газа от механических примесей и капельной влаги 3;
• блок охлаждения 4 газа – аппараты воздушного охлаждения;
• узел шестых кранов 5;
• узел подключения КС к газопроводу 6;
• узел очистки газопровода с камерой приема очистного поршня 7 и камерой запуска очистного поршня 8;
• система сбора конденсата 9;
• система очистки ГСН 10;
• система подготовки пускового, топливного и импульсного газа 11.

Система технологического газа цеха предназначена для:

• приемки технологического газа из магистрального газопровода и подачи его к центробежным нагнетателям;
• очистка технологического газа от механических примесей и капельной влаги;
• охлаждение технологического газа после компримирования;
• подачи технологического газа после его компримирования и охлаждения в магистральный газопровод;
• регулирования загрузки ГПА компрессорного цеха путем перестроения схем работы ГПА и изменение частоты вращения ГПА;
• вывод ГПА на станционное  “кольцо” и их загрузку при пуске и разгрузку при остановке;
• сброс газа в атмосферу из всех технологических газопроводов компрессорного цеха.

  Рассмотрим основные  элементы технологической схемы.  Группа ГПА состоит, как правило,  из газотурбинных установок: шести  ГТК-10-4, одной   ГТУ-12П ”Урал”  и одной ГТУ-16Р “Урал”,  пяти  нагнетателей 235 и  трех 235 СПЧ  1.45-76 6500 ПГ соединенных последовательно по газу с помощью крановой технологической обвязки. Расчетная степень сжатия в этой схеме обеспечивается одним работающим нагнетателем. Степень сжатия одного (полнонапорного) нагнетателя составляет 1,4 – 1,5.

Блок очистки технологического газа (площадка пылеуловителей ПУ) 3 предназначен для очистки транспортируемого газа от механических примесей (песка, окалины, продуктов коррозии) и капельной влаги перед поступлением его в нагнетатели. В компрессорном цехе предусмотрена двухступенчатая система очистки газа. Первая ступень – шесть пылеуловителей циклонного типа, после которых газ идет на компримирование, вторая ступень – газ отбирается в систему подготовки пускового, топливного и импульсного газа, где очищается на фильтрах – сепараторах. Число аппаратов, устанавливаемых на площадке компрессорного цеха, зависит от его производительности и проектной пропускной способности аппаратов, которая определяется по данным заводов -  изготовителей.

Все аппараты оборудуются  системой сбора уловленных из технологического газа примесей и капельной влаги (сбор дренажа). Сбор дренажа из пылеуловителей может производится автоматически через определенные промежутки времени по мере заполнения сборников дренажа или вручную эксплуатационным персоналом.

Блок охлаждения газа 4 предназначен для охлаждения технологического газа, нагреваемого в процессе компримирования  в нагнетателях. Блок обеспечивает поддержание температуры газа на выходе из компрессорного цеха в заданных значениях. Это обстоятельство обеспечивает длительную работоспособность изоляционных покрытий самого газопровода, что способствует увеличению срока его работы. Блок охлаждения газа состоит из аппаратов воздушного охлаждения, которые разбиты на шестнадцать секций и технологической обвязки с необходимой запорной арматурой.