Фаинского месторождения Сургутнефтегаз
.pdfСПБГУАП / Санкт-Петербург
Введение
компрессорный автоматизация контроллер Дожимные компрессорные станции являются важным элементом в
системе сбора и транспорта газа. Их использование позволяет увеличить пропускную способность газопровода с целью уменьшения энергозатрат на его транспортировку. Результат достигается путем компримирования газа перед его подачей в газопровод.
Дожимная компрессорная станция Фаинского месторождения предназначена для очистки, компримирования (повышения давления газа с помощью компрессора) и последующего охлаждения попутного нефтяного газа на УПГ ОАО «Сургутнефтегаз», в связи с увеличением прогнозных показателей ресурсов газа.
Задачу автоматического управления ДКС можно условно разделить на несколько наиболее актуальных подзадач:
обеспечение безопасной работы (автоматизация позволяет принять противоаварийные меры без участия человека, оградить его от опасных и вредных производственных факторов);
обеспечение транспортировки необходимого количества газа и обеспечение максимальной эффективности технологического процесса
(автоматизация позволяет добиться необходимой точности при контроле и регулировании параметров, что увеличивает производительность и уменьшает энергозатраты).
Для выполнения данных подзадач необходимо совершенствовать систему автоматики на каждом уровне управления, начиная с локального управления различными исполнительными механизмами станции и заканчивая управлением компрессорной станции в целом, включая всё технологическое оборудование.
Цель данного дипломного проекта - анализ и совершенствование существующей системы автоматизации ДКС.
Задачи дипломного проекта:
СПБГУАП / Санкт-Петербург
изучение технологии компримирования газа;
описание существующей системы автоматизации станции;
реализация логического управления блочными компрессорами.
При работе над проектом были использованы материалы предприятия
ООО «Уралтрубопроводстройпроект» (технический регламент ДКС Фаинского месторождения).
СПБГУАП / Санкт-Петербург
1. Технология компримирования газа
Цель данного раздела - изучение схемы компримирования газа на ДКС Фаинского месторождения, описание используемого технологического оборудования на станции и обоснование его использования.
ДКС должна решать следующие задачи:
обеспечивать подачу газа после компрессорной станции на Сургутский
ГПЗ;
осуществлять сжигание попутного нефтяного газа при аварийных ситуациях на факеле.
Для эффективного решения данных задач необходимо:
применять оборудование, трубы и арматуру в соответствии с расчетными рабочими параметрами, свойствами среды и климатическими условиями;
использовать технологические трубопроводы, запроектированные из стальных труб с повышенной коррозионной стойкостью, хладостойкостью и увеличенной толщиной стенки;
примененять блочное, блочно-комплектное оборудование заводского изготовления;
устанавливать предохранительные клапана для защиты от превышения давления;
применять защиту оборудования и трубопроводов от коррозии;
применять теплоизоляцию аппаратов и технологических трубопроводов, с прокладкой греющего кабеля, для предотвращения замерзания продукта;
размещать оборудование на открытых площадках с твердым покрытием, оградить площадки бортовым камнем с соблюдением разрывов,
обеспечивающих безопасность обслуживания и взрывопожаробезоопасность.
Используемое оборудование, трубы, детали трубопроводов, запорная арматура, должна иметь сертификаты соответствия и разрешения
СПБГУАП / Санкт-Петербург
Госгортехнадзора России (Ростехнадзора) на применение.
1.1 Обоснование и подбор оборудования
В данном подразделе приведены основные исходные данные, на
основании которых проектировалась ДКС.
Выбор оборудования компрессорной станции осуществлялся в несколько этапов. На первом этапе расчеты производятся с учетом максимальной производительности компрессоров - основных элементов
станции.
Количество газа от КСУ, подлежащего компримированию, составляет
11 млн. нм3/год. Общее количество компримируемого газа 90 млн. нм3/год.
На основании данных параметров (таблица 1.1), внесенных в опросные листы, были спроектированы основные элементы станции - блок компримирования газа КСУ и блочная компрессорная установка. Количество
компрессорных установок выбрано из расчета 1 - рабочая, 1 - резервная.
Расчетные значения рабочих параметров блока компримирования газа
КСУ приведены в таблице 1.1.
Таблица 1.1 - Параметры блока компримирования газа КСУ
Наименование показателя |
Значение |
Производительность по газу, нм3/ч |
57,23 ÷ 5723 |
Максимальное давление газа на нагнетании, МПа |
0,52 |
Номинальное давление газа на нагнетании, МПа |
0,35 |
Номинальная мощность, кВт, не более |
90 |
Количество |
1 |
На основании приведенных выше параметров были рассчитаны
рабочие характеристики КСУ, которые приведены в таблице 1.2.
СПБГУАП / Санкт-Петербург
Таблица 1.2 - Рабочие характеристики КСУ
Наименование показателя |
Значение |
Производительность, м3/ч (млн. нм3/год) |
8984 ÷ 13733 |
Давление газа на всасывании, МПа |
0,30 ÷ 045 |
Давление газа на нагнетании, МПа |
1,15 |
Мощность электродвигателя, кВт |
550 |
Температура газа на входе, 0С |
20 |
Наружный диаметр ведущего ротора, мм |
282 |
На втором этапе проектирования разрабатывается технологическая схема и осуществляется выбор оставшегося оборудования, на основании исходных данных приведенных в таблице 1.3:
Таблица 1.3 - Исходные данные для разработки технологической схемы и выбора оборудования
Наименование |
Показатель |
Производительность компрессорной станции, млн. м3/год |
90 |
Давление на приеме от 2-ой ступени УПСВ, МПа |
0,101 |
Давление на приеме от 1-ой ступени УПСВ, МПа |
0,35 |
Давление на нагнетании КС, МПа |
1,15 |
Давление в точке подключения газопровода на СГПЗ, МПа |
1,15 |
Температура поступающего газа на прием КС(зимой) ºС |
5 |
Температура поступающего газа на прием КС(летом) ºС |
25 |
После выполнения всех необходимых расчетов проектом предусматривается строительство ДКС в составе:
блок компримирования газа КСУ (компрессорная);
площадка буферной емкости Е-1;
площадка приемного сепаратора С-1;
площадка приемной емкости Е-2;
компрессорный блок;
площадка АВО;
площадка выкидной емкости Е-3;
система измерения количества газа;
блок дозирования метанола;
емкость сбора конденсата ЕК1;
емкость отработанного масла;
СПБГУАП / Санкт-Петербург
дренажная емкость ЕД;
емкость свежего масла;
азотная установка;
операторная;
факельная система СФНР-300.
Технологическая схема ДКС
Технологическая схема компрессорной станции приведена на рисунке
1.1.
Газ от 2-ой ступени объёмом 11 млн. м3/год под давлением
0,101 МПа (абс.) и температурой 16 0С поступает в емкость буферную Е1,
затем - в сепаратор С1, где происходит очистка газа от механических примесей и капельной жидкости.
Из сепаратора газ поступает на блок компримирования газа КСУ,
который предназначен для отбора, компримирования паров лёгких фракций углеводородов.
Из блока компримирования газа КСУ газ поступает в емкость приёмную Е2, где смешивается с газом от первой ступени ДНС УПСВ и объёмом 90 млн. м3/год, под давлением 0,35 МПа и температурой 40 0С,
оттуда - в вертикальный инерционного типа сепаратор газа на всасывании Блочного компрессора К1.1 и 1.2 (один резервный) для окончательного отделения газа от капельной жидкости и механических примесей. Далее газ поступает на прием винтовых компрессорных агрегатов блока.
Блок компрессорной установки «Ариель» RG282M (винтовой) в
комплекте, включает в себя также масляную систему. Масляная система блока компрессорной установки «Ариель» состоит из масляного насоса,
фильтра-сепаратора, предпускового подогрева.
Фильтр-сепаратор на нагнетании (трехступенчатая очистка газа)
улавливает масло, выносимое из компрессора. Для регулирования
СПБГУАП / Санкт-Петербург
производительности компрессоров применена запорно-регулирующая арматура, управляемая системой автоматики, входящей в комплект блока.
Для защиты компрессоров от превышения давления на выкидных линиях установлены предохранительные клапаны, срабатывающие при давлении, превышающем рабочее на 10%.
Из ёмкости выкидной Е3, куда газ поступает после Блока компрессорной установки, сжатый до 1,15 МПа газ охлаждается в аппарате воздушного охлаждения АВО до 40 0С и поступает по существующему газопроводу на СГПЗ.
На линии подачи газа в газопровод с УСКГ на СГПЗ установлен блок СИКГ (Система измерения количества газа), предназначенный для автоматизированного измерения объема газа.
Вцелях предотвращения гидратообразований в газопровод подается метанол из блока дозирования метанола.
Ваварийной ситуации при плановых остановках ДКС газ открытием задвижки направляется на факел УПСВ на ДНС - Асомкинская. С учетом роста количества добываемой нефти и соответственно увеличения количества отделяемого газа предусматривается строительство дополнительной факельной системы на УПСВ с максимальной пропускной способностью 700 тыс. нм3/сут. На полную производительность факельная система будет задействована в случае прекращения приема газа Сургутским ГПЗ по магистральному газопроводу.
Отвод газа от предохранительных клапанов компрессоров, Блока компримирования газа КСУ, узла учета газа, емкостей Е2 (приемная) и Е3 (выкидная) осуществляется на факел высокого давления УПСВ на ДНС
«Асомкинская». Отвод газа от предохранительных клапанов от емкости Е1 и
сепаратора с давлением до 0,2 МПа осуществляется на факел низкого давления.
Конденсат из емкостей Е1, Е2, Е3 и сепараторов по мере накопления открытием задвижек отводится в емкость сбора конденсата ЕК1, из которой
СПБГУАП / Санкт-Петербург
погружным насосом откачивается в автоцистерны.
Отделившееся в фильтрах-сепараторах масло, по мере накопления,
открытием задвижек отводится в емкость ЕД1.
По мере заполнения емкости ЕД1 отработанное масло вывозится передвижными средствами на очистку.
Емкость ЕМ предусмотрена для хранения свежего масла. Масло завозится автоцистернами. Из емкости ЕМ насосом НМШ, расположенным в обогреваемом укрытии, масло подается в маслосистему компрессорной установки.
Для продувки емкостей и трубопроводов азотом предусмотрена мобильная Азотная установка МВА - 1,4-95.0-150-В1У (блочно-
контейнерного исполнения) производительностью 150 нм3/ч. Для подачи азота к трубопроводам и аппаратам предусмотрены трубопроводы DN50,
непосредственное подключение трубопроводов к продуваемому оборудованию осуществляется гибкими шлангами.
Аварийная остановка ДКС осуществляется в следующей последовательности:
отключение компрессора газа КСУ и блочного винтового компрессора;
закрытие секущих электроприводных задвижек;
обесточивание ДКС.
СПБГУАП / Санкт-Петербург
1.3 Характеристика технологического оборудования
В данном подразделе дается краткая характеристика технологического оборудования (назначение и основные параметры) используемого на
станции.
Емкость буферная Е1.
Предназначена для буферного накопления и очистки газа от
механических примесей и капельной жидкости.
Принят аппарат емкостной цилиндрический для газовых и жидких сред
1-16-1,0-3-И по ТУ 3615-006-00220322-2004. Теплоизоляция аппарата принята матами минераловатными прошивными в обкладке из
металлической сетки по
ГОСТ 21880-94. Покрытие - сталь тонколистовая оцинкованная ГОСТ 14918-
80. Нижняя часть аппарата обогревается греющим кабелем.
Емкость оборудована уровнемерами, сигнализаторами уровня с унифицированным выходным сигналом 4-20 мА с выводом на верхний уровень.
Сепаратор приемный С1.
Предназначен для окончательного отделения от газа капельной жидкости и механических примесей.
Принят газосепаратор вертикальный сетчатый цилиндрический ГС 2- 1.0-1200-2-И ТУ 3683-031-00220322-04. Теплоизоляция принята матами минераловатными прошивными в обкладке из металлической сетки по ГОСТ
21880-94. Покрытие - сталь тонколистовая оцинкованная ГОСТ 14918-80.
Нижняя часть аппарата обогревается греющим кабелем.
Блок компримирования газа КСУ.
Блок компримирования газа КСУ предназначен для отбора,
компримирования паров лёгких фракций углеводородов.
Блок компримирования газа КСУ состоит из компрессорной, в состав которой входит скрубер, компрессор с системой смазки. Масляная система
СПБГУАП / Санкт-Петербург
компрессорной включает в себя приводимый от вала компрессора масляный насос, фильтры масла, систему предпускового подогрева масла, бак масла смазки и бачок с накопительном объемом 0,04 м3 и др.
В Блоке компримирования находятся:
компрессор 11S RO-Flo производительностью 25 м3/мин с электроприводом мощностью 90 кВт;
скруббер;
счетчик газа;
система смазки.
Предусмотрен контроль, измерение, регистрация и сигнализация основных параметров КУ (температура подшипников, газа, степень вибрации, учет моточасов, давление и расход газа, величина перепада давления, нагрузка на электродвигатель).
Информация передается в отдельное помещение системы контроля и управления этого блока.
Помещения установки теплоизолированы и имеют систему контроля датчиками. Включение электрообогревателя происходит при температуре плюс 2 0С, отключение - при плюс 15 0С. Компоновка оборудования обеспечивает доступ к каждому элементу механизмов.
Емкость приемная Е2.
Предназначена для буферного накопления и очистки газа от механических примесей и капельной жидкости.
Принят аппарат емкостной цилиндрический для газовых и жидких сред
1-25-1.0-3-И по ТУ 3615-006-00220322-2004. Теплоизоляция аппарата принята матами минераловатными прошивными в обкладке из металлической сетки по ГОСТ 21880-94. Покрытие - сталь тонколистовая оцинкованная ГОСТ 14918-80.
Емкость оборудована уровнемерами, сигнализаторами уровня с унифицированным выходным сигналом 4-20 мА с выводом на верхний уровень.