Фаинского месторождения Сургутнефтегаз

СПБГУАП / 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.