Отчет по практике в ОАО "Газпром"

Содержание

        Введение……………………………………………………………………..3

         Список условных обозначений и сокращений.……………………………4

1. Описание КС………………………………………………………………5

1.1 Назначение  компрессорной станции………………………………..5

1.2 Компрессорные  станции…………………………………………….7

1.2.1 Принципиальная  технологическая схема КС с  обозначением основного технологического  оборудования и кратким описанием  технологического процесса………………………………………………………7

1.3 План размещения  основного технологического оборудования,  в котором обращаются опасные  вещества, на промышленной площадке Надымского ЛПУ МГ……………………………………………………………11

2.  Конструктивные особенности газотурбинной  установки ГТН-6…….15

3. Конструктивные особенности центробежного нагнетателя Н-6-56….17

4.Технологические расчеты и выбор оборудования основных технологических процессов..……………………………………………………18

        4.1 Очистка газа…………………………………………………………18

        4.2  Компримирование газа ……………………………………………19

       4.3 Охлаждение газа.………………………………………………….19

    5. Технологические расчеты и выбор оборудования вспомогательных процессов и установок.………………………………………………………….20

        5.1 Система топливного, пускового и импульсного газа…………….20

        5.2 Система обеспечения маслом.…………………………………….21

   5.3 Компоновка оборудования.……………………………………….22

        5.4 Изоляция технологического оборудования и трубопроводов….23

         6. КИП и автоматика.…………………………………………………….24

        6.1 Основные решения по автоматизации объектов КС…………….24

        7. Характеристика компрессорного цеха.……………………………….25

   7.1 Общие сведения.……………………………………………………25

   7.2 Устройство и работа агрегата.…………………………………….26

8. Эксплуатация газотурбинной установки ГТН – 6. ………………….28

    8.1  Подготовка к работе.………………………………………………28

8.2 Порядок работы.………………………………………………….29

8.3 Прокрутка  турбодетандером.……………………………………29

9. Блок пылеуловителей…………………………………………………..31

9.1 Циклонный пылеуловитель……………………………………….31

10. Сантехническая часть. Вспомогательные службы КС…………….32

10.1 Источник  теплоснабжения………………………………………32

10.2 Тепловые  сети.……………………………………………………32

10.3 Система пожаротушения.………………………………………...32

10.4 Система контроля уровня загазованности……………………....33

11. Диспетчерская служба Надымского ЛПУ МГ………………………34

11.1 Общая часть.……………………………………………………..34

11.2 Основные  задачи и функции диспетчерской  службы…………34

11.3 Ведение диспетчерских  листов.…………………………………34

11.4  Ведение диспетчерских документов……………………………35

12. Охрана окружающей среды.…………………………………………...37

Список  использованной литературы.……………………………………..38

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

       В процессе  прохождения ознакомительной практики  каждый студент должен усвоить  те знания, которые он получил  в течение всего учебного года.

   Цель ознакомительной практики - общее ознакомление с нефтяной и газодобывающей промышленностью, ее организацией, техникой, технологией, а также вопросами экономики. Помимо этого студенты закрепляют знания, полученные на первом курсе. Все это необходимо как для понимания будущей профессии, так и для лучшего усвоения общеинженерных дисциплин, которые  предстоит изучить на следующих курсах.

   Основной  задачей практики является ознакомление  студентов: 

• с процессами бурения скважин, добычи газа, конденсата и нефти;
• обустройством газовых и нефтяных месторождений;
• с газовыми и нефтяными промыслами и головными компрессорными

станциями, нефтеперерабатывающими заводами и их производственно-хозяйственной деятельностью.

   Важной  задачей практики является также  получение определенных практических знаний, способствующих лучшему усвоению теоретического материала в процессе дальнейшего обучения в вузе.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                           Список условных обозначений и сокращений.

НЛПУ  МГ – Надымское линейно-производственное управление магистральных газопроводов;

Д_у – диаметр условный;

КПП – камера приёма поршня;

КЦ  – компрессорный цех;

КС  –компрессорная станция.

АВО – аппараты воздушного охлаждения;

БТПГ  – блок подготовки топливного, пускового  и импульсного газа;

ГКС – газокомпрессорная служба;

ГРС – газораспределительная станция;

ЛЭС – линейно-эксплуатационная служба;

СПХГ- станция подземного хранения газа;

ЦН  – центробежный нагнетатель;

МГ  –магистральный газопровод;

ГПА –газоперекачивающий агрегат ;

ГТУ –газотурбинная установка;

КИП и А – контрольно–измерительные приборы и автоматика;

ТВД –турбина высокого давления;

ТНД –турбина низкого давления;

ЭТД –электрозадвижка турбодетандера;

РЧВ –регулятор частоты вращения;

КВОУ  –комплексное воздухоочистительное устройство;

УПИ –устройство передачи информации;

ГСМ – горюче-смазочные материалы;

АУПП  – автоматическая установка пенного  пожаротушения;

ПИО – промежуточный исполнительный орган;

ДПС – датчики пожарной сигнализации;

БПС – блок питания и сигнализации;

ДМГ – датчик метана газовый;

1  Описание КС

1.1 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-хозяйственного 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 47  кгс/см², а на выходе до 55 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.

 

1.2 Компрессорные  станции

1.2.1 Принципиальная  технологическая схема КС с  обозначением основного технологического  оборудования и кратким описанием  технологического процесса

Исходные  данные о КС представлены в таблице 1.

Компрессорная станция оснащена нагнетателями  Н-6-56-2 с приводом от газотурбинного двигателя, мощностью 6300 квт   ( газотурбинными установками ГТН – 6)

Количество  агрегатов на КС – 4 рабочих и 2 резервных.

Основное  технологическое оборудование КС –  пылеуловители, аппараты воздушного охлаждения газа – отечественного производства.

Технологическая схема КС предусматривает параллельно- последовательную работу ГПА ГТН  – 6 и следующие основные процессы обработки газа:

• очистка газа от пыли и жидкости;
• компримирование газа;
• охлаждение газа.

            На КС, кроме основных установок,  для обработки газа предусмотрены:

• система топливного, пускового и импульсного газа;
• система потребления сжатого воздуха;
• система маслоснабжения.

  Принципиальная технологическая схема КС приведена на рисунке 1.

  Газ высокого давления из магистральных  газопроводов через входные шаровые  краны (Ду 1200)  узла подключения  по всасывающим газопроводам-шлейфам  поступает через входные коллекторы  на батареи циклонных пылеуловителей  (4 пылеуловителей производительностью  20 млн. м³/сутки каждый), где очищается от механических и жидких примесей. После очистки газ попадает во всасывающий коллектор (Д_у 1000) газоперекачивающих агрегатов, из которого направляется в 2 последовательно работающих нагнетателя 4-ми агрегатов ГТН-6 (из них 2 в резерве), где сжимается до проектного избыточного давления (7,5 МПа). Компримированный газ под давлением 5,5 МПа поступает в нагнетательный коллектор (Д_у 700) и далее по трубопроводам (Д_у 700) направляется к батарее из 8 аппаратов воздушного охлаждения газа. Охлажденный до 28°С газ по выходным шлейфам (Д_у 1200) направляется к узлу подключения, попадая через краны № 8 в магистральный газопровод.

 

 

Рисунок 1 – схема Надымской КС

		Ед.изм.	Значение параметров
Производительность  КЦ		млн.м3    сум	37,86
Давление газа	в газопроводе (на подходе к КС)	МПа	4,10
	Всасывания		4,05
	Нагнетания		5,4
	в газопроводе (на входе из КС)		5,3
Температура газа	на всасывании	0С	8
	на нагнетании		34
	после АВО		30
	Наружнего воздуха  для расчета АВО		13
Тип  ГПА                                ГТН-6
Мощность одного  ГПА	Располагаемая	кВт	4000
	Расходуемая		2000
Количество ГПА	Рабочих	Шт	4
	Резервных		2
	Резервных		1