Корж В.В. Эксплуатация и ремонт оборудования насосных и компрессорных станций

Подождите немного. Документ загружается.

скому обслуживанию и планово-предупредительному ремонту оборудова-

ния и сооружений.

Цикл технического обслуживания - наименьший повторяющийся интер-

вал времени или наработка изделия, в течение которых выполняются в опреде-

ленной последовательности в соответствии с требованиями нормативно-

технической или эксплуатационной документации все установленные виды пе-

риодического технического обслуживания.

Часть I

Компрессорные станции

Введение

Учебное пособие для студентов дневного и безотрывной формы обучения

по дисциплине «Эксплуатация и ремонт оборудования нефтеперекачивающих и

компрессорных станций» по специальности 130501 «Проектирование и экс-

плуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ», содержащие краткий

курс лекций по данной дисциплине, составлены в соответствии с ее рабочей

программой.

Дисциплина «Эксплуатация и ремонт оборудования нефтеперекачиваю-

щих и компрессорных станций» является специальной, базируется на занятиях,

полученных по другим специальным дисциплинам и предусматривает изучение

правил эксплуатации перекачивающих и компрессорных станций (ПС и КС),

насосов и газоперекачивающих агрегатов (ГПА) и их ремонта.

Учебный материал излагается на основе современных требований к топ-

ливно-энергетическому комплексу, последних достижений отечественной и за-

рубежной науки и техники.

В процессе изучения дисциплины у студентов формируется интерес к бу-

дущей профессии, навыков самостоятельного изучения учебного материала и

работы с нормативно-справочной литературой.

Представленные в учебном пособии теоретический материал и вопросы

для самоконтроля помогут студентам в изучении данной дисциплины.

1.1 Введение в дисциплину

1.1.1 Роль нефтяной и газовой промышленности в народном хозяйстве

страны

Большое значение в народном хозяйстве страны имеет нефть и газ, которые

являются источниками энергетики. После переработки нефти получают топливо:

бензин, керосин, дизельное топливо, масла для автомобильного и железнодорож-

ного транспорта, самолетов, судов, передвижных электростанций.

В ракетной технике также применяется керосин с окислителем.

Нефть используется как сырье в химической промышленности.

Газ как топливо широко применяется в металлургической и цементодо-

бываюгцей промышленности, для выработки электроэнергии в быту.

Нефть и газ наше богатство, которое нужно умело использовать. Поэтому

открываются новые месторождения, строятся новые нефтегазопроводы.

Студент должен знать краткое содержание дисциплины, ее задачи, роль

нефтяной и газовой промышленности в экономике страны, значение дисциплины

«Эксплуатация и ремонт оборудования перекачивающих и компрессорных стан-

ций» в подготовке специалистов, её связь с другими изучаемыми дисциплинами.

1.1.2 Задачи технической эксплуатации и ремонта КС и НС

Работоспособность оборудования и восстановление основных характери-

стик достигается путём использования систем технического обслуживания и

ремонта. Система технического обслуживания и ремонта - это комплекс

взаимосвязанных положений и норм, определяющих организацию и порядок

проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования.

Объем работ по оперативному виду обслуживания не велик и сводится к

осмотру оборудования и его готовности к дальнейшей эксплуатации.

Периодические виды технического обслуживания включают в себя зна-

чительный объем работ. Этот вид обслуживания определяется регламентом че-

рез определённое количество часов наработки агрегата. Цель - проверка

исправности агрегатов, выполнения ряда работ, как контроль состояния масло-

фильтров, выявление неисправности и их устранения. Отказавшие узлы и агре-

гаты заменяют на исправные или ремонтируют.

Метод обслуживания по состоянию определяет пригодность агрегатов к

эксплуатации с помощью их осмотра, измерения их параметров и т. д., но без

разборки.

При эксплуатации также учитывает время года: осенне-зимняя эксплуа-

тация (ОЗЭ) включает в себя дополнительные работы по обслуживанию в хо-

лодный период, весенне-летняя эксплуатация (ВЛЭ) связана с высокими

температурами воздуха, повышенным содержанием пыли в воздухе.

Эти дополнительные работы приобщаются к регламентным работам пе-

ред ВЛН и ОЗН.

При эксплуатации проводят следующие виды ремонта: текущий (малый),

средний, капитальный и аварийный.

Текущий ремонт - минимальный по объёму вид ремонта, при котором

обеспечивается нормальная эксплуатация агрегата до очередного планового

ремонта. Во время его проведения неисправности устраняют заменой или вос-

становлением отдельных составных частей (быстроизнашеваемых деталей), а

также выполняют регулировочные работы. Текущий ремонт выполняют силами

эксплуатационного персонала или ремонтными службами на месте эксплуата-

ции агрегата.

Средний ремонт - заключается в восстановлении эксплуатационных ха-

рактеристик агрегата ремонтом или заменой только изношенных или повреж-

дённых составных частей. Кроме того обязательно проверяют техническое

состояние остальных составных частей агрегата с устранением обнаруженных

неисправностей. При среднем ремонте, по мере необходимости, можно прово-

дить капитальный ремонт отдельных составных частей агрегата. Этот вид ре-

монта могут выполнять специализированные ремонтные службы

газотранспортных и нефтегазовых объединений.

Капитальный ремонт включает полную разборку и дефектацию агрегата,

замену или ремонт всех составных частей, сборку агрегата, его комплексную

проверку, регулировку и испытание. Капитальный ремонт выполняют на осно-

ве ремонтных документов - руководства по капитальному ремонту. Ремонтные

документы - это рабочие конструкторские документы, предназначенные для

подготовки ремонтного производства, ремонта и контроля изделия после ре-

монта. Их разрабатывают на изделия в целом независимо от наличия ремонт-

ных документов на составные части.

Аварийный ремонт - внеплановый ремонт, который требуется для вос-

становления отказавшей детали и повлекшие последствия аварии. Требует вос-

становление работоспособности всего агрегата. Для расследования причины

аварии создается комиссия, которая определяет причину аварии, разрабатывает

мероприятия, недопускающие по данной причине следующие аварии составля-

ет технический акт. Выполняется специализированые бригадами с представи-

телями завода изготовителя данного изделия.

Сдачу агрегата в капитальный ремонт необходимо оформить актом сдачи,

в котором отражается техническое состояние. Комплектность изделия отража-

ется в сводной ведомости приёма - сдачи (от эксплуатирующей стороны изде-

лия в ремонт) и представителя ремонтного завода. При сдачи изделия после

ремонта теперь сдает изделие ремонтная организация, а принимает представи-

тель эксплуатирующей стороны.

В формуляре изделия в разделе «Ремонт» записывается какой необходимо

сделать ремонт. В разделе «Учёт наработки» записывается наработка СНЭ (с

начала эксплуатации) в часах, ППР в часах (после последнего ремонта). В фор-

муляре двигателя также указывают число циклов (число запусков двигателя)

как самый трудный период работы ГТУ.

При оформлении изделия (двигателя) в ремонт в паспортах комплектую-

щих изделий также записывается наработка изделия. При передачи изделия в

ремонт ремонтным организации, передаётся вся документация с формуляром

завода-изготовителя. Если передача в ремонт изделия вызвана аварией, то так-

же передаётся аварийный акт.

Выдачу изделия из капитального ремонта оформляют актом ремонта в

котором указывают срок в часах последующей эксплуатации и календарный

срок изделия.

В формуляре и паспортах проводится отметка о проведенном ремонте, с

подписью исполнителя и контролёра и ставится печать предприятия ремонти-

рующего изделие.

Вопросы для самоконтроля

1. Роль нефтяной промышленности в народном хозяйстве страны.

2. Какую роль играет газовая промышленность в народном хозяйстве.

3. Перспективы развития нефтяной и газовой промышленности.

4. На какие виды технического обслуживания делится регламент?

5. Какие виды ремонта предусмотрены технической документацией?

6. Какие организации выполняют ремонт ГПА

7. Какие работы выполняются дополнительно при осенне-зимней экс-

плуатации?

8. Какие особенности эксплуатации ГПА при весенне-летней эксплуата-

ции?

9. Какие документы оформляются при проведении расследования аварий

агрегата?

10. Как оформляется приём-сдача изделия в ремонт и из ремонта?

11. Какая документация передаётся ремонтным предприятиям для прове-

дения ремонта?

1.2 Состав оборудования компрессорных станций в системе

перекачки газа магистральных газопроводов

Магистральный газопровод - сложная система сооружений, включая от-

воды, лупинги, компрессорные и газораспределительные станции и предназна-

ченные для подачи газа на дальнее расстояние.

Магистральные газопроводы берут начало у источников газа (газового про-

мысла) и заканчиваются в крупных газопотребляющих районах (городах, населен-

ных пунктах, крупных промышленных и сельскохозяйственных предприятий).

Система дальнего транспортирования включает промысловую газорегу-

лируюгцую станцию (ПГРС), устанавливаемую вблизи источника газа, и маги-

стральный газопровод (МГ), берущий начало на выходе установок подготовки

газа к транспорту и заканчивающийся у крупных потребителей газа.

В конце МГ строят газораспределительные станции (ГРС), иногда особо

крупные ГРС называют контрольно-распределительными пунктами (КРП). ГРС

служат для дополнительной подготовки газа и снижения его давления до тре-

буемого значения. ГРС является конечным пунктом МГ.

Для надёжного газоснабжения городские газопроводы вокруг крупных

городов-потребителей объединяются рядом кольцевых газопроводов высокого

давления до 1,2 МПа, среднего до 0,3 МПа и низкого до 0,005 МПа. Для сниже-

ния давления после ГРС в системе городских газопроводов сооружают газоре-

гулирующие пункты (ГРП).

В процессе движения газа по магистральному газопроводу за счет трения

и отбора газа потребителями давление газа постепенно понижается. Например,

при расходе газа 90 млн м

/сут по трубе диаметром 1400 мм давление убывает с

7,6 до 5,3 МПа на участке Г = 110 км. Для повышения давления газа в газопро-

воде и поддержания требуемой пропускной способности по трассе через 80-

120 км устанавливаются компрессорные станции (КС). Потери давления на уча-

стке между КС определяют необходимое значение повышения давления в газо-

перекачивающих агрегатах (ГПА).

Для закачки газа в подземные хранилища газа (ПХГ) строят специальные

КС, обеспечивающие закачку, как в ПХГ, так и в газопровод. От надёжной ра-

боты КС зависит бесперебойная работа МГ.

На рисунке 1 представлена принципиальная схема компоновки основного

оборудования компрессорной станции.

Головную КС, находящуюся в начале магистрального газопровода, со-

оружают в непосредственной близости от установок по комплексной подго-

товке газа газовых месторождений, поэтому на головную КС газ поступает

практически полностью подготовленным к дальнему трубопроводному

транспорту.

Таким образом, задачи головной КС сводятся к приему газа от установок

комплексной подготовки, очистке его от механических примесей, компримиро-

вание до необходимого давления, охлаждению газа и подаче его в МГ.

Рис. 1. Принципиальная схема компоновки основного оборудования

компрессорной станции

1 - узел подключения КС к МГ; 2 - камеры пуска и приёма очистного

устройства; 3 - установка очистки технологического пылеуловители и фильтры-

сепараторы; 4 - установка охлаждения технологического газа;

- газо-

перекачивающие агрегаты; 6 - технологические трубопроводы обвязки КС;

7 - запорная арматура технологической обвязки агрегатов;

- установка подготовки

пускового и топливного газа;

- установка подготовки импульсного газа;

10 - различное вспомогательное оборудование; 11 - энергетическое оборудование;

12 - главный щит управления и система телемеханики; 13 - оборудование

электрохимической защиты трубопроводов обвязки КС

Промежуточные КС предназначены для поддержания режимов транспор-

тировки газа по всему МГ. На промежуточных КС осуществляются следующие

основные технологические процессы: очистка транспортируемого газа от меха-

нических и жидких примесей, очистка газа в центробежных нагнетателях или

поршневых машинах, охлаждения газа после сжатия в специальных охлади-

тельных устройствах, измерение и контроль технологических параметров,

управление режимом работы газопровода путем изменения числа работающих

ГПА и режимного состояния самих ГПА.

Со временем месторождения природного газа истощаются, давление на

устье скважин газового промысла падает. Для его поддержания на головной КС

(первой от промысла) строят дополнительные (дожимные) компрессорные цеха).

Соединение в определенной последовательности и определенным пра-

вилам ГПА, трубопроводы, пылеуловители, аппараты воздушного охлажде-

ния, технологические краны различных диаметров образуют технологическую

схему КС.

В состав КС входят:

- технологические установки компримирования газа; очистки газа; охла-

ждения газа после его компримирования, охлаждения масла и воды (антифриза)

ГПА; подготовки газа - топливного, пускового, импульсного и собственных

нужд; воздухоснабжения;

- склады горюче-смазочных материалов; метанола; материалов и реаген-

тов; оборудования; трубопроводов; арматуры и т. д.;

- системы электроснабжения и молнезагциты; теплоснабжения, утилиза-

ции теплоты, отопления и вентиляции; производственно-хозяйственного и по-

жарного водоснабжения; канализации, контроля и управления; телефонной

связи, радиофикации, газификации; пожарной и охранной сигнализации, авто-

матического пожаротушения;

- технологические коммуникации с запорной арматурой;

- административно-бытовые помещения;

- подсобно-производственные помещения;

- вспомогательные объекты.

Основное технологическое оборудование КС - ГПА. Вспомогательное

оборудование I группы: установки по очистке газа от пыли и влаги, оборудова-

ние для охлаждения газа, оборудование системы смазки, уплотнения для цен-

тробежных нагнетателей, регулирования и защиты ГПА: оборудования системы

охлаждения масла, оборудование системы подготовки топливного, пускового и

импульсного газа.

Вспомогательное оборудование II группы: система водоснабжения, кана-

лизации, связи, телемеханики и электроснабжения.

Вопросы для самоконтроля

1. На каком расстоянии магистрального трубопровода устанавливается КС?

2. Где строятся газораспределительные станции (ГРС)?

3. Назначение промежуточных компрессорных станций.

Какие технологические установки устанавливаются для компремирования

газа?

4. Какое технологическое оборудование входит в состав вспомогатель-

ного оборудования I группы?

5. Какие системы входят в вспомогательное оборудование II группы?

1.3 Нагнетатели, применяемые на КС магистральных газопроводов

В зависимости от пропускной способности магистрального газопровода,

вида и мощности ГПА в одном компрессорном цехе может устанавливаться от

3 до 14 ГПА с нагнетателями необходимого типа.

На КС устанавливают:

- поршневой компрессор с приводом от газового двигателя внутреннего

сгорания (газомотокомпрессор);

- поршневой компрессор с электроприводом;

- центробежный нагнетатель с газотурбинным приводом;

- центробежный нагнетатель с электроприводом.

Центробежный нагнетатель представляет собой центробежный компрес-

сор одно- или двухступенчатого сжатия, высокой производительностью (до

50 млн м

/сут.) и со степенью повышения давления 1,22... 1,25 для одноступен-

чатого и 1,45... 1,5 - для двухступенчатого.

Центробежный нагнетатели обладают большей подачей, в связи с чем

ими оснащаются КС современных магистральных газопроводов.

КС должны быть приспособлены к переменному режиму работы газопрово-

да. Это должно выражаться в возможности заметного изменения количества пере-

качиваемого газа путем включения в работу и выключения отдельных ГПА.

Совместные характеристики центробежных нагнетателей и участка газо-

провода удобнее рассматривать при постоянном давлении нагнетателя в коор-

динатах давления всасывания Р - подача Q. Совместная работа нагнетателей и

газопровода возможна в точках пересечения их характеристик. Более высокая

подача соответствует повешением значения е

кс

, т. е. понижением значения Р.

На рисунке 2 представлены примерные характеристики последовательно

соединенных нагнетателей и участка газопровода. Для изменения режимов ра-

боты необходимо плавное смещение характеристик за счёт:

- изменения частоты вращения одного или обоих последовательно вклю-

чённых агрегатов или отключения одного из агрегатов;

- дросселирования на всасе КС. Этот способ хотя и прост, но не экономи-

чен, перерасход топлива увеличивается до 25%;

- перепуска части газа с нагнетания на всасывание еще менее экономичен

чем дросселирование (используется кратковременно для вывода нагнетателя из

помпажа, если такое явление произошло).

Рис. 2. Примерные характеристики нагнетателей и участка газопровода

Р - давление, МПа; Q - расход, млн м

/сут; Н - точка номинального режима,

р - рабочая точка при отключении одного из нагнетателей;

- примерная

характеристика нагнетателя; 2 - примерная характеристика двух последовательно

соединенных нагнетателей;

- характеристика участка газопровода

Для газотурбинных ГПА обязательное требование - обеспечение работы

нагнетателей при изменении частоты вращения в интервале 75-105% номинала.

Последовательное соединение агрегатов - наиболее эффективное средст-

во сокращения необходимого диапазона главного регулирования нагнетателей

по частоте вращения, которое позволяет при выключении одного из агрегатов

сократить согласование размеров проточной части оставшихся в работе нагне-

тателей с пропускной способностью газопровода без каких-либо дополнитель-

ных мер.

При параллельном соединении полнонапорных нагнетателей предполо-

жительно иметь 3 рабочих агрегата и один резервный на одну нитку. Из уровня

надежности число резервных ГПА увеличить до 2-х, один из которых может

быть в ремонте.

Крановая обвязка ГПА обеспечивает возможность его включения под на-

грузку в магистральный газопровод, работу на холостом ходу, при пусках и ос-

тановах, а также отключение ГПА. В зависимости от типа нагнетателя

(полнонапорного или неполнонапорного) крановые обвязки отличаются друг от

друга и не зависят от типа привода. Крановая обвязка полнонапорного нагнета-

теля должна обеспечить возможность его параллельного включения на КС

(рис 3, а), а крановая обвязка неполнонапорного нагнетателя - возможность по-

следовательного включения (рис. 3 б, в).