Установка подготовки топливного газа
УПТГ. Установка подготовки топливного газа
Одним из способов утилизация попутного нефтяного газа (ПНГ) является применение его в качестве топлива для автономных газотурбинных и газопоршневых электростанций, обеспечивающих дешевой электроэнергией и теплом сооружения на удаленных месторождениях.
Прямое использование ПНГ в качестве топливного газа для ГПЭС без надлежащей подготовки приводит к потере мощности электростанции и износу двигателей. Для достижения ГПЭС заявленной мощности необходимо выполнить ряд требований. Кроме традиционных требований по очистке от механических примесей и обеспечению точек росы (по воде и углеводородам) производители ГПЭС также предъявляют требование к компонентному составу и метановому числу топливного газа.
Для получения топливного газа соответствующего качества в ГК «ЛЕННИИХИММАШ» разработана блочно-модульная установка УПТГ.
Для обеспечения возможности транспортировки и перемещения с объекта на объект установка поставляется в виде блоков с габаритами, не превышающими габаритов стандартного морского контейнера. УПТГ-1000 поставляется в виде одного блока. Установки большей производительности поставляются в виде двух блоков: компрессорного и теплообменного.
Пример внешнего вида УПТГ-1000
В связи с тем, что на разных месторождениях составы газа могут значительно отличаться, установка разработана с большим потенциалом регулирования качества топливного газа. Основные технические характеристики для УПТГ-1000 (при работе на ПНГ с объемной долей метана 0.7) приведены в таблице. Для каждого состава газа производится пересчет теплообменной поверхности и подбор компрессорного агрегата.
Технические характеристики УПТГ-1000
Пример работы УПТГ
Для обеспечения высокого качества топливного газа применяется низкотемпературная сепарация ПНГ. Очистка газа от механических примесей и капельной влаги осуществляется на сепараторах с патентованными жалюзийными пакетами. Осушка газа производится на адсорберах. Функциональные блоки УПТГ представлены в виде блок-схемы. Вопрос утилизации тяжелых углеводородов, получаемых в процессе подготовки ПНГ, решается совместно с Заказчиком в каждом конкретном случае.
Блочно-модульные установки УПТГ соответствуют ВНТП 01/87/04-84 «Объекты газовой и нефтяной промышленности, выполненные с применением блочных и блочно-комплектных устройств». Установка компактна и транспортабельна, надежна и эффективна, проста в эксплуатации и обслуживании. Срок поставки УПТГ: 10…12 месяцев.
Система комплексной подготовки топливного газа для турбин новой Прегольской ТЭС
На примере Прегольской ТЭС, введенной в эксплуатацию в марте 2019 года, рассмотрим возможности комплексной газоподготовки на базе многофункциональных технологических установок, применяемых в автоматизированном процессе очистки, осушки, подогрева, редуцирования, учета, контроля качества, компримирования и подачи топливного газа к турбинам парогазовых энергоблоков.
Переведем исторический счетчик времени на шесть лет назад. Тогда, после «блэкаута» 2013 года было решено гарантировать необходимые энергетические мощности и надежно обезопасить энергосистему Калининградской области.
Для решения этой стратегической задачи создали ООО «Калининградская генерация». Инвестором проекта стало АО «Роснефтегаз» с объемом инвестиций 100 млрд рублей. Операторами проекта выступили компании Группы «Интер РАО», которые будут эксплуатировать новые ТЭС.
По проекту требовалось до 2021 года воздвигнуть четыре электростанции суммарной установленной мощностью порядка 1 ГВт — в Гусеве (Маяковская ТЭС), Советске (Талаховская ТЭС), Калининграде (Прегольская ТЭС) и Светловском городском округе (Приморская ТЭС).
Уже в марте 2018 года были пущены Маяковская и Талаховская ТЭС, обе — по 156 МВт.
Приморская ТЭС (195 МВт) планируется к вводу в третьем квартале 2020 года как резервный источник энергоснабжения региона. Она будет работать на угле, в отличие от других электростанций, использующих природный газ.
Добавим к этому, что строительство и поэтапный ввод новых станций сопровождался масштабной модернизацией газотранспортной системы и электросетевого хозяйства с применением технологии «умных сетей».
Все новые ТЭС в совокупности обеспечивают надежность и маневренность калининградской энергосистемы. Пуск же Прегольской ТЭС создал основной запас мощности для форсирования экономического развития области. Предполагается, что энергетический суверенитет региона полностью состоится с вводом резервной Приморской ТЭС.
ИМПОРТОЗАМЕЩЕНИЕ В ДЕЙСТВИИ
Прегольская теплоэлектростанция мощностью 455,2 МВт — это самый крупный объект новой калининградской генерации. Заказчик этого строительства ООО «Калининградская генерация» — совместное предприятие ПАО «Интер РАО» и АО «Роснефтегаз». Руководила строительством компания «Интер РАО — Управление электрогенерацией». Генеральный подрядчик — «Интер РАО — Инжиниринг».
Всё основное оборудование Прегольской ТЭС произведено отечественными предприятиями. Станция состоит из четырех парогазовых блоков мощностью по 113,8 МВт.
Каждый энергоблок включает газовую турбину типа .03 (ООО «Русские газовые турбины», г. Рыбинск, Ярославская область), генератор (НПО «Элсиб», г. Новосибирск), паровую турбину (ПАО «Силовые машины», г. Калуга), котёл-утилизатор (АО «Подольский машиностроительный завод», г. Подольск, Московская область).
На объекте применены сухие вентиляторные градирни. При строительстве также использованы технологии и решения, снижающие допустимые уровни вредных выбросов в атмосферу.
Основным топливом для станции является природный газ, резервным — дизельное топливо. Парогазовые технологии подтверждают здесь свою высокую эффективность. Электрический КПД составляет 51,8%, удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии — 236,8 грамма условного топлива на 1 кВт⋅ч.
Снабжение топливом энергоблоков Прегольской ТЭС обеспечивает система комплексной газоподготовки «ЭНЕРГАЗ», которая включает многоблочный пункт подготовки газа, газодожимную компрессорную станцию из четырех установок и модуль управления.
Система смонтирована на территории Калининградской ТЭЦ-2, с которой соседствует построенная электростанция. Всё оборудование поставлялось с максимальной степенью заводской готовности (коэффициент готовности 0,98). Коэффициент технического использования составляет 0,92+, надежности пусков — 0,95+. Расчетный срок службы системы — не менее 25 лет.
Пункт подготовки газа
Пункт подготовки газа (ППГ) изготовлен ЭНЕРГАЗом по специальному проекту. Это технологическая установка, состоящая из нескольких блок-боксов с оборудованием различного назначения, которые при монтаже состыкованы в единое здание с общей кровлей. Исключение составляют входной блок фильтрации и узел дренажа конденсата, которые имеют внешнее исполнение на открытой раме.
Трехлинейная система с коалесцирующими фильтрами-сепараторами осуществляет дополнительное удаление твердых частиц и отделение капельной влаги.
Сбор газового конденсата и механических примесей происходит в автоматическом режиме. В силу климатических условий дренажный резервуар объемом 10 м 3 имеет наземное исполнение. Узел дренажа оснащен электрообогревом, устройством контроля уровня жидкости и оборудованием для удаления конденсата в передвижную емкость.
Для измерения объема газа, поступающего в энергоблоки станции, ППГ укомплектован блоком коммерческого учета газа, который включает три линии нормального расхода и одну линию малого расхода. Тип первичных преобразователей расхода (расходомеров) — ультразвуковой. Относительная погрешность блока учета — не более 1%. Данные от него по коммуникационным каналам передаются в узел учета газа Калининградской ТЭЦ-2, а также в систему учета ресурсов и в ПТК АСУ ТП Прегольской ТЭС.
Блок коммерческого учета газа ППГ позволяет проводить взаимные финансовые расчеты между поставщиком, газораспределительной организацией и потребителем, контроль за расходами и гидравлическими режимами систем газоснабжения, составление балансов приема и отпуска газа, контроль за эффективностью использования газа.
Пункт подготовки газа оснащен узлом контроля качества, основу которого составляет потоковый газовый хроматограф непрерывного действия (калориметр) с устройством отбора проб. Функционал этого оборудования: определение компонентного состава газа, измерение теплотворной способности, вычисление плотности и относительной плотности, вычисление числа Воббе.
После фильтрации и учета газ попадает в трехлинейный узел подогрева на базе кожухотрубных теплообменников с коаксиальными трубками. Номинальный расход газа через один подогреватель — 53 000 м 3 /ч. В качестве теплоносителя используется сетевая вода. Здесь газ нагревается до показателей, необходимых для нормальной работы турбин. Оптимальный диапазон температуры подачи газа, установленный производителем газотурбинных установок (ГТУ), составляет +11…+40°C (расширенный диапазон +11…+90°C).
Проектное давление газа на входе в ППГ — до 4,14 МПа. Его понижение до рабочих параметров подачи в турбины (2,6…3,08 МПа, максимально допустимое — 3,45 МПа) обеспечивает система редуцирования. В ней предусмотрены три нитки редуцирования — две рабочие по 50% потока и одна резервная.
В конечном итоге, пункт подготовки газа подаёт топливный газ к блокам отключающей арматуры ГТУ с максимальной производительностью 106 000 нм 3 /ч.
В периоды, когда давление газа, поступающего в ППГ, недостаточно для работы ГТУ (ниже 2,6 МПа), газ после фильтрации и учета, минуя узел подогрева и систему редуцирования, направляется в дожимную компрессорную станцию, где компримируется до необходимых параметров.
Дожимная компрессорная станция
ДКС от компании ЭНЕРГАЗ состоит из четырех модульных компрессорных установок (3 в работе, 1 в горячем резерве). КУ выполнены на базе винтовых маслозаполненных компрессоров. Давление на линии нагнетания может быть обеспечено в диапазоне 2,6…3,45 МПа.
Единичная производительность КУ составляет 35 500 нм 3 /ч. Расход газа контролируется в диапазоне от 0 до 100% от номинального. Для этого применена специальная двухуровневая система регулирования.
Первый уровень — управление золотниковым клапаном компрессора — обеспечивает плавное бесступенчатое регулирование производительности в диапазоне 15-30%…100%, а для контроля производительности в нижнем диапазоне он комбинируется с системой рециркуляции газа (второй уровень), которая позволяет максимально быстро и корректно реагировать на резкое изменение нагрузки при переходных режимах работы сопряженных турбин.
Данный метод управления производительностью КУ имеет ряд существенных преимуществ:
- система регулирования автоматически устанавливает загрузку в зависимости от давления газа в подводящем трубопроводе, что позволяет установкам работать в условиях, когда давление и расход газа на входе могут изменяться;
- при уменьшении производительности пропорционально уменьшается потребляемая мощность двигателя, обеспечивается понижение потребления электричества на собственные нужды КУ;
- процесс полностью автоматизирован и не требует участия оперативного персонала в регулировании работы оборудования.
С учетом жестких требований по чистоте топливного газа система фильтрации в установках усилена. Помимо газо-масляного фильтра-сепаратора 1-й ступени очистки и коалесцирующего фильтра 2-й ступени, в каждый блок-модуль встроен дополнительный (страховочный) фильтр тонкой очистки газа.
Содержание аэрозолей масла в газе на выходе из КУ составляет не более 0,5 ppm. Для контроля этого показателя на общем выходном коллекторе компрессорной станции установлен анализатор содержания паров масла.
В технологическую схему КУ интегрирован каскад последовательных газоохладителей и газонагревателей, что обеспечивает «отбой» конденсата и устойчивое поддержание проектной температуры топлива для турбин энергоблоков (до +90°C).
Установки размещаются в собственных всепогодных укрытиях контейнерного типа, оснащенных системами жизнеобеспечения (обогрев, вентиляция, освещение). Согласно требованиям по безопасности каждая КУ оборудована системами пожарообнаружения, газодетекции, сигнализации, пожаротушения.
Модуль управления локальными САУ
Пункт подготовки газа и дожимные компрессорные установки полностью автоматизированы. Их САУ осуществляют подготовку к пуску, пуск, останов и поддержание оптимального режима работы; контролируют технологические параметры; обеспечивают автоматические защиты и сигнализацию; обрабатывают параметры рабочего процесса и аварийных событий с выдачей информации по стандартному протоколу обмена.
Локальные САУ ППГ и ДКС размещены в общем модуле управления (в отдельном укрытии), который расположен на площадке газового хозяйства в непосредственной близости от ППГ. Модуль выполнен на базе современной микропроцессорной техники, с использованием передового программного обеспечения и коммутационного оборудования.
Основные компоненты САУ ППГ имеют резервирование, благодаря чему неисправность любого из них не приводит к останову пункта подготовки газа. Резервирование элементов САУ ДКС не выполнялось, так как надежность эксплуатации компрессорных установок гарантируется наличием резервной КУ.
При отсутствии внутристанционного электроснабжения собственные источники бесперебойного питания обеспечивают автономную работу программно-технического комплекса САУ ППГ не менее 1 часа, а САУ ДКС — не менее 0,5 часа.
Модуль интегрирован с верхним уровнем АСУ ТП и обеспечивает дистанционное управление оборудованием, контроль загазованности в помещениях, вывод информации о состоянии элементов и узлов на панель оператора. Управление с БЩУ электростанции осуществляется в полном объеме аналогично управлению «по месту».
Шеф-инженерные работы по вводу в эксплуатацию системы газоподготовки и газоснабжения Прегольской ТЭС выполнили специалисты ООО «СервисЭНЕРГАЗ» (входит в группу компаний ЭНЕРГАЗ).
Данный проект стал еще одним примером творческого соединения многолетнего опыта Группы ЭНЕРГАЗ с новаторскими техническими решениями. Это значимый этап в работе проектировщиков и инженеров ЭНЕРГАЗа по повышению эффективности и надежности технологического оборудования газоподготовки и газоснабжения для крупных электростанций, объектов малой энергетики, автономных центров энергоснабжения промышленных предприятий, объектов сбора и транспортировки ПНГ, энергоцентров собственных нужд месторождений, объектов специального назначения (испытательные стенды газовых турбин и технические учебные центры).
С каждым реализованным проектом ЭНЕРГАЗ наращивает организационную практику и оттачивает инженерный профессионализм. Сегодня в нашем активе насчитывается 149 проектов на территории 36 регионов России и стран СНГ. Начиная с 2007 года, введено или готовятся к пуску 290 технологических установок.
Эти агрегаты различного назначения, исполнения и модификации объединены в комплексы оборудования «ЭНЕРГАЗ» следующих типов:
- многофункциональная система газоподготовки и газоснабжения;
- система комплексной подготовки попутного газа;
- дожимная компрессорная станция топливного газа;
- компрессорная станция для перекачивания попутного газа;
- многоблочная (многомодульная) установка подготовки топливного газа.
Итак, Калининградская область получила энергетические основания для достижения опережающих темпов социально-экономического развития. В регионе созданы условия для энергоснабжения в изолированном режиме. Задача энергобезопасности области решена.
- Газотурбинная электростанция на ТЭЦ-1 Уфимской ТЭЦ-4 прошла капремонт и техническое переоснащение
- Передовые проекты газоподготовки для ТЭК России. Примеры из нового производственного отчета ЭНЕРГАЗа
- Испытательный стенд «ОДК — Газовые турбины»: 5 лет на службе отечественного двигателестроения
Установки подготовки газа
Предназначенные для подготовки попутного нефтяного, природного, топливного газа и газового конденсата до качества, до качества в соответствии ГОСТ 5542, СТО Газпром 089-2010, СТ РК 1666, повышения метанового индекса для газопоршневых электростанций (далее ГПЭС) и других требований, используя различные технологии (дроссель-эффект, охлаждение холодильными установками, очистка жидким абсорбентом, осушка твердым адсорбентом, газофракционирование, для получения товарных продуктов и согласно требованиям Заказчика.
Варианты подготовки газа
- Установка абсорбционной очистки от H2S и CO2 с применением жидкого абсорбента;
- Установка адсорбционной осушки с применением твердых адсорбентов (силикагель, цеолиты);
- Установка низкотемпературной очистки с применением дроссель эффекта и холодильных машин;
- Установка газофракционирования (деэтанизация, дебутанизация);
- Установка предварительной сепарации газа;
- Установка подогрева, замера и распределения газа.
1. Установка абсорбционной очистки
Перечень технологического оборудования блока:
Блок абсорбции; блок десорбции; блок подготовки теплоносителя, насосная (блочно-модульного исполнения); блок трубной обвязки и комплект запорной, регулирующей и предохранительной арматуры; вспомогательное оборудование.
Узел включает в себя следующие стадии:
- абсорбция из ПНГ Н2S и CO2 растворами аминов;
- регенерацию насыщенного раствора амина;
- нагрев и циркуляция теплоносителя;
- приготовление раствора амина;
- система сбора дренажей от оборудования и трубопроводов.
2. Установка адсорбционной очистки
Перечень технологического оборудования блока:
Сепараторы, адсорберы, печь, аппарат воздушного охлаждения, насосы с трубной обвязкой и комплектом запорной, регулирующей и предохранительной арматуры и средств автоматики и КИП.
3. Установка низкотемпературной сепарации (НТС)
Установки низкотемпературной сепарации (НТС) предназначены извлечения из газа газового конденсата и удаления влаги за счет дроссель-эффекта.
В состав НТС входят:
• сепараторы;
• теплообменники;
• аппараты воздушного охлаждения;
• блок подачи метанола.
4. Установка низкотемпературной конденсации (НТК)
Оборудование установки низкотемпературной конденсации (НТК) предназначено для разделения осушенного и очищенного от кислых соединений попутного нефтяного газа на сухой отбензиненный газ и фракцию жидких углеводородов (С2+) из потоков сырьевого газа и конденсата с применением холодильной установки
В состав входят:
• теплообменники;
• колонна деметанизатор;
• испарители;
• низкотемпературный сепаратор;
• ребойлер;
• насосы с трубной обвязкой и комплектом запорной, регулирующей и предохранительной арматуры и средств автоматики и КИП.
5. Установка деэтанизации (ДЭ)
Оборудование установки деэтанизации предназначено для разделения получаемой в блоке НТК углеводородной жидкости на товарный этан и ШФЛУ
В состав входят:
• колонна деэтанизатор;
• испаритель;
• рефлюксная емкость,
• ребойлер
• насосы с трубной обвязкой и комплектом запорной, регулирующей и предохранительной арматуры и средств автоматики и КИП.
6. Установка предварительной сепарации газа (УПСГ)
Предназначена для первичной сепарации сырого газа от жидкой фазы (пластовой и конденсационной воды, газового конденсата, метанола), улавливания жидкостных пробок, сброса и удаления осадка (мехпримесей).
В состав входят:
сепаратор пробкоуловитель;
• емкость сбора жидкости и мехпримесей;
• емкость – шламосборник;
• емкость промежуточная;
• бак наливной;
• насосы с трубной обвязкой и комплектом запорной, регулирующей и предохранительной арматуры и средств автоматики и КИП.
Установка подготовки топливного, импульсного и пускового газа
- подготовку топливного и пускового (при необходимости) газа в соответствии с нормативной документацией ГПА и технических условий ГПА;
- очистку и редуцирование газа собственных нужд КЦ;
- подготовку (очистку и осушку) импульсного газа;
- измерение и учет расхода газа. [2]
В ряде случаев на УПТПИГ предусматривается подготовка затворного газа для факельных установок, подаваемого в факельный ствол для предотвращения попадания воздуха, а также для продувки факельной системы.
Содержание
Современные ГПА в большинстве используют в качестве привода газотурбинные двигатели по причинам большей эффективности (КПД), большей удельной мощности и простоты в эксплуатации по сравнению с поршневыми двигателями при условии больших расходов (12-40 млн. м.3/сутки) и небольшой степени сжатия (1,23 - 1,25 для одноступенчатых, 1,45 - 1,7 для двухступенчатых). Для раскрутки турбины газотурбинного двигателя используется пусковой газ, подготавливаемый на УПТПИГ. Для использования в качестве топлива в газотурбинном двигателе, как и в других видах газоиспользующего оборудования, применяется топливный газ, подготавливаемый на УПТПИГ. Большинство трубопроводной арматуры, используемой на КС и требующей дистанционного управления, оснащается пневмоприводной арматурой по причине возможности использования более дешевой энергии природного газа из магистрального газопровода относительно электроэнергии. Для приведения затворов арматуры в движение пневмоприводы используют энергию импульсного газа, подготавливаемого на УПТПИГ.
Поскольку ПАО "Газпром" обладает наибольшей в России (и в мире) газотранспортной системой, состав типовой УПТПИГ будет рассмотрен на примере применяемых установок в этой организации. [3]
Типовая схема УПТПИГ имеет мало отличий от схемы автоматической газораспределительной станции и предусматривает поэтапное прохождение природным газом нескольких узлов установки и стадий подготовки газа: узел переключения, узел очистки газа, узел предотвращения гидратообразования, узел редуцирования давления газа, узел измерения расхода газа. Узлы одоризации устанавливаются на выходах УПТПИГ по согласованию с Заказчиком оборудования.
Дополнительно в УПТПИГ предусматриваются вспомогательные узлы и оборудование, не участвующие в подготовке газа напрямую и предназначенные для работы основных узлов (узел подготовки теплоносителя, узел подготовки газа на собственные нужды, блок операторной, емкость хранения одоранта, емкость слива конденсата, емкость слива теплоносителя и т.д.).
Узел переключения включает в себя запорную арматуру (чаще шаровые краны с пневмоприводами) на входах и выходах УПТПИГ, блоки предохранительных клапанов, КИПиА и служит для отключения технологических линий при необходимости замены оборудования в случае капитального ремонта, при необходимости отключении линии при снижении потребности в газе, а также для защиты потребителя от превышения давления в линиях подачи газа.
Повышение давления газа может привести к аварийной ситуации. При повышении давления газа возможны отрыв пламени у горелок и появление в рабочем объеме газоиспользующего оборудования взрывоопасной смеси, нарушение герметичности, утечка газа в соединениях газопроводов и арматуры, выход из строя КИП. Для надежной работы предохранительных клапанов пропускная способность рассчитывается из условия не менее 10% от максимальной производительности установки. Значение давления срабатывания предохранительного клапана является расчетным и зависит от входных/выходных параметров давления и температуры природного газа.
Узел очистки должен обеспечивать удаление механических примесей и жидкостей из газа.
Узел очистки газа включает в себя аппараты очистки, чаще фильтры-сепараторы, шаровые краны на входе и выходе каждой линии очистки, КИПиА. Дополнительно может предусматриваться устройство автоматического слива конденсата в емкость слива конденсата либо промежуточную емкость.
Качество газа должно соответствовать требованиям ГОСТ 5542-87 «Газы горючие для промышленного и коммунально-бытового назначения», СТО Газпром 089-2010 (ОСТ 51.40). На каждой линии очистки, как правило, предусматривают замер давления, штуцеры для сброса газа на свечу и для подачи азота.
В случае подачи на вход УПТПИГ газа с отрицательной температурой предусматриваются аппараты очистки с подогревом в нижней части, либо узлы предварительного подогрева газа.
Осушка импульсного газа должна осуществляться до точки росы не выше минус 50 С.
Также стоит упомянуть, что ряд производителей ГПА, пневмоприводов, ГТЭС и прочего газоиспользующего оборудования предъявляют дополнительные требования к компонентному составу и метановому числу топливного газа, что должно отражаться Заказчиком в технической документации в требованиях к составу газа после очистки.
Узел предотвращения гидратообразования должен обеспечивать исключение образования кристаллогидратов во внутренних полостях технологического оборудования. Узел предотвращения гидратообразования включает в себя подогреватели газа прямого нагрева или непрямого нагрева через теплоноситель, запорную арматуру на выходе/выходе узла.
Не рекомендуется применение подогревателей прямого (без промтеплоносителя) подогрева газа. В качестве теплоносителя при непрямом нагреве, в основном, используются диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ) или вода. Также при непрямом нагреве предусматриваются подводящие/отводящие линии теплоносителя с ручными затворами. Дополнительно при выборе подогревателей с промежуточным теплоносителем или теплообменников предусматривается защита и сигнализация при прорыве газа в полость теплоносителя.
В обязательном порядке на УПТПИГ предусматривается не менее двух подогревателей, один из которых резервный. В среднем подогрев газа осуществляется на 15-25 градусов Цельсия в зависимости от температуры входящего потока и требуемой температуры потока на выходе.
Существуют два варианта подогрева рабочей среды: общий и частичный. При общем подогреве газа подразумевается прохождение всего потока через подогреватель с нагревом до требуемой температуры. При частичном подогреве происходит отбор части потока с нагревом до температуры выше требуемой с последующим возвращением отобранной части газа в общий поток. На современных УПТПИГ используется общий подогрев.
Узел редуцирования должен осуществлять снижение и автоматическое поддержание заданного давления, подаваемого потребителю, обеспечивать стабильную работу во всем диапазоне выходного и выходного давления. Узел редуцирования включает в себя регуляторы давления, клапаны-отсекатели, шаровые краны на входе и выходе редуцирующих линий, КИП для замера и передачи параметров давления и температуры.
В цеховой системе редуцирования давления топливного газа должно быть предусмотрено:
- 100%-ный резерв регуляторов давления,
- автоматическое переключение рабочей и резервной линии,
- обвод регуляторов давления для обеспечения плавного заполнения линии.
Регуляторы подразделяются на два типа: регулирующие давление до себя и после себя. На УПТПИГ применяется оборудование, регулирующее давление после себя. Существует несколько основных типов конструкций регуляторов, например, процесс редуцирования давления газа может регулироваться самим газом, подаваемым в надмембранное пространство либо настроенной на заданное давление пружиной. [4]
Вследствие уменьшения давления газа после регуляторов давления увеличивается скорость потока (закон Бернулли), поэтому поперечное сечение трубопроводов выходных линий на АГРС, ГИС увеличивается во избежание превышения параметра скорости потока в 25 м/с. Однако для УПТПИГ такое ограничение отсутствует, поэтому в большинстве случаев диаметр трубопровода либо не изменяется (например, вход – 150 мм, выход – 150 мм), либо устанавливается в соответствии с нормативно-технической документацией, регламентирующей допустимый уровень шума в трубопроводе.
Узел измерения расхода газа на УПТПИГ предназначен для определения количества и объема подаваемого пускового, импульсного, топливного, затворного и прочих видов газа, а также газа, расходуемого на собственные нужды УПТПИГ.
Метрологическое обеспечение узлов измерений расхода газа должно отвечать требованиям СТО Газпром 5.0-2008 «Метрологическое обеспечение в ОАО «Газпром» и СТО Газпром 2-1.15-205-2008 «Метрологическое обеспечение при проектировании объектов газовой промышленности.
Номенклатура измеряемых параметров и точность измерений должна соответствовать СТО Газпром 5.37-2011 «Единые технические требования на оборудование узлов измерения расхода газа и количества природного газа, применяемых в ОАО «Газпром» с возможностью передачи данных в САУ УПТПИГ. Узел измерения расхода газа на УПТПИГ по назначению относится к классу Д (предел отпускаемой относительной погрешности или расширенной неопределенности измерений расхода газа не более 5%, в пределах 5% может устанавливаться Заказчиком).
Измерение расхода газа обеспечивается во всем диапазоне работы УПТПИГ.
В большинстве случаев узлы измерения расхода газа на УПТПИГ в целях резервирования не дублируются, поскольку в отличие от технологического оборудования, например, фильтров-сепараторов, опасность возникновения аварийной ситуации при выходе из строя оборудования отсутствует. Для проведения работ по ремонту либо замене измерительного устройства на узле измерения расхода газа устанавливается обводная линия (байпас).
Все применяемые средства и системы измерения должны иметь свидетельства об утверждении типа СИ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологическому обеспечению. Результаты измерения должны быть представлены в единицах величин, допущенных к применению в Российской Федерации в соответствии с ПР 50.2.102.2009.
Основными методами измерения расхода газа являются:
- измерение объемного расхода газа при рабочих условиях с последующим пересчетом к стандартным условиям,
- измерение массового расхода газа с последующим пересчетом к объемному расходу при стандартных условиях,
- метод переменного перепада давления.
Метод измерения расхода газа предполагает использование соответствующих измерительных средств (быстросменные сужающие устройства, ультразвуковые, массовые расходомеры и т.д.). Помимо измерительных средств в состав узла измерения входят вычислители и корректоры расхода, блок обработки информации, средства передачи информации на системой «верхнего уровня» (САУ УПТПИГ, АСУ ТП КЦ и т.д.).
Узел одоризации предназначен для придания характерного запаха газу, изначально запаха не имеющего.
Узел одоризации должен обеспечивать контролируемую подачу одоранта в выходной газопровод.
Норму вводимого одоранта определяют паспортными данными. В большинстве случаев норма вводимого одоранта составляет 16 г (19,1 см3) на 1000 м3 газа (при 0 °С и 133 Па) для достижения запаха, ощущаемого в воздухе при концентрации газа в воздухе - 1%. [5] В качестве одоранта используют этилмеркаптан. Наиболее известной маркой является смесь природных меркаптанов (СПМ) производства ООО «Оренбурггазпром» (ТУ 51-81-88).
При подаче газа потребителю одоризация газа является обязательным процессом, однако на УПТПИГ в подавляющем числе случаев газ используется на технологические нужды газоиспользующего оборудования, в том числе сжигается в виде топлива, поэтому необходимость установки узла одоризации на каждом выходе УПТПИГ определяется Заказчиком и проектной организацией. В большинстве случаев на УПТПИГ достаточно установки системы контроля загазованности и установка узла одоризации газа не требуется.
САУ УПТПИГ обеспечивает реализацию функций контроля и управления отдельными блоками и узлами и УПТПИГ в целом, как при работе при нормальном режиме, так и во внештатных ситуациях. Полный перечень функций САУ определяется Заказчиком в соответствии с нормативно-технической документацией. САУ УПТПИГ выполняется в соответствии с:
- СТО Газпром 097-2011 «Автоматизация, Телемеханизация, АСУ ТП добычи, транспортировки и подземного хранения газа. Основные положения».
УПТПИГ должна быть автоматизирована в объеме, обеспечивающем ее пуск, длительную работу, а также остановку без участия обслуживающего персонала «по месту», в режимах автоматического и дистанционного управления из АСУ ТП.
На установке применяются средства КИПиА двух видов: для отображения параметров среды и работы оборудования по месту и для передачи данных о параметрах среды и работы оборудования в САУ УПТПИГ (иногда эти функции совмещаются в одном приборе). Набор измеряемых и отображаемых на щите САУ УПТПИГ параметров определяется Заказчиком. Основные измеряемые параметры: расход газа (расходомеры в узле измерения расхода газа), давление (манометры, датчики давления), температура (термометры, датчики температуры).
СПЕЦРАЗДЕЛ
Установка подготовки газа топливного, пускового, импульсного и для собственных нужд
На площадках компрессорных станций необходимо предусматривать установку подготовки газа топливного, пускового, импульсного и для собственных нужд КС и жилого поселка. На установке проводят:
- очистку, подогрев и редуцирование топливного газа в соответствии с требованиями заводов-изготовителей агрегатов;
- очистку и редуцирование пускового газа в соответствии с требованиями заводов-изготовителей агрегатов;
- очистку и осушку импульсного газа;
- очистку и редуцирование газа для собственных нужд компрессорной станции и жилого поселка;
- измерение расхода газа.
Отбор газа на установку подготовки предусматривается:
- от узла подключения компрессорной станции к газопроводу (до и после обводного крана № 20 станции);
- после установки очистки газа (основной отбор);
- из нагнетательных шлейфов компрессорного цеха (в зимний период).
В технологической схеме установки подготовки газа следует предусматривать:
- подогрев топливного газа до плюс 25 °С, редуцирование его до рабочего давления в соответствии с техническими условиями заводов-изготовителей газоперекачивающих агрегатов и поддержание этого давления с точностью до ± 0,05 МПа;
- измерение и редуцирование топливного газа котельной, резервной электростанции и подогревателей газа;
- осушку импульсного газа до точки росы минус 55 °С (при рабочем давлении);
- хозрасчетное измерение и учет суммарного расхода топливного, пускового и импульсного газа с коррекцией по температуре и давлению;
- выдачу результатов измерения расхода на диспетчерский пункт КС.
Система подогрева топливного газа должна включать не менее двух подогревателей. При отключении одного из подогревателей оставшиеся в работе должны обеспечивать не менее 70 % номинальной тепловой производительности системы.
В системе редуцирования давления пускового и топливного газа необходимо предусматривать:
- 100 %-ный резерв регуляторов давления;
- автоматическое переключение рабочей и резервной линий;
- обвод регуляторов давления.
Система подготовки импульсного газа должна включать: два ресивера, один из которых предназначается для узла подключения КС; два адсорбера; печь газа регенерации адсорбента. Вместимость ресиверов импульсного газа следует рассчитывать из условия обеспечения перестановки всех кранов компрессорной станции при двух последовательных аварийных остановках станции.
Необходимо предусматривать автоматическое измерение влагосодержания импульсного газа с помощью регистрирующего влагомера.
Объем адсорбента следует рассчитывать на следующие условия:
- число аварийных остановок компрессорной станции -- два в год;
- число пусков и остановок каждого газоперекачивающего агрегата -- 20 в год;
-время заполнения ресиверов -- не менее 15 мин;
- периодичность регенерации адсорбента -- 2 -- 3 раза в год.
Система подготовки импульсного газа должна иметь два адсорбера, в одном из которых происходит осушка газа, в другом -- регенерация (либо он находится в резерве). Регенерацию адсорбента необходимо производить осушенным природным газом, подогретым в печи газа регенерации.
Следует предусматривать контрольное (технологическое) измерение расхода топливного газа по каждому газоперекачивающему агрегату. Измерительные диафрагмы необходимо устанавливать на линиях после смешивания потоков газа, идущих от блока редуцирования и от уплотнения нагнетателей.
Цеховые коллекторы топливного, пускового и импульсного газа должны иметь продувочные и дренажные свечи.
В качестве примера рассмотрим блок подготовки топливного, пускового и импульсного газа (БТПГ), предназначенного для снабжения агрегатов ГТН-6 компрессорной станции "Кармаскалинская" топливным газом давлением 1,4--1,5 МПа, пусковым газом давлением 1,0 МПа и импульсным газом для работы кранов обвязки ГПА и коллекторов технологического газа (рисунок 4).
Рисунок 4 - Схема блока подготовки топливного, пускового и импульсного газа КС «Кармаскалинская»
Система топливного и пускового газа предназначена для подачи газа с требуемым давлением и в необходимом количестве к газоперекачивающим агрегатам. Система импульсного газа обеспечивает его подачу к узлам управления и пневмоцилиндрам для перестановки кранов топливного и пускового газа, а также к контрольно-измерительным приборам и устройствам автоматического регулирования ГПА. В качестве топливного, пускового и импульсного газа используется транспортируемый газ. Отбор газа на установку подготовки топливного, пускового и импульсного газа производится из всасывающего коллектора после пылеуловителей или нагнетательных шлейфов компрессорного цеха в зимний период при аварийной остановке подогревателей топливного газа, Для первоначального запуска ГПА отбор газа производят из газопровода.
- два сепаратора первой ступени диаметром 800 мм, р = 6,4 МПа;
- два подогревателя газа ПГА-10;
- два сепаратора второй ступени для топливного газа диаметром 800 мм, р=1,6 МПа;
- один блок-бокс редуцирования топливного и пускового газа ГБКС.030.00.00.000 СПКБ ПНГСМ;
- узел регулирования импульсного газа (дросселирование до давления 1,66 МПа);
- блок адсорберов 948.351.00.00.00 (Туламашгаз), р = 5,39 МПа;
- фильтры тонкой очистки топливного и пускового газа.
Отбор газа на БТПГ производится из четырех точек:
- через кран № 86 из входного коллектора газопровода, до крана № 20;
- через кран № 87 из выходного коллектора газопровода, после крана № 20;
- через кран № 88 из выходного коллектора, до АВО газа;
- через кран № 89 из выходного коллектора, после АВО газа.
Через один из кранов (№ 86; 87; 88; 89) газ поступает сначала в сепараторы первой ступени, затем (через краны № 4; 8; 9; 12) на автоматический подогреватель газа ПГА-10, где нагревается до температуры 20 -- 50 °С. Подогретый в подогревателях топливный газ после блока редуцирования с давлением 0,78 -- 0,98 МПа подается в коллектор сепараторов второй ступени, а затем через краны № 14 и 16 в сепараторы С-2 второй ступени. После прохождения сепараторов второй ступени топливный газ направляется в кол- лектор топливного газа компрессорного цеха диаметром 400 мм.
Пусковой газ после блока редуцирования с давлением 0,78 -- 0,98 МПа направляется в коллектор пускового газа компрессорного цеха диаметром 200 мм,
Для обеспечения бесперебойной работы пневматических приводов и приборов импульсный газ предварительно очищают и осушивают. Степень очистки и осушки импульсного газа должна быть такойкой, чтобы исключалось заедание и обмерзание рабочих исполни тельных органов при температуре наружного воздуха до 50 °С. Осушенный импульсный газ направляется:
- в коллектор импульсного газа высокого давления (р = 5,5 МПа) для управления пневмоприводными кранами обвязки компрессорных агрегатов и кранами узла подключения;
- в коллектор импульсного газа низкого давления (предварительно дросселированный до 1,66 МПа) для управления кранами топливного и пускового газа.
Регенерация адсорбента осуществляется горячим воздухом, отпираемым от осевого компрессора газоперекачивающих агрегатов.
В общем случае давление топливного и пускового газа зависит от типа ГПА. Топливный газ редуцируется для ГТН-6 до 0,9 МПа, для ГТК-10-4 и ГТН-16 -- до 1,5 МПа, для ГТН-25 -- до 2,45 МПа. 11усковой газ проходит через регуляторы, снижающие его давление до 0,9 МПа для ГТН-6, до 1,5 МПа -- для ГТК-10-4, ГТН-16 и до 2,5 МПа -- для ГТН-25.
Схема подачи топливного и пускового газа к газотурбинным установкам показана на рисунке 5.
Рисунок 5 - Схема подачи топливного и пускового к газотурбинным установкам
Топливный газ поступает из коллектора в камеру сгорания через кран № 12бис, расходомерную диафрагму, кран № 12, стопорный (СК) и регулирующий (РК) клапаны. Краны № 14 и 15 используются для запальной и дежурной горелки в период пуска агрегата.
Пусковой газ из системы редуцирования, где снижается его давление до 1,0--1,5 МПа, поступает через краны № 11 и 13 на вход м турбодетандер, где расширяется (давление снижается до атмосферного) и совершает полезную работу, идущую на раскрутку I некого компрессора и турбины высокого давления.
Системы пускового, топливного и импульсного газа на КС могут- различаться не только уровнем давлений, но и конструктивно. В последние годы широкое применение нашли блочные установки. 15 качестве примера можно привести блок топливного и пускового газа БТПГ6/75.
Блок БТПГ 6/75 предназначен для эксплуатации в условиях умеренного и холодного климата при температуре окружающего воздуха от -- 55 до + 50 °С.
Давление газа на входе, МПа. 3,5 -- 7,5
Количество выходов. два (для топливного и пускового газа)
Давление топливного газа на выходе, МПа. 2,5
Давление пускового газа на выходе, МПа. 2,5
Пропускная способность линии пускового газа
в нормальных условиях по ГОСТ 2939 - 63, м3/ч. 18000
Пропускная способность линии топливного газа
в нормальных условиях по ГОСТ 2939 - 63, м3/ч. 35000
Блок БТПГ состоит из следующих основных частей: подогревателя газа; блока редуцирования; двух датчиков замера расхода газа.
Блок БТПГ работает следующим образом:
Газ высокого давления (3,5 -- 7,5 МПа) проходит через расходомерную диафрагму, соединенную трубками с блоком датчиков замера расхода газа, в котором установлен сильфонный дифманометр ДСС-734, производящий замер расхода газа, поступающего на вход БТПГ.
Температуру газа на входе замеряют термосопротивлением ТСМ-50711.После диафрагмы расходомерный газ распределяется на два потока: часть газа поступает в подогреватель, откуда подогретый газ поступает на вход линии топливного газа блока редуцирования, а часть газа поступает непосредственно на вход линии пускового газа блока редуцирования.
Узел редуцирования топливного газа состоит из двух редуцирующих ниток: верхней и нижней. Редуцирующие нитки равноценны как по составляющему их оборудованию, так и по пропускной способности.
Перед редуцированием газ очищается от механических примесей в фильтрах. Фильтрующим элементом является металлическая сетка.
Между фильтрами и регуляторами давления газа установлены компенсаторы для облегчения разборки при проведении ремонтных или профилактических работ на регуляторах.
Очищенный газ высокого давления поступает на вход регуляторов давления газа РДУ 80-01, в которых высокое давление газа рвх = 3,5 -- 7,5 МПа снижается до рвых = 2,5 МПа. Регуляторы давления (РД) на каждой редуцирующей нитке настроены на одно и то же выходное давление.
После блока редуцирования топливный газ проходит через расходомерную диафрагму, связанную трубками с блоком датчиков замера расхода газа.
Узел редуцирования пускового газа состоит из двух ниток: верхней и нижней. На входе нижней нитки установлен кран с пневмоприводом, управление которым осуществляется с помощью блока БУЭП35 вручную по месту или дистанционно. Перед редуцированием газ очищается от механических примесей на фильтре, откуда газ поступает на вход регулятора давления РДУ 80-01 32, где высокое давление газа рвх = 3,5 --7,5 МПа снижается до рвых = 2,5 МПа. На входе верхней редуцирующей нитки установлен кран с ручным приводом и регулятор давления РДУ 80-01 31. На обеих нитках перед РД установлены компенсаторы для облегчения разборки при проведении ревизии и ремонтных работ.
Защита линий пускового и топливного газа от повышения давления осуществляется предохранительными клапанами.
Контроль за режимом работы основных узлов осуществляется с помощью датчиков, расположенных в блоках электроконтактных манометров, манометрических термометров и термометров сопротивления.
Систему подготовки импульсного газа также можно выполнять блочно в виде узла подготовки импульсного газа (УПИГ).
В состав УПИГ входит следующее оборудование: фильтры-сепараторы, адсорберы, огневой подогреватель, газовый ресивер, запорная арматура, контрольно-измерительные приборы, трубопроводы и гибкие резиновые шланги.
Фильтры-сепараторы предназначены для очистки импульсного газа от механических примесей и влаги. Адсорберы предназначены для осушки импульсного газа путем поглощения воды, находящейся в газе. Поглощение осуществляется адсорбентом, находящимся в полости адсорберов. На компрессорной станции для осушки импульсного газа в качестве адсорбента широко применяется гранулированный мелкопористый силикагель марки КСМ (ГОСТ 3956 -- 54), который в зависимости от относительной влажности газа поглощает водяных паров при температуре 20 °С от 9 до 35 % от собственного веса, что способствует понижению точки росы газа на 50 -- 60 °С. Из-за недостаточной степени очистки и осушки импульсного газа возможно заедание и обмерзание исполнительных органов при низких температурах наружного воздуха.
Как правило, из двух адсорберов в рабочем режиме поглощения влаги находится один. Другой адсорбер находится в режиме восстановления адсорбента. Восстановление осуществляется путем пропускания части подогретого до высокой температуры газа (около 300 °С) через увлажненный адсорбент. Дело в том, что при достижении предельной влажности, силикагель теряет способность дальнейшего поглощения влаги и для возобновления его адсорбционных свойств через него пропускают горячий теплоноситель. Осушку силикагеля проводят один раз в 2 -- 3 месяца. Для подогрева газа используют огневой подогреватель. Цикл регенерации силикагеля длится примерно 4--6 ч, цикл охлаждения -- 2--4 ч.
При эксплуатации УПИГ с помощью контрольноизмерительных приборов осуществляется контроль за давлением и температурой газа, его расходом и точкой росы, которая должна составлять - 25 °С.
После УПИГ газ поступает ко всем общестанционным кранам на узел подключения, режимным и агрегатным кранам, а также на низкую сторону к кранам топливного и пускового газа.
Установка подготовки газа и конденсата с системой сбора и транспорта
Прогнозируемая добыча газа: 128,10. 21,29 млн.ст. м3/год.
Режим работы: непрерывный, 8760 часов в год.
Объем работ: Концептуальный инжиниринг, проектирование.
Поставка УПГК предусматривается в виде блоков, узлов и монтажных заготовок полной заводской готовности. Все технологические блоки размещаются на открытой площадке, эксплуатируются при температуре воздуха от минус 35 до плюс 44°С. УПГК располагается в зоне 2 класса взрывоопасности.
ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА
Установка подготовки газа (УПГК) предназначена для подготовки газа группы месторождений до требований СТО Газпром 089-2010 и подготовки (стабилизации) конденсата для вывоза автотранспортом.
Сырьем для УПГК является природный газ, поступающий от скважин трех месторождений. Подготовка газа газоконденсатных месторождений должна осуществляться методом низкотемпературной сепарации (НТС) с целью осушки и очистки газа от механических примесей, отделения конденсата и пластовой воды, для последующей подачи в магистральный газопровод ОАО «Газпром».
В состав основного технологического оборудования УПГК входят следующие блоки заводской готовности:
- блок входных шлейфов
- блок технологического сепаратора-пробкоуловителя (2 ед.)
- блок низкотемпературной сепарации
- блок стабилизации и сепарации конденсата
- блок подготовки топливного газа на собственные нужды
БЛОК ВХОДНЫХ ШЛЕЙФОВ
Блок входных шлейфов предназначен для приёма сырьевого газа со скважин месторождений, редуцирования газа (при необходимости), подачи ингибиторов гидратообразования (метанола) в поток газа каждого шлейфа перед редуцированием, распределения поступающей по шлейфам продукции месторождений по соответствующим блокам для последующей подготовки, сепарации поступающего от месторождений влажного газа от жидкости, улавливания жидкостных пробок и разделения жидкой фазы на конденсат и водо-метанольную смесь.
Читайте также: