Курсовая с практикой на тему Курсовой проект №5 Эксплуатация установок очистки газа компрессорного магистрального газопровода

Содержание:

ВВЕДЕНИЕ 4
1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ 6
1.1 Характеристика компрессорного цеха 6
1.2 Способы очистки газа на компрессорной станции 7
1.3 Техническая и конструктивная характеристика пылеуловителей 10
1.4 Эксплуатация пылеуловителей 13
1.5 Требования, предъявляемые к сосудам высокого давления 18
1.6 Меры безопасности при эксплуатации пылеуловителей 20
2 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ 24
2.1 Проверочный гидравлический расчет участка газопровода 24
2.2 Определение потерь давления в пылеуловителе 29
2.3 Проверочный расчет пылеуловителей 32
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 34
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 35

Введение:

Природный газ месторождений содержит механические примеси, посторонние вещества в твердом, жидком и газообразном состояниях, входящие в состав газа и снижающие его теплоту сгорания.
Содержание механических примесей. Механические примеси, содержащиеся в газе, способствуют развитию эрозии, износу газопроводов и компрессорных агрегатов, а также засоряют контрольно-измерительные приборы и увеличивают вероятность аварийных ситуаций на компрессорных станциях (КС), газопроводах и газораспределительных станциях (ГРС). Содержание кислорода. В природных газах кислород отсутствует. При строительстве или ремонте газопроводов кислород можно внести при недостаточной продувке трубы. Наличие кислорода в природном газе может привести к образованию взрывоопасных смесей или выделению элементарной серы при наличии сероводорода.
От механических примесей природный газ очищают в призабойной зоне, на промысле, на линейной части, на КС и ГРС.
Призабойную зону скважины оборудуют фильтрами, представляющими собой стальные трубы с перфорацией. Гравийные фильтры более качественно предохраняют колонну скважины от выноса песка, известняка и других примесей. На промысле газ очищают от воды, конденсата, частиц породы и пыли в наземных сепараторах. На компрессорных станциях газопровода предусматривают очистку газа от механических примесей (твердых и жидких частиц). На ГРС осуществляет окончательную очистку газа перед подачей потребителям.
Промышленные пылеулавливающие аппараты в соответствии с принципами очистки газа разделяют на две группы: сухого и мокрого отделения пыли. К аппаратам сухого отделения пыли относят:
гравитационные сепараторы (степень очистки 70 — 80%);
циклонные пылеуловители (степень очистки 85 — 98 %);
фильтры и фильтр-сепараторы (степень очистки до 99 %, очищают поток газа от капель воды и конденсата).
Принцип действия аппаратов сухого отделения пыли состоит в искусственном осаждении пыли под действием сил тяжести и в результате снижения скорости течения газа. К аппаратам мокрого отделения пыли относят масляные пылеуловители, в которых очистка газа происходит при помощи промывки газа жидкостью» Такие пылеуловители наряду с циклонными нашли широкое применение в газовой промышленности. Достоинство вертикальных масляных пылеуловителей - высокая степень очистки газа (97-98%).

Заключение:

В курсовом проекте на тему «Эксплуатация установок очистки газа компрессорного цеха магистрального газопровода» приведена характеристика Медвежьевской компрессорной станции.
Рассмотрена система очистки газа в компрессорном цехе, а также техническая и конструктивная характеристика пылеуловителей.
Кратко изложены требования, предъявляемые к сосудам высокого давления. Подробно описана схема эксплуатации пылеуловителей.
Важным моментом стабильной и безопасной работы компрессорной станции является четкое соблюдение требований техники безопасности при обслуживании его оборудования. В курсовом проекте рассмотрены основные положения техники безопасности при эксплуатации пылеуловителей.
В специальной части курсового проекта произведены следующие расчеты:
1. Проверочный гидравлический расчет участка магистрального газопровода. Полученное значение конечного давления Рк = 4,7 кгс/см2 трубопровода соответствует эксплуатационному режиму работы магистрального газопровода.
2. Проверочный расчет циклонных пылеуловителей. По полученным значениям сделан вывод о необходимом количестве пылеуловителей. Полученные результаты дают представление о необходимом оборудовании по очистке газа компрессорного цеха и конечном давлении в магистральном газопроводе, что соответствует фактическому.

Фрагмент текста работы:

1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1 Характеристика компрессорного цеха
ООО "Газпром добыча Надым" занимает одно из ведущих мест среди газодобывающих предприятий ОАО «Газпром», с максимальным годовым объемом добычи порядка 75 млрд. куб. м газа.
В настоящее время Общество осуществляет добычу и транспорт углеводородного сырья на 5 из 7 находящихся в недропользовании месторождениях: Медвежинском, Ямсовейском, Юбилейном, Бованенковском и Харасавейском. Объем транспорта газа по Обществу в 2012г. составил 54,6 млрд.куб.м.
Промышленная эксплуатация Медвежьего месторождения ООО "Газпром добыча Надым» началась в апреле 1972 года. При переходе в режим естественного снижения объёмов добычи газа, в условиях падения пластовых давлений на всех 9-ти промыслах месторождения Медвежье были построены дожимные компрессорные станции. Компрессорный период эксплуатации месторождения начался в 1981 г., с вводом в эксплуатацию ДКС на ГП-2. На сегодняшний день суммарная мощность агрегатов составляет 192 МВт. В компрессорных цехах ДКС установлены газоперекачивающие агрегаты:
- на ДКС-1...8: ГТН-6 (Уральский ТМЗ) с турбинами промышленного типа мощностью 6 МВт (18 ед.);
- на ДКС-9: ГПА-Ц-16/76 (СНПО им. М.В. Фрунзе, г. Сумы) с турбинами авиационного типа мощностью 16 МВт (3 ед.).
В последние годы на Медвежьем возникли проблемы, характерные для месторождений, вступающих в заключительную стадию разработки:
- техническое состояние и технический уровень объектов, находящихся в эксплуатации от 25 до 40 лет, по целому ряду требований не соответствуют действующим нормативным документам по безопасной эксплуатации объектов транспорта и добычи газа, эффективной подготовке и обеспечению качества газа, охране окружающей среды.
- без проведения реконструкции основных промысловых систем и объектов, в первую очередь - дожимного комплекса, транспорт газа из месторождения в газотранспортную систему осуществляться не может.
- расположение компрессорных станций в районе сложных климатических и геокриологических условий Крайнего Севера.
За период с начала эксплуатации в компрессорном режиме давление в пласте месторождения «Медвежье» упало почти в 5 раз, с 9,2 МПа до 1,99 МПа. Изменение давления в пласте, а, следовательно, и на входе в ДКС предъявляет достаточно жесткие требования к газодинамическим характеристикам ЦБК при последовательной работе ГПА, а именно - широкий диапазон работы по объемной производительности и устойчивая работа при значительном изменении входного давления.
Таким образом, при эксплуатации месторождений природного газа на поздней стадии разработки крайне актуальным становится вопрос поддержания планового уровня транспорта газа на заданном уровне.