Реконструкция компрессорных станций с заменой технологического оборудования - Дипломная работа

.2.3 Компрессорный цех с агрегатами ГТК-10-4 2.2.5 Трубы, арматура, соединительные детали трубопроводов 2.2.6 Расчет компрессорного цеха №3 КС «Юбилейная» до реконструкции 2.2.2 Расчет КЦ №3 после реконструкцииРазвитие газовой и ряда смежных отраслей промышленности сегодня в значительной степени зависит от дальнейшего совершенствования эксплуатации и обслуживания систем трубопроводного транспорта природных газов из отдаленных и порой слабо освоенных регионов в промышленные и центральные районы страны. Оптимальный режим работы компрессорных станций в значительной степени зависит от типа и числа газоперекачивающих агрегатов (ГПА), установленных на станции, их энергетических показателей и технологических режимов работы.Главным регионом, в котором осуществляется добыча нефти, считается Западная Сибирь, однако даже здесь в последнее время наблюдается сокращение добычи нефти, так же как и в Урало-Поволжье. Можно выделить несколько основных проблем, с которыми приходится сталкиваться нефтяной промышленности: 1.Замедление скорости добычи нефти в связи подорожанием этих работ, а также в результате того, что месторождения находятся в труднодоступных местах; 2.Невысокий показатель извлечения нефти, что приводит к нерациональному использованию ресурса; Минтопэнерго России постоянно принимает множество законопроектов и продолжений, которые направлены на стимулирование использования в процессе добычи нефти модернизированных и уникальных методов, которые устранят практически все проблемы, связанные с нефтяной промышленностью. Это приводит к тому, что к этой сфере деятельности привлекается большое количество иностранного капитала, а также в процессе добычи нефти российские организации используют усовершенствованное оборудование и уникальные технические разработки.Цех №2 подключен к МГ «Пунга-Вуктыл-Ухта» (Ду=1200 мм, Ру=5,4 МПА); цех №3 к МГ «Пунга-Вуктыл-Ухта» (Ду=1400 мм, Ру=7,5 МПА); цех №4 к МГ «Пунга-Ухта-Грязовец» (Ду=1400 мм, Ру=7,5 МПА). Газ высокого давления, из магистральных газопроводов, поступает через входные шаровые краны №7; 7а (Ду 1000) узлов подключения компрессорных цехов, во всасывающие газопроводы-шлейфы, и на входные коллекторы батарей циклонных пылеуловителей (ПУ): 5-и ПУ цеха №2; 6-и ПУ цеха №4, - производительностью 20 млн. нм3/сут каждый и 6-и ПУ цеха №3 (производительность каждого 20 млн. нм3/сут). После очистки, газ в цехах №3 и 4 попадает во всасывающий коллектор (Ду 1000) газоперекачивающих агрегатов, из которого направляются в параллельно работающие 3 группы из 2-х последовательно работающих нагнетателей Н-370-18-1 6-и (3*2) агрегатов ГТК 10-4 (плюс 2 в резерве), где сжимаются до проектного давления 7,4 МПА. Сжатый центробежными нагнетателями, газ под давлением 7,4 МПА поступает в нагнетательный коллектор (Ду 1000) и далее по трубам (Ду 1000) направляется к установкам из 7 аппаратов воздушного охлаждения газа. Для цеха №2: газ после очистки поступает во всасывающий коллектор Ду 700 центробежных нагнетателей Н-300-1,23, 4-х газоперекачивающих агрегатов ГТ-6-750, работающих параллельно 2-я группами по два агрегата, (плюс один ГПА в резерве), где сжимается до проектного давления 5,4 МПА и через выходные шлейфы (Ду 700), и краны №8; 8а узла подключения попадает в магистральный газопровод.Район расположения сети магистральных газопроводов и газопровода Юбилейного ЛПУМГ является частью Вологодской области и проходит по землям Тотемского и других районов. Рельеф местности представляет собой слабо расчлененную равнину и определяется близостью Уральских гор. Большую часть территории занимают темнохвойные леса, лесистость - 82%, болота. Магистральные газопроводы и газопровод-отвод пересекают в основном небольшие реки, такие как Малый Емель, Илыч, ширина русла которых в местах подводных переходов не превышает 30 м (всего 17 рек, не считая более мелких водных преград). Газопроводы на всем протяжении пересекают 99 болот 1 и 2 типов глубиной до 3-4 метров и общей протяженностью до 25 км.Компрессорные станции предназначены для повышения давления и перекачки газа по магистральному газопроводу. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально использовать аккумулирующую способность газопровода. Компрессорный цех №3 КС обеспечивает компримирование природного газа, транспортируемого по магистральному газопроводу Пунга-Вуктыл-Ухта II очередь диаметром Ду 1400 мм и рабочим давлением 7,5 МПА. Технологической схемой компрессорного цеха предусмотрены следующие основные процессы: 1.прием газа из магистрального газопровода по двум входным шлейфам Ду 1000 мм; 2.входные газопроводы-шлейфы компрессорного цеха Ду 1000 мм с секущими кранами №№7,7а и свечными кранами №№17,17а, обеспечивающими отключение цеха от магистрального газопровода и освобождение коммуникаций цеха от газа;Установка очистки газа от твердых и жидких примесей предусматривается на входе в компрессорную станцию для предотвращения загрязнения и эрозии оборудования и трубопроводов. Нагнетатели Н-370-18-1

Содержание

1.Введение

1.1 Цель, задачи и объект исследования

1.2 Актуальность темы

1.3 Нефтяная промышленность РФ: перспективы, особенности развития и основные проблемы

1.4 Что такое реконструкция и компрессорная станция?

2.Основная часть

2.1 Общая часть

2.1.1 Краткая информация о КС «Юбилейная»

2.1.2 Данные о топографии и расположении объекта

2.2 Технологическая часть

2.2.1Описание технологической схемы цеха до реконструкции

1. Введение

1.1 Цель исследования - анализ реконструкции компрессорного цеха.

Задачи исследования - исследование - изучение установки нового оборудования, как основного, так и вспомогательного для обеспечения бесперебойной подачи газа по магистральному газопроводу от мест добычи к потребителю.

Объект исследования - цех компрессорной станции "Юбилейный"