3. Описание технологической схемы объекта.

3.1. Компрессорная станция (Титул 100/1,2,3).

Осушенный отбензиненный газ с температурой от плюс 25 до плюс 40˚С, с давлением от 2,4 до 3,0 МПа поступает на дожимную компрессорную станцию по трубопроводу Ду 500 с УППНГ.

На входном трубопроводе предусмотрен замер температуры (поз. TI 001) и давления (поз. PI 015) по месту и с выносом показаний в ПУ (поз. ТТ 002 и поз. PIT 016).

На трубопроводе подвода отбензиненного газа к компрессорной станции предусмотрен отбор газа к блоку подготовки топливного газа в количестве 47…120 м³/ч (1300…3400 нм³/ч) по трубопроводу Ду 100. Расход замеряется по приборам (поз. FE 002, FIT 002) с выносом показаний в ПУ.

Предусмотрен замер температуры – 25…40˚С (поз. ТТ 003) и давления 2,4…3,0 МПа (поз. PIT 017) с выносом показаний в ПУ.

Для компримирования газа установлены два рабочих турбокомпрессорных агрегата ТКА-101.1 и ТКА-101.2 с приводом от газовой турбины.

Компрессор модели DО6R7S серии DATUM поставлен компанией «Dresser – Rand», газотурбинный привод к компрессору – компанией «Solar Turbines», тип турбины – «Centaur 50L».

Локальная система управления компрессорных агрегатов разработана и поставлена компанией «Solar Turbines».

Каждый турбокомпрессорный агрегат устанавливается в отдельном здании с системой вентиляции, пожаротушения и контроля загазованности.

Предусмотрены две самостоятельные линии для компримирования газа.

Газ поступает в сетчатые сепараторы С-101.1 и С-101.2, объемом 20 м³ каждый, для отделения капельной жидкости. Предусмотрен наружный обогрев нижней части сепараторов горячей водой. На трубопроводе обратной горячей воды устанавливается термометр (поз. TI 005/1, TI 005/2).

Предусмотрена защита сепараторов от повышения давления с помощью предохранительных клапанов.

На сепараторах С-101.1 и С-101.2 ведется замер уровня – 450…750 мм (поз. LIT 001/1,2), температуры – 25…40˚С – (поз. TI 004/1,2), замер давления – 2,4…3,0 МПа – (поз. PI 008/1,2, PIT 009/1,2), сигнализация максимального перепада давления – 0,005 МПа – (поз. PDS 007/1,2, PDAH 007/1,2) на сетчатом отбойнике, сигнализация максимального – 800 мм (поз. PIH 001/1,2) и минимального – 400 мм (поз. PIL 001/1,2) уровней, блокировка компрессоров при максимальном уровне – 850 мм (поз. LAHH 002/1,2) жидкости в сепараторе.

Вывод жидких углеводородов из сепараторов осуществляется через позиционный регулятор уровня (поз. LV 001/1, LV001/2). Жидкость поступает в подземную емкость Е-3, объемом 12,5 м³.

В подземной емкости Е-3 производится замер уровня – 350…750 мм (поз. LIA 004), температуры – минус 55…плюс 34˚С (поз. ТЕ 051, TI 051), давления – 0,6…1,6 МПА (поз. PI 095, PIT 096), сигнализация максимального – 800 мм (поз. LIAН 004) и минимального – 300 мм (поз. LIAL 004) уровней.

Жидкие углеводороды из емкости Е-3 передавливаются азотом в автоцистерну и увозятся с установки.

На трубопроводе подачи азота предусмотрен кран № 107, автоматически связанный с позиционным регулятором уровня в сепараторах С-101.1, С-101.2 (поз. LV 001/1, LV 001/2). Если во время опорожнения емкости Е-3 повысится уровень жидкости в сепараторах С-101.1, С-101.2 до максимального, кран № 107 закрывается и передавливание жидкости из емкости Е-3 прекращается.

После сепараторов С-101.1 и С-101.2 газ поступает на всас турбокомпрессорных агрегатов ТКА-101.1 и ТКА-101.2. В трубопроводе всасывания за шаровыми кранами № 105.1 и № 105.2 устанавливается фильтр, предохраняющий турбокомпрессор от попадания в него посторонних предметов из трубопровода. На кранах № 105.1 и № 105.2 предусмотрены байпасные клапаны (поз. 105.3 и 105.4) для выравнивания давления при пуске компрессоров. Давление в трубопроводе всасывания – 2,4…3,0 МПа (поз. PIT 018/1,2), температура – 25…40˚С (поз. ТТ 006/1,2), расход газа – 3 219,3…4 222,7 м³/ч (поз. FIT 001/1,2).

Выходящий из турбокомпрессоров ТКА-101.1 и ТКА-101.2 газ с давлением 7,5 МПа (поз. PI 093/1,2, PIT 019/1,2) и температурой 125…132˚С (поз. ТТ 007/1,2) поступает в аппараты воздушного охлаждения ВХ-101.1…ВХ-101.6. В аппаратах воздушного охлаждения газ охлаждается до температуры 25…40˚С (поз. ТТ 008/1-1…ТТ 008/1-3, ТТ 008/2-1…ТТ 008/2-3), подаётся в газопровод «ЛДКС – Уренгой – Челябинск» или через узлы редуцирования и коммерческого учёта газа на Сургутскую ГРЭС и на котельные г. Лангепас. Регулирование температуры газа на выходе из аппаратов воздушного охлаждения (АВО) осуществляется путем изменения угла наклона жалюзи с электроприводом, а в холодное время года и дистанционным отключением вентиляторов АВО.

Каждый турбоагрегат (турбокомпрессор + газовая турбина) оснащен системой управления, поставляемой изготовителем газовой турбины компанией «Solar Turbines». Эта система обеспечивает управление работой турбоагрегата, осуществляет слежение за его важнейшими параметрами, выполняет отключение соответствующего турбоагрегата в случае повышения рабочих параметров. Данная система связана с главной системой управления станцией.

Компрессор оснащен устройством антипомпажного регулирования, которое не допускает уменьшения потока газа, проходящего через компрессор, ниже заданного значения. Поток газа, проходящий через компрессор, замеряется диафрагмой (поз. FE 001/1, FE 001/2), установленной на всасывающем трубопроводе каждого компрессорного агрегата. Если поток газа будет меньше допустимой величины и произойдет помпаж, то возможно повреждение ротора, уплотнений и подшипников. Для увеличения потока газа через компрессор и служит антипомпажный клапан (поз. FV 001).

Отключение компрессора происходит при:

• низком давлении во всасывающем трубопроводе – 2,0 МПа (поз. PIT 018/1,2);

• высоком давлении в нагнетательном трубопроводе – 8,2 МПа (поз. PIT 019/1,2);

• высокой температуре в нагнетательном трубопроводе - 135˚С (поз. ТТ 007/1,2);

• при высоком уровне жидкости в сепараторах С-101.1 и С-101.2 - 850 мм (поз. LA 002/1,2).

Компрессор, турбина и вспомогательное оборудование турбины смонтированы каждое на отдельной раме.

Для смазки компрессора и турбины используется смазочное масло Тп-22С.

Маслосистема турбоагрегата состоит из:

• масляного бака, установленного на раме турбины R 901;

• внутреннего трубопровода системы смазки;

• насоса предварительной/последующей смазки с электродвигателем переменного тока Р 902;

• главного насоса Р 901;

• термостатического регулятора температуры TCV 901;

• резервного насоса смазки ВР 903 с электродвигателем постоянного тока;

• фильтров: FS 901, FS 901-1, FS 901-2, FS 902-1, FS 902-2, FS 902-3;

• воздушного холодильника масла (размещается вне здания компрессорной со стороны воздухозаборной камеры турбины во вневзрывоопасной зоне) НХ 901;

• погружного нагревателя масла Н 392;

• приборов КиА (манометры, термометры, уровнемеры).

Технологическая схема маслосистемы компрессора и турбины представлена на чертеже (Приложение 11.2.).

Система обеспечивает подачу смазки в турбоагрегат.

Агрегат отключается при наличии следующих параметров:

• низком давлении смазочного масла – 173 кПа (поз. ТР 380);

• высокой температуре смазочного масла – 74˚С (поз. RT 380);

• низком уровне смазочного масла (305мм, поз. LА 388) в масляном баке

R-901 с одновременной блокировкой включения электрических нагревательных элементов обогрева масляного бака (поз. RT 392).

В качестве топливного газа на турбинах используется подготовленный и осушенный газ, который поступает с УППНГ. Для его подготовки и фильтрации предусматривается блок подготовки топливного газа (Титул 100/110).

Максимальная потребность топливного газа на одну турбину составляет 32,1 нм³/мин (поз. FM 586), минимальное давление топлива в точке подключения к агрегату составляет 1,17 МПа, максимальное давление в точке подключения не должно превышать 2,08 МПа (поз. PIA 027).

На входе топливного газа к каждой турбине предусматривается трубопровод с измерительной диафрагмой (поз. TF 586), фильтром (поз. FS 931), регулирующими (поз. PCV 930-1, PCV 930-2 (на горелку) EGF 345, EGF 388 (на форсунки)) и отсечными (V2Р931, М2H932, V2Р940) клапанами.

Схема подачи газового топлива представлена на чертеже (Приложение 11.3.).

Схемой предусмотрено измерение давления (поз. ТР 389) и температуры (поз. RT 389) топливного газа, используемого в главных горелках турбины.

Агрегат отключается при следующих параметрах:

• высокой температуре топливного газа – 96˚С, (поз. RT 389);

• высоком давлении топливного газа – 4656 кПа (поз. ТР 389).

Компрессор оснащается сухими газовыми уплотнениями тандемного типа компании «Dresser-Rand».

Схема подачи уплотнительного газа и азота к сухим газовым уплотнениям представлена на чертеже (Приложение 11.4.).

Максимальный расход азота на продувку уплотнений на один компрессор составляет 46 нм³/час.

В схеме подачи уплотнительного газа к турбокомпрессору измеряются следующие параметры:

• поток газа, проходящего через каждое уплотнение – 105 нм³/час (поз. FIT 206), 105 нм³/час (поз.FIT 208);

• поток газа, уходящего из каждого уплотнения на свечу – 10,7 нм³/час (поз. FE 217, FIT 219, FE 218, FIT 220);

• потеря давления на фильтре азота – не более 50 кПа (поз. PDIT 209);

• потеря давления на фильтре газа, используемого в уплотнениях – 50кПа (поз. PDIT 202);

• давление азота, используемого в уплотнениях – 50 кПа (поз. PIT 212, PIT 214, PIT 216).

Отключение агрегата происходит при:

• повышенном потоке газа, исходящего из сухих уплотнений – 0,22 МПа (поз. РАНН 222, РАНН 221);

• низком давления азота, используемого в уплотнениях – 30 кПа (поз. РАLL 214);

• низком давлении смазочного масла – 120 кПа (поз. PIT 552, PIT 553).

Газовая турбина агрегата установлена в противошумном кожухе. Кожух обеспечивает подавление шума, установленной на раме турбины, до величины 85 дБ. Шум измеряется на расстоянии 1 м от поверхности кожуха в свободном пространстве.

Кожух оборудован системой обнаружения и тушения пожара. Система обнаружения и тушения пожара выполнена фирмой «Solar Turbines». Для тушения пожара в кожухе газовой турбины предусмотрены газовые баллоны с СО₂, которые установлены в здании компрессорной не далее 7,6 м от кожуха турбины.

Кожух турбины оборудуется температурным датчиком для сигнализации высоких температур, датчиками ДВК горючих газов, которые обеспечивают подачу предупреждающего светового и звукового сигналов при концентрации горючих газов 20% и аварийного – при 50% нижнего концентрационного предела воспламенения (с автоматическим отключением агрегатов).

Противошумный кожух оборудован системой приточной и вытяжной вентиляции.

Кожух оборудован системой освещения переменного тока и резервной системой освещения с питанием от аккумуляторной батареи.

Отвод продуктов сгорания осуществляется с левой боковой стороны турбины через дымовую трубу с глушителем.

Высота дымовой трубы турбокомпрессорного агрегата – 15 м, диаметр – 1000 мм.

Для системы контроля экологической чистоты дымовых газов, выходящих из газовой турбины, установлен компьютерный газоанализатор КГА-8С, разработанного фирмой «Экомон» (г. Москва), по одному для каждого турбокомпрессорного агрегата.

Газоанализатор предназначен для контроля окиси углерода, двуокиси азота, окиси азота в дымовых газах.

Температура дымовых газов – 0…550 ˚С.

Условия эксплуатации прибора – при температуре 5…45˚С.

Потребляемая мощность газоанализатора – не более 15 ВА.

Габаритные размеры газоанализатора КГА-8С – 500х550х225 мм.

Приборы КГА-8С не взрывозащищенные, в связи с этим установлены в отдельных блок-боксах, расположенных в нормальной зоне.