1 2
ГЛАВА 2. СВЕДЕНИЯ О ТЕКУЩЕМ СОСТОЯНИИ РАЗРАБОТКИ
2.1 Анализ системы сбора газа на Вынгаяхинском месторождении
Эксплуатационные скважины группируются в кусты из 2–3 скважин с расстоянием между устьями не менее 40 м. Кустовая площадка сеноманских газовых скважин должна располагаться на расстоянии не менее 70 м от кустовой площадки нефтяных скважин.
Устье скважины обвязывается манифольдом, в состав которого должны входить, как минимум, устьевой клапан-отсекатель, быстросъёмное сужающее устройство, прямоточные задвижки. Устье скважины должно быть оборудовано двумя задавочными линиями с обратными клапанами и быстросъёмными соединениями, а также при необходимости метанолопроводом.
Куст скважин должен быть оборудован факельной линией с вертикальным или горизонтальным факельным устройством (ГФУ), а также измерительной установкой (коллектором) типа Надым-2 или сепаратором.
Газосборный коллектор от скважин куста выполнен в подземном исполнении. Кустовая площадка оборудована фундаментами под подъёмные агрегаты для капитального ремонта скважин, якорями под оттяжки подъёмных агрегатов, емкостями под технологические растворы, необходимые для ремонта скважин. В целях предотвращения затопления талыми водами кустовая площадка должна быть отсыпана выше максимального подъёма воды, иметь уклон в сторону амбара ГФУ, а в целях исключения снегозаносимости территории и образования «повышенных» объёмов талых вод, образующихся при весеннем таянии снега, – не обвалована и иметь подъездные пути.
Существуют принципиальные схемы обвязки устья скважин с различным расположением рабочих струн фонтанной арматуры относительно оси скважин и с использованием амбара ГФУ, построенного при бурении скважин:
- традиционная схема обвязки с расположением арматуры параллельно оси скважин;
- схема обвязки с расположением арматуры перпендикулярно оси скважин, обеспечивающая снижение потерь давления и некоторое уменьшение металлоёмкости за счёт устранения ряда поворотов обвязки;
- схема обвязки двух эксплуатационных скважин с расположением одной из арматур под углом к оси скважин, что обеспечивает снижение металлоёмкости при некотором увеличении размеров самой кустовой площадки;
Оптимальной схемой следует считать схему с расположением арматуры параллельно оси скважин с использованием уже имеющегося амбара ГФУ.
В проекте предусматривается обустройство 33 эксплуатационных скважин на 14 кустах. Наблюдательные скважины (6 шт.) размещаются в контуре газоносности для контроля за разработкой залежи, три из них размещаются на кустовых площадках.
Распределение скважин по кустовым площадкам приведено в таблице 2.1.
Устья скважин размещаются на расстоянии 40 м друг от друга.
Режим работы скважин – безгидратный. Выкидные трубопроводы эксплуатационных скважин подключаются к шлейфу. Обвязка кустов запроектирована на статическое давление газа. В обвязке устьев скважин предусмотрены клапаны-отсекатели для отключения скважин в случае порыва шлейфа и устройства, регулирующие с дистанционным управлением УР 1610АЭ с электрическим приводом для выравнивания давления газа в выкидных трубопроводах скважин. Для обеспечения замера дебита скважин выкидные трубопроводы оборудуются сужающими быстросменными устройствами.
На трубопроводе выхода газа с куста устанавливается дистанционно управляемый шаровый кран наземной установки производства ООО «Самараволгомаш» класса давления 600 с электроприводом для отключения шлейфа. Газ при выводе скважин на режим отводится для сжигания на горизонтальный факел. На факельном трубопроводе предусмотрен регулирующий штуцер для снижения давления газа. Для проведения работ по исследованию скважин на каждом куст предусматривается установка коллектора «Надым-2М». Газ при проведении работ по исследованию скважин возвращается в шлейф или сжигается на факеле.
При глушении скважин подача раствора хлористого кальция предусматривается от передвижного задавочного агрегата и емкостей через задавочные трубопроводы, выведенные к проезду куста. Каждый трубопровод заканчивается арматурой и гнездом конуса для подключения задавочного агрегата.
Проектом предусмотрены:
— местный замер давления и температуры газа по каждой скважине на выкидном трубопроводе и в шлейфах на выходе с куста, давления газа на факельном трубопроводе после редуцирующего устройства;
— дистанционный замер расхода, давления и температуры газа по каждой
скважине на выкидном трубопроводе, давления и температуры газа в шлейфах на выходе с куста.
Технологические трубопроводы в пределах площадки куста прокладываются надземно на опорах в теплоизоляции, трубопроводы на факел и для подключения задавочного агрегата без теплоизоляции.
Для обвязки кустов скважин применяются узлы трубопроводов заводского изготовления.
Защита надземных трубопроводов от коррозии предусмотрена лакокрасочными покрытиями, теплоизоляция трубопроводов предусмотрена плитами теплоизоляционными из минеральной ваты на синтетическом связующем.
Выбор труб произведён в соответствии с требованиями «Инструкции по применению труб в газовой и нефтяной промышленности», трубопроводы запроектированы из труб группы В, сталь 09Г2С, сортамент по ГОСТ 8732-78, технические условия на изготовление по ГОСТ 8731-74.
Выбор трубопроводной арматуры осуществлен с учётом статического давления, максимальных и минимальных температур, которые принимает арматура в процессе эксплуатации. Арматура принята исполнения «ХЛ».__
2.2 Анализ вариантов схем сбора газа
На газовых месторождениях Тюменской области широкое распространение получили две основные схемы промыслового сбора газа – лучевая и коллекторная.
В проекте разработки были предложены четыре варианта промыслового сбора газа:
I вариант – коллекторная схема сбора, при которой газ от кустов по семи коллекторам подаётся на УКПГ. К одному коллектору подключается 2 куста (расчётная схема показана на рис. 2.1);
II вариант – коллекторная схема сбора, при которой газ от кустов по трём коллекторам подаётся на УКПГ. К одному коллектору подключается 4–6 кустов. Кусты № 4 и № 9 подключаются к коллектору в 1,3 км от УКПГ (расчётная схема показана на рис. 2.1);
III вариант – лучевая схема сбора газа, при которой газ от кустов по шлейфам подаётся на УКПГ (расчётная схема показана на рис. 2.2);
IV вариант – коллекторная схема сбора, при которой газ от кустов по двум коллекторам подаётся на УКПГ. К одному коллектору подключается 7 кустов (расчётная схема показана на рис.2.2).
Каждая из рассмотренных схем имеет преимущества и недостатки. Если I и III варианты обеспечивают высокую надёжность, II вариант обеспечивает экономию материальных и трудовых ресурсов, то IV вариант обеспечивает значительную экономию материальных и трудовых ресурсов при достаточной надёжности.
Рисунок 2.1 – Варианты расчетных схем по различному количеству коллекторов
Рисунок 2.2 – Варианты расчетных схем по различному количеству коллекторов
На основании долговременного опыта эксплуатации систем сбора газа на северных месторождениях Тюменской области (Комсомольское, Губкинское месторождения) и, исходя из технико-экономического расчёта и анализа вероятности возможных аварий, для Вынгаяхинского месторождения принята коллекторная схема сбора газа подключением кустов к телескопическим коллекторам по IV варианту. Такая схема обеспечивает меньшую металлоёмкость, безгидратный, более благоприятный гидравлический и температурный режим транспорта газа и достаточную надёжность. Вероятность возможных аварий для коллектора от куста 7 составит 5,66 × 10–3 случаев в год, для коллектора от куста 10 – 8,19 × 10–3 случаев в год.
Газ от кустов скважин поступает на входные краны пункта переключающей арматуры (ППА), а затем через сборный коллектор условным диаметром 1000 мм подаётся на установку сепарации газа. Сборный коллектор служит одновременно для предварительной сепарации газа от жидкости, особенно при её пробковом поступлении из системы сбора, и защиты первичных сепараторов.
Продувка сборного коллектора осуществляется в общую дренажную ёмкость. Отсепарированный газ поступает на ДКС, где проходит вторую ступень очистки в фильтрах-сепараторах и компримируется до давления, обеспечивающего его подачу в магистральный газопровод. Согласно технологическим показателям разработки ввод ДКС необходим для 1 варианта – с третьего года эксплуатации, для 2, 3 и 4 вариантов – с первого года эксплуатации.
Первые два года в первом варианте отсепарированный газ
поступает сразу на установку осушки. Температурный режим систем сбора определяет технологический режим газа на УКПГ, условия гидратообразования и меры по их предотвращению. Согласно термодинамическим расчётам устьевая температура потока газа в основной период оценивается в 17 ºС. Температура смешанного потока в точках врезки кустов определялась на основе теплового баланса. Расчёт температурного режима проведён для характерных участков в точках смешения потоков и смены диаметров шлейфов.
ГЛАВА 3. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОДГОТОВКИ СЕНОМАНСКОГО ГАЗА НА ВЫНГАЯХИНСКОМ ГАЗОВОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
3.1 Анализ технологической схемы УКПГ
Для осушки газа предусмотрено семь абсорберов (один резервный) производительностью 10 млн м3/сут. каждый.
В связи с тем, что в составе газа после ДКС с пятого года эксплуатации появляется капельная жидкость (до 0,45 м3/час) в абсорберах необходимо увеличить высоту массообменной части по сравнению с аналогом (ГП 1467.02.00.000), для снижения уноса с газом ТЭГа – применить регулярную насадку. Насыщенный триэтиленгликоль с концентрацией 95,4 % подаётся на установку атмосферной регенерации.
После регенерации ТЭГ возвращается в технологический процесс. Для восполнения потерь ТЭГа предусмотрена его подача со склада. Величина потерь ТЭГа (10 г на 1000 м3 газа) принята согласно данных ООО «Ноябрьскгаздобыча», полученных при эксплуатации Губкинского УКПГ. Максимальный годовой расход тТЭГа составляет 200 тонн/год. Для осушки газа в технологическом процессе циркулирует от 23,5 тонн/сут. ТЭГа в первые годы до 456 тонн/сут. ТЭГа в конце периода постоянной добычи газа.
При работе без ДКС газ после установки сепарации поступает на установку осушки.
В связи с низким пластовым давлением газа Вынгаяхинского месторождения тдля обеспечения необходимого давления газа в точке врезки в магистральный газопровод требуется ввод ДКС с третьего года эксплуатации. Подключение ДКС предусмотрено между установкой сепарации газа и установкой осушки газа. При работе с ДКС газ с расчётной температурой 25 ºС (летом) и 15 ºС (зимой) поступает в абсорберы для осушки.
Для комплексной подготовки газа применяется оборудование, разработанное ЦКБН и поставленное на промышленное производство.
Предусматривается коллекторная схема подключения сепараторов и абсорберов, позволяющая выполнять ремонтные работы одного аппарата без остановки других. Для предупреждения гидратообразования в обвязке оборудования установки сепарации газа предусмотрена подача метанола во входные потоки газа перед арматурой, отключающей газосборные коллектора, и на вход каждого сепаратора. Подготовленный к транспорту газ подаётся через пункт измерения расхода в трубопровод внешнего транспорта Ду 1000 мм. Структурная схема УКПГ приведена на рисунке 3.1.
Рисунок 3.1 Структурная схема УКПГ Вынгаяхинского месторождения
Технология комплексной подготовки газа к транспорту включает следующие процессы:
— сепарацию газа для очистки от капельной жидкости, выносимой из пласта;
— абсорбционную осушку газа раствором ТЭГа;
— регенерацию ТЭГа и возвращение его в технологический процесс осушки газа;
— дистанционное отключение коллекторов от УКПГ и переключение их на свечу;
— защиту технологического оборудования от превышения давления;
— подогрев и редуцирование газа на собственные нужды;
— замер количества осушенного газа и подачу в магистральный газопровод;
— аварийное опорожнение установок и рассеивание газа на свече;
— хранение ТЭГа, метанола и использование их в технологическом процессе.
Для осуществления названных процессов в составе УКПГ предусмотрены следующие технологические объекты:
— установка переключающей арматуры и сепарации газа;
— установка осушки и регенерации ТЭГа;
— пункт измерения расхода газа;
— дренажные ёмкости;
— свеча рассеивания;
— внутриплощадочные технологические трубопроводы.
— установка переключающей арматуры;
— оборудование для сепарации и осушки газа, регенерации ТЭГа, подготовки
газа на собственные нужды;
— пункт измерения расхода газа размещаются в отдельных цехах (зданиях);
— дренажные ёмкости – на открытой площадке.
Газ от кустов скважин Вынгаяхинского месторождения по коллекторам и газ Етыпуровского месторождения по трубопроводу Ду 1200 мм поступает на установку входа и сепарации газа, включающую узлы переключающей арматуры, семь сепараторов производительностью 10 млн. м3/сут. каждый, два дегазатора для сбора пластовой воды.
Узлы переключающей арматуры предназначены для:
— подключения газосборных коллекторов от кустов скважин к общему сборному коллектору и трубопровода Ду 1200 мм и распределения подачи газа по сепараторам;
— дистанционного отключения газосборных коллекторов от УКПГ и переключения их для продувки на свечу;
— распределения и регулирования подачи метанола.
Каждый коллектор входа газа в цех оборудуется пневмогидрокраном, который служит для отключений коллектора и цеха, в том числе и аварийных; ручным краном для продувки газосборного коллектора на свечу; электроприводной арматурой для ввода метанола. Газосборные коллектора Вынгаяхинского месторождения дополнительно оборудуются ручными кранами-регуляторами для выравнивания давления на входе и подключаются к общему сборному коллектору Ду 700 мм.На каждом коллекторе входа газа производится замер температуры и давления газа с передачей данных в операторную.
При падении давления газа в газосборных коллекторах до отсекающих кранов производится автоматическое отключение коллекторов, при превышении давления выше допустимого (7,5 МПа) выдаётся аварийный сигнал.
Общий сборный коллектор служит одновременно для предварительной сепарации газа от жидкости, особенно при её пробковом поступлении из системы сбора, и распределения газа по сепараторам. Слив жидкости из общего сборного коллектора осуществляется в дренажную ёмкость.
Из общего сборного коллектора газ поступает в сепараторы.
В сепараторах производится отделение механических примесей, солей, улавливание капельной жидкости, выносимой из пласта, и частично метанола путём промывки рефлюксной водой. Сепараторы применены по типу ГП 1467.02.00.000 с промывочной секцией для снижения засоления ТЭГа.
Равномерная загрузка сепараторов по сырому газу производится с помощью электроприводных кранов-регуляторов КлР 2.8–КлР 2.14, установленных на трубопроводах выхода газа из сепараторов, по расходу газа, за счёт отбора газа из общего сборного коллектора.
На входе и выходе газа из каждого сепаратора установлены пневмогидрокраны с дистанционным управлением для аварийной остановки сепаратора.
Газ после сепарации поступает на установку осушки газа или на ДКС.
Уловленная в сепараторах жидкость поступает в дегазатор Д1 и после разгазирования на очистные сооружения. Газ из дегазаторов используется на собственные нужды. Предусмотрена подача метанола для предотвращения гидратообразования в общем сборном коллекторе и сепараторах.
Распределение подачи метанола осуществляется по системе трубопроводов с помощью электрозадвижек, регулирование – насосов с регулируемой подачей.
При ремонтах освобождение технологического оборудования и трубопроводов от газа осуществляется на свечу рассеивания, жидкость сливается в дренажную ёмкость. Предусмотрены узлы учёта всех сбрасываемых продуктов.
В качестве регулирующей арматуры применены: краны-регуляторы расхода газа шаровые краны с электроприводом и краны-регуляторы давления Вынгаяхинского газа ручные шаровые краны наземной установки производства ООО «Самараволгомаш» класса давления 600; регуляторы уровня жидкости в сепараторах и дегазаторах и давления газа в дегазаторах – арматура с электроприводом, входящая в состав блоков оборудования разработки ЦКБН.
Компоновка оборудования в помещении одноярусная. Для механизации грузоподъёмных работ при ремонтах установлен ручной подвесной кран.
3.2 Анализ системы подготовки газа
Цех осушки газа и регенерации ТЭГа
В цехе выделены:
— помещение осушки газа;
— помещение огневых регенераторов;
— помещение насосно-емкостного оборудования.
Газ после сепарации или от ДКС поступает на общую установку осушки газа, состоящую из семи абсорберов (один резервный) с арматурными блоками. Равномерная загрузка абсорберов производится с помощью электроприводных кранов-регуляторов КлР 3.15–КлР 3.21, установленных на трубопроводах выхода газа из абсорберов, по расходу газа; производится регулирование уровня насыщенного ТЭГа, замер и регулирование подачи регенерированного ТЭГа.
В абсорберах газ осушается РТЭГом концентрацией 98,5 %. РТЭГ подаётся в абсорберы насосами, установленными для удобства обслуживания в помещении осушки газа. Регулирование подачи РТЭГа осуществляется с помощью замерных устройств и регулирующих клапанов, входящих в состав арматурных блоков.
НТЭГ из помещения осушки газа по коллектору подаётся на регенерацию. Осушенный газ после абсорберов поступает на пункт измерения расхода газа. На входе и выходе газа из каждого абсорбера установлены пневмогидрокраны с дистанционным управлением, позволяющие осуществить аварийную остановку абсорбера и цеха. Предусмотрено освобождение каждого абсорбера на свечу рассеивания, жидкость сливается в дренажную ёмкость. В помещении осушки газа размещён узел подготовки газа на собственные нужды, включающий теплообменник, узлы редуцирования и замера количества газа.
В качестве дистанционной регулирующей арматуры применены: краны-регуляторы расхода газа – шаровые краны с электроприводом наземной установки производства ООО «Самараволгомаш» класса давления 600; регуляторы подачи РТЭГа и уровня НТЭГа в абсорберах – арматура с электроприводом, входящая в состав блоков оборудования разработки ЦКБН.
Компоновка оборудования в помещении осушки газа одноярусная. Для механизации грузоподъёмных работ при ремонтах установлен ручной подвесной кран.
Для слива ТЭГа при аварии и перед ремонтом оборудования рядом с помещением осушки газа размещается дренажная ёмкость.
В помещениях насосно-емкостного оборудования и огневых регенераторов размещены: дегазаторы, блоки фильтров и аппарата магнитной обработки, теплообменники, блоки регенерации, арматурные блоки, сборник солей, конденсаторы воздушные, ёмкость разделителя рефлюкса, насосы орошения, горячие насосы.
Для регенерации ТЭГа используются блоки с огневыми испарителями БОР 1 по типу ГП 1467.08.00.000-01 производительностью 20 м3/час каждый.
Предусматривается коллекторное подключение оборудования. Компоновка оборудования в помещении насосно-емкостного оборудования одноярусная, в помещении огневых регенераторов – двухъярусная. На первом ярусе размещены блоки регенерации ТЭГа и блоки горячих насосов, на втором – установлены арматурные блоки и сборник солей.
Для механизации грузоподъёмных работ при ремонтах установлены ручные подвесные краны.
Оборудование, трубопроводы и арматура с температурой более 45 ºС теплоизолируются.
Для слива ТЭГа при аварии и перед ремонтами оборудования рядом с помещением огневых регенераторов размещается дренажная ёмкость.
Пункт измерения расхода газа
После осушки газ поступает на пункт измерения расхода газа, предназначенный для коммерческого замера расхода.
Пункт измерения расхода газа выполнен в соответствии с нормами для коммерческого замера расхода – РД 50-213-80, ГОСТ 8.563.1-97–ГОСТ 8.563.3-97 и состоит и четырёх рабочих замерных линий (одна резервная), оборудованных устройствами быстросменными сужающими типа УСБ Ду 700 мм; Ру 8 МПа, предназначенными для измерения перепада давления на диафрагме, а в комплекте с дифманометром – для измерения расхода газа.
Замерные устройства расположены в отапливаемом здании, отключающая арматура на открытой площадке.
Для проведения ремонтных работ предусматривается сброс давления с каждой линии на свечу.
Дренажные ёмкости
Для слива жидких продуктов (пластовой воды, ТЭГа) из оборудования и трубопроводов при аварии и перед ремонтом рядом с цехами предусмотрены подземные дренажные ёмкости объёмом 12,5 и 40 м3 с электронасосными агрегатами во взрывозащищенном исполнении и свечами рассеивания с огнепреградителем. По мере накопления продукт из емкостей откачивается: пластовая вода – на утилизацию через узел учёта, расположенный в цехе входа и сепарации газа, ТЭГ возвращается в технологический процесс.
Свеча рассеивания
Для освобождения от газа технологического оборудования при подготовке к ремонту, для продувки коллекторов и сброса газа в аварийных ситуациях предусматривается свеча рассеивания Ду 500 мм.
Диаметр свечи рассеивания определён по максимально допустимой скорости истечения газа в атмосферу в соответствии с требованиями ВНТП 01-81. Высота свечи, равная 40 м, обеспечивает эффективное рассеивание сбрасываемого газа, исключает образование взрывоопасных концентраций в зоне размещения технологического оборудования, зданий и сооружений. Максимальная приземная концентрация метана (равная 0,98 ПДК) достигается на расстоянии 1700 м от свечи рассеивания.
Внутриплощадочные трубопроводы
На площадке УКПГ основные газовые коллекторы прокладываются подземно, трубопроводы замерных линий на пункте измерения расхода газа – надземно, технологические трубопроводы надземно на отметке не менее 2,2 м от уровня земли и 5 м над дорогами.
Предусмотрена возможность временной подачи газа в газопровод, минуя цех осушки газа.
На газовом коллекторе предусмотрена установка крановых узлов в укрытии для подключения ДКС.
Все трубопроводы прокладываются с учётом их тепловых удлинений, которые компенсируются принятой конфигурацией или П-образными компенсаторами.
На трубопроводах входа метанола и ТЭГа в цеха устанавливаются электроприводные задвижки, автоматически закрывающиеся при пожаре.
Трубопроводы и арматура с температурой более 45 ºС теплоизолируются. Подземные трубопроводы покрываются антикоррозионной изоляцией усиленного типа согласно СНиП 2.05-06-85* и ГОСТ Р 51164-98, надземные трубопроводы лакокрасочными покрытиями, теплоизоляция трубопроводов предусмотрена плитами теплоизоляционными из минеральной ваты на синтетическом связующем.
Выбор труб выполняется в соответствии с требованиями «Инструкции по применению труб в газовой и нефтяной промышленности», трубопроводы запроектированы из труб группы В сталь 09Г2С, сортамент по ГОСТ 8732-78, технические условия на изготовление по ГОСТ 8731-74.
Дожимная компрессорная станция
Дожимная компрессорная станция (ДКС) предназначена:
— для обеспечения необходимого давления газа в точке подключения к магистральному газопроводу;
— для поддержания давления газа и расчётной производительности абсорберов установки осушки газа.
Подключение ДКС выполнено до УКПГ. ДКС размещается на площадке, смежной с УКПГ.
Преимущества использования газоперекачивающих агрегатов ГПА-Ц-16С следующие:
— агрегаты позволяют в одном и том же корпусе компрессора устанавливатьсменные проточные части, что требуется для изменения степеней сжатия ДКС и полной загрузки рабочих ГПА на весь период эксплуатации месторождения;
— ГПА-Ц-16С является одним из наиболее экономичных агрегатов, выпускаемых в России. В «Концепции энергосбережения в ПАО «Газпром» представлены технические показатели ГПА нового поколения производства российских фирм. КПД ГПА-Ц-16С с двигателем ДГ-90 составляет 34 %.
Газодобывающие объекты Вынгаяхинского и Етыпуровского месторождения входят в состав ООО «Ноябрьскгаздобыча», где имеются аналогичные газоперекачивающие агрегаты на ДКС Комсомольского и Губкинского газовых месторождений. Унификация типов ГПА облегчает и делает более экономичным обслуживание и ремонт агрегатов.
В составе ДКС предусматриваются следующие здания и сооружения:
— установка очистки газа;
— установка компримирования газа;
— установка охлаждения газа;
— установка подготовки топливного и импульсного газа;
— ёмкость дренажная V = 8 м3;
— площадка свечей;
— маслохозяйство;
— вспомогательные объекты.
По предлагаемому варианту строительство ДКС осуществляется в три очереди.
Первая очередь строительства предусматривает ввод:__
— семи ГПА на конечное давление 7,45 МПа;
— установки очистки газа;
— установки охлаждения газа из тридцати семи АВО;
— установки подготовки топливного и импульсного газа на полное развитие ДКС;
— вспомогательных объектов, рассчитанных на полное развитие ДКС.
Вторая очередь строительства предусматривает ввод четырёх ГПА на конечное давление 5,49 МПа.
Прокладка основных технологических газопроводов по площадке ДКС предусматривается подземная, трубопроводы топливного и импульсного газа прокладываются надземно.
Узел подключения ДКС предусмотрен в составе УКПГ и состоит из входного крана № 7, выходного крана № 8, крана № 38 на байпасной линии и обводных кранов № 7¢ , № 8¢ и № 38¢ , предназначенных для заполнения контура ДКС и выравнивания давления перед открытием основных кранов.
Газ по газопроводу диаметром 1220 мм после первой ступени очистки на УКПГ поступает на установку второй ступени очистки (УОГ), затем по трубам диаметром 1020 мм поступает к ГПА.
Схема подключения ГПА – параллельная, коллекторная, с секционированием по ступеням сжатия, каждый агрегат имеет отключающую арматуру.
Для нормальной работы ГПА к ним подводятся:
— топливный и импульсный газ от установки подготовки топливного и импульсного газа;
— масла чистые со склада ГСМ.
Схемой предусматривается работа ГПА в режиме «кольцо» (краны № 6р, № 6´р и № 6˝р) и защита от превышения давления газа на выходе.
Запуск ГПА производится через пусковой контур и систему противопомпажной защиты.
Для продувки технологических газопроводов на общую свечу при остановке ДКС предусматриваются краны № 17, № 18, для продувки ГПА на индивидуальные свечи краны № 5, для продувки контуров ГПА на индивидуальные свечи краны № 9.
После сжатия до расчётного давления газ по трубопроводам диаметром 1020 мм подаётся на установку охлаждения газа.
Обвязка аппаратов воздушного охлаждения газа (АВО) предусмотрена коллекторной, с секционированием по ступеням сжатия, каждый аппарат имеет ручную отключающую арматуру. К установке охлаждения газа подводится импульсный газ для управления кранами.
1 2