Главная
АИ #45 (124)
Статьи журнала АИ #45 (124)
Анализ потерь газа в обвязке газоперекачивающего агрегата дожимной компрессорной...

Анализ потерь газа в обвязке газоперекачивающего агрегата дожимной компрессорной станции

Автор(-ы):

Кашаев Алексей Александрович

Рогулин Александр Юрьевич

Ханин Виктор Петрович

Научный руководитель

Ханин Виктор Петрович

Секция

Нефтяная промышленность

Ключевые слова

потери газа
газоперекачивающий агрегат
природный газ
метановая фракция
трубопровод
крановая обвязка

Аннотация статьи

В данной статье проведено исследование экономического и экологического эффектов без ущерба для безопасности работы технологического оборудования.

Текст статьи

В газоперерабатывающей отрасли во внутренней нормативной документации предусмотрено наличие технологических потерь газа, связанных с комплексной проверкой системы управления и противоаварийной защиты газоперекачивающего агрегата. Объемы потерь исчисляются десятками тысяч кубических метров газа, что имеет экономические и экологические последствия и делает данный вопрос актуальным и важным в настоящее время.

Принимая во внимание сложность и масштабность процесса переработки и транспортировки природного газа любого газоперерабатывающего предприятия, возможен поиск путей снижения и исключения технологических потерь газа. Так рассматривая технологический процесс при комплексном обследовании системы управления и противоаварийной защиты на примере газоперекачивающего агрегата 6ГМ25-140/35-56 производительностью 257000 - 314000 нм3/час дожимного компрессорного цеха, возможно получить следующий результат. Компрмирование природного газа является технически-сложным и энергоемким процессом. При компримирование газа до величины 56 кг/см2, где задействовано большое количество сложного высокотехнологичного оборудования и элементов трубопроводной системы (газоперекачивающих агрегатов, трубопроводов, очистительных устройств, аппаратов воздушного охлаждения, запорной арматуры и т.д.) возможны потери технологической среды.

Наибольшие потери природного газа, не связанные с технологическим процессом напрямую, происходят при периодичном комплексном обследовании системы управления и противоаварийной защиты. В частности, при проведении работ производится залповый сброс метана в атмосферу через свечу в объёме 1200 м3 с каждого газоперекачивающего агрегата. При наличии нескольких агрегатов объем сбросов будет соответствующий. Данную проверку системы управления и противоаварийной защиты проводят ежеквартально на каждом агрегате. Запланированные согласно технического регламента сбросы в год определяются в следующих объемах:

где: Vгод – ежегодные сбросы газа при опробовании системы управления и противоаварийной защиты м3;

g – количество газоперекачивающих агрегатов;

Vгпа – объём разового выброса с газоперекачивающего агрегата м3;

К – количество кварталов в год.

Полученный объем газа можно считать экономическими потерями. Так как данное оборудование и технология компримирования метановой фракции высокого давления было спроектировано и разработано в 70-х годах прошлого столетия, в то время экологическому вопросу уделялось меньше требований. Данная тематика наиболее актуальна в данный момент, в связи с высокой стоимостью газа в мире, а также возрастающим парниковым эффектом и другими экологическими аспектами.

Рассмотрим объемы залповых сбросов за год на примере компрессора 6ГМ25-140/35-56. Значения приняты согласно инструкции по эксплуатации.

Таблица

Количество вредных веществ при разовом залповом выбросе

Наименование выброса

Наименование источника с организованным выбросом

Состав выбросов в атмосферу, т/год

Количество выбросов по видам, т/год

Сброс технологической среды в атмосферу при подготовке ГПА к ремонту, осмотрам, проверке СУиПАЗ

Компрессоры 6ГМ25-140/35-56

Углерод оксид

Азота диоксид

Метан

Сера диоксид

Дигидросульфат (Сероводород)

Смесь природных меркаптанов

Углерод(Сажа)

2,0008

0,3001

0,0500

0,00633

0,00000155

 

0,00000352

 

0,2001

Сброс технологической среды в атмосферу при продувке оборудования азотом

Оборудование

Смесь углеводородов

В т.ч. Метан

Дигидросульфат (Сероводород)

Смесь природных меркаптанов

0,3403

0,3121

0,00000359

 

0,000560

Продувка ГПА очищенным газом в атмосферу перед пуском в работу

Компрессоры 6ГМ25-140/35-56

Смесь углеводородов

В т.ч. Метан

Дигидросульфат (Сероводород)

Смесь природных меркаптанов

23,4334

21,4883

0,000247

 

0,000560

*ГПА – Газоперекачивающий агрегат (компрессор)

С целью полного исключения возможных потерь в виде технологических сбросов, предлагаются технические решения, касающиеся обвязки газоперекачивающего агрегата.

 При этом безопасность эксплуатации технологического оборудования при комплексном обследовании системы управления и противоаварийной защиты будет отвечать требованиям технической документации.

Существующий подход в системе обвязки компрессора предполагает сброс объема газа, заключенного в объеме крановой обвязки и компрессора на свечу. Схема представлена на рисунке 1.

Рис. 1. Крановая обвязка компрессора 6ГМ25-140/35-56

Основные краны:

Кран № 1 – кран на всасе компрессора (подача газа)

Кран № 2 – кран на нагнетании компрессора (выход сжатого газа)

Кран № 3 – кран, соединяющий коллектор нагнетания с коллектором всаса

Кран № 5 – кран, соединяющий компрессор с атмосферой

Вспомогательные краны:

Кран № 4 – байпас крана № 1 (предназначен для приема газа в компрессор)

Кран № 2б – байпас крана № 2 (предназначен для приема газа в участок между краном № 2 и обратным клапаном).

Для исключения этого сброса природного газа предлагается дополнить сбросную часть крановой обвязки элементами, позволяющими отсечь крановую обвязку и ГПА на свечу. Реализация данного технического решения произведена посредством установки ручной запорной арматурой Ду-150 Ру-60. Данную арматуру необходимо установить после крана № 5, обозначим ее краном № 6, а также байпасную линию в обход крана №5 с запорной арматурой в виде шарового крана №5б Ду-57 Ру-60. Схема новой обвязки представлена на рисунке 2.

Рис.  2. Крановая обвязка компрессора 6ГМ25-140/35-56 дополненная запорной арматурой для минимизации потерь

При комплексном обследовании системы управления и противоаварийной защиты газоперекачивающего агрегата помимо множества параметров, так же проверяется запорно-аварийная арматура, описанная в вышеуказанных схемах, для того чтобы при аварийной ситуации арматура отработала штатно.

Закрытием кранов №1 и №2 газоперекачивающий агрегат отсекается от всасывающего и нагнетающего коллекторов, а открытием крана №5 происходит выброс природного газа в атмосферу для опустошения агрегата и трубопроводов при комплексном обследовании системы управления и противоаварийной защиты.

Таким образом проверка работоспособности аварийно-запорной арматуры проходит в штатном режиме, так же, как и до внедрения запорной арматуры (крана №6) только без залпового выброса газа в атмосферу.

Байпасная линия с шаровым краном №5б, в обход крана №5, нужна для того чтобы выровнять давление природного газа до и после крана №5 во избежание пневмоудара после открытия крана №5 при комплексном опробовании системы управления и противоаварийной защиты.

Изменение схемы в обвязке газоперекачивающего агрегата никаким образом не влияет на его безопасную работу, только позволяет минимизировать потери газа при опробовании системы управления и противоаварийной защиты.

Практическим итогом проведенного исследования является исключение сбросов газа при комплексном обследовании системы управления и противоаварийной защиты. При этом имеется положительный экономический и экологический эффект без ущерба для безопасности работы технологического оборудования.

Список литературы

  1. Инструкция по эксплуатации отделения 483 установки У-23/2 цеха № 4, И ГЗ-08/У23-33-2010.
  2. Инструкция по эксплуатации отделения 210 установки У-2 цеха № 4, И ГЗ-08/У2-61-2018.
  3. ОАО «Газпром». Газпром в цифрах 2007-2011г. СПРАВОЧНИК, 2012.
  4. Ресурсосберегающие технологи при эксплуатации оборудования насосных и компрессорных станций: электронный учебно-методический комплекс для студентов заочной формы обучения по направлению "Нефтегазовое дело" / Под редакцией Н.А. Гаррис. - Уфа: ФГБОУ ВО "Уфимский государственный нефтяной технический университет", 2012.

Поделиться

330

Кашаев А. А., Рогулин А. Ю., Ханин В. П. Анализ потерь газа в обвязке газоперекачивающего агрегата дожимной компрессорной станции // Актуальные исследования. 2022. №45 (124). С. 8-11. URL: https://apni.ru/article/4908-analiz-poter-gaza-v-obvyazke-gazoperekachivay

Похожие статьи

Актуальные исследования

#22 (204)

Прием материалов

25 мая - 31 мая

осталось 7 дней

Размещение PDF-версии журнала

5 июня

Размещение электронной версии статьи

сразу после оплаты

Рассылка печатных экземпляров

14 июня