Компримирование углеводородных газов


Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное
Учреждение высшего образования
УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра технологии нефти и газа
ДОКЛАД
на тему: «Компримирование углеводородных газов»
по дисциплине «Переработка углеводородных газов»
Выполнили: ст. гр. МТП-21-16-01 А.Г. Васильев
А.Л. Бадертдинов
Р.М. Камалов
М.Т. Минхайрова
К.И. Романова
Проверил: доцент каф. ТНГ Р.Р. Фасхутдинов
Уфа
2017
ОГЛАВЛЕНИЕ
1 Понятие компримирования, его значение в нефтеперерабатывающей
и химической промышленности……………………………………………..3
2 Классификация компрессорных машин…………………………………...3
3 Основные характеристики работы компрессоров………………………...7
4 Поршневой компрессор…………………………………………………….7
5 Центробежный компрессор……………………………………………….10
6 Явление помпажа и регулирование работы центробежных и
поршневых компрессоров……..…………………………………………………...13
7 Компрессорные станции…………………………………………………..16
8 Основные преимущества и недостатки поршневых и центробежных компрессоров……………………………………………………………………….19
9 Основные неисправности поршневых и центробежных
компрессоров……………………………………………………………………….20
10 Области применения компрессоров в нефтегазовой
промышленности…………………………………………………………………...21
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК………………………………………23
1 Понятие компримирования, его значение в нефтеперерабатывающей и химической промышленности.
Компримирование (от фр. comprimer  — сжимать, сдавливать) — повышение давления газа с помощью компрессора.
Особое значение компримирование газов играет в технологических процессах нефтеперерабатывающих и химических заводов, где на компримирование расходуется около 40% мощностей в общем балансе заводских энергозатрат.
К наиболее емким по потреблению сжатых газов можно отнести предприятия органического синтеза – производства синтетического спирта, каучука и аммиака, а также производства полимеров.
Сырьем подобных производств служат газы, которые в процессе их технологических превращений необходимо сжимать до значительных давлений: 3-4 МПа при получении синтетического спирта и до 300 МПа при получении полиэтилена. До широко внедрения в процессе добычи нефти метода погружных насосов основным методом извлечения её из недр являлся компрессорный способ.
Открытие природных месторождений газа, необходимость доставки его в населённые пункты и в промышленные предприятия способствовали созданию очень протяженной и разветвленной сети газопроводов, транспорт газа по которым не мыслим без применения компрессоров высокого давления, развивающих большие подачи. Достаточно отметить, что через каждые 100-150 км газопроводов необходимо устанавливать компрессорные станции, перекачивающие до нескольких миллионов кубометров газа в сутки.
2 Классификация компрессорных машин.
Компрессорные машины классифицируют следующим образом:
1) По развиваемому давлению:
вентиляторы – компрессорные машины сжимающие газ до избыточного давления не более 0,15 МПа;
газодувки – компрессорные машины сжимающие газ до избыточного давления 0,2 МПа;
компрессоры – компрессорные машины сжимающие газ до избыточного давления более 0,2 МПа.
В свою очередь, компрессоры подразделяются на три группы в зависимости от давления нагнетания:
низкого давления (0,2 – 1 МПа);
среднего давления (1 – 10 МПа);
высокого давления (10 – 300 МПа).
2) По виду:
динамические;
объемные.
3) По характеристике сжимаемого газа:
воздушные компрессорные машины;
газовые компрессорные машины.
4) По принципу действия:
поршневые компрессоры;
центробежные компрессоры;
ротационные компрессоры.
В свою очередь поршневые компрессоры классифицируют следующим образом:
4.1) По принципу действия:
поршневые компрессоры с цилиндрами простого действия;
поршневые компрессоры с цилиндрами двойного действия;
поршневые компрессоры с дифференциальным цилиндром
4.2) По числу ступеней сжатия:
одноступенчатые поршневые компрессоры;
двухступенчатые поршневые компрессоры;
трехступенчатые и более поршневые компрессоры.
4.3) По числу цилиндров:
одноцилиндровые поршневые компрессоры;
двухцилиндровые поршневые компрессоры;
трехцилиндровые и более поршневые компрессоры.
4.4) По числу рядов, в которых располагаются цилиндры:
однорядные компрессоры;
двухрядные компрессоры;
многорядные компрессоры.
4.5) По ориентации цилиндров в плоскости:
угловые компрессоры;
компрессоры с V – образным расположением цилиндров.
4.6) Компрессоры со встречным (оппозитным) движением поршней
5) По способу установки:
стационарные компрессоры;
передвижные компрессоры.
6) По расположению рабочих органов:
горизонтальные компрессоры;
вертикальные компрессоры;
наклонные компрессоры.
7) По развиваемой производительности:
малые компрессоры производительностью до 0,015 м3/с;
средние компрессоры производительностью от 0,015 до 1,5 м3/с;
крупные компрессоры производительностью более 1,5 м3/с.
Типы поршневых компрессоров представлены на рисунке 1.

Рисунок 1 - Типы поршневых компрессоров
а) одноступенчатый компрессор с цилиндром двойного действия, б) двухступенчатый компрессор с дифференциальным цилиндром, в) трехступенчатый компрессор с цилиндром двойного действия и с дифференциальным цилиндром, г) двухцилиндровый одноступенчатый компрессор, д) V-образный двухступенчатый компрессор, е) угловой двухступенчатый компрессор, ж) однорядный двухступенчатый компрессор, з) компрессор с оппозитным движением поршней.
3 Основные характеристики работы компрессоров.
Компрессоры проектируются и выпускаются с определенными показателями (характеристиками) работы, которые должны удовлетворять условиям их применения.
К ним относятся:
производительность компрессора Q, м3/с;
развиваемое давление рн, Па;
потребляемая мощность N, кВт;
коэффициент полезного действия η, %;
степень сжатия ε= рн/рв;
температура компримирования t, 0С.
4 Поршневой компрессор.
Обычно процесс компрессии газа предшествует другим процессам переработки: масляной абсорбции, низкотемпературной абсорбции, низкотемпературной конденсации и низкотемпературной ректификации. Эти процессы проходят при повышенных давлениях. Компримирование газа необходимо также для дальнейшего транспортирования отбензиненного газа по магистральным трубопроводам. Поэтому в состав любого ГПЗ входит одна или несколько компрессорных станций, объединяемых в компрессорные службы или компрессорные цехи.
В состав компрессорной станции ГПЗ входят:
машинный зал с технологическими компрессорами;
системы циркуляции и охлаждения умягченной воды;
блок охлаждения и сепарации газа;
отделение пусковых воздушных компрессоров;
блок регенерации отработанных масел.
На отечественных ГПЗ производительностью по газу в пределах 0,5 – 1 млрд. м3/год наибольшее применение получили газомоторные поршневые компрессоры 10ГК и 10ГКН. Газомоторный компрессор 10ГК (10ГКН) имеет силовую (моторную) и компрессорную части. Моторная часть представляет собой десятицилиндровый двухтактный двигатель внутреннего сгорания. Отличие 10ГКН от 10ГК заключается в том, что в первой модификации дополнительно установлены две турбины, которые за счет энергии выхлопных газов обеспечивают наддув цилиндров, в связи с чем производительность увеличена в 1,5 раза. Топливом служит отбензиненный газ. Компрессорная часть состоит из трех, четырех или пяти компрессорных цилиндров. Моторная часть газомоторных компрессоров всех модификаций 10ГК (10ГКН) одной и той же конструкции, что позволяет с малыми затратами и в чрезвычайно короткие сроки заменять компрессорные цилиндры одного размера цилиндрами другого размера, превращая компрессор из одноступенчатого в многоступенчатый и наоборот.
Для пуска газомоторных компрессоров используют сжатый воздух, накачанный в пусковые баллоны воздушными компрессорами. Давление этого воздуха должно быть в пределах 1,5 – 1,7 МПа. Полости компрессорных цилиндров смазывают маслом, которое непрерывно подается лубрикаторами и уносится потоком газа. Для улавливания масла газ по линии нагнетания направляется в маслоотделители. При эксплуатации компрессоров очень опасно попадание жидкости в цилиндры. Это может вызвать гидравлические удары и разрыв цилиндров. Приемные коллекторы всех компрессорных станций необходимо периодически освобождать от накопившейся жидкости.
Помимо двигателя внутреннего сгорания, в поршневых и центробежных компрессорах применяют привод от электродвигателя или газовой турбины.
Разрез углового газомоторкомпрессора 10ГК1/55-125 представлен на рисунке 2.

Рисунок 2 - Разрез углового газомоторкомпрессора 10ГК1/55-125
1 – поршень компрессорного цилиндра, 2 – приемные клапаны, 3 – выкидные клапаны, 4 – поршневой шток компрессора, 5 – крейцкопф, 6 – поршень для сжатия продувочного воздуха, 7 – всасывающий воздушный клапан, 8 – выкидной воздушный клапан, 9 – коленчатый вал агрегата, 10 – вал вспомогательного привода, 11 – дно картера, 12 – поршень силового цилиндра, 13 – шатун силового цилиндра, 14 – окно для впуска продувочного воздуха, 15 – окно для выхлопа продуктов горения, 16 – газовпускной клапан, 17 – запальная свеча, 18 – выхлопной коллектор, 19 – холодильник для смазочного масла, 20 – центробежный насос для подачи охлаждающей воды, 21 – шатун компрессора, соединяющий крейцкопф с коленом основного вала, 22 – мотылевый подшипник на колене вала (к нему прикреплены шатуны компрессорного крейцкопфа и двух силовых поршней), 23 – сальник компрессорного штока, 24 – люк для осмотра сальника, 25 – съемная крышка для осмотра воздушных клапанов, 26 – впуск воздуха к продувочному цилиндру.
5 Центробежный компрессор.
Это компрессор, воздух или газ в котором сжимается за счет преобразования одного вида энергии в другой. Давление воздуха повышается за счет приобретения кинетической энергии от рабочих элементов компрессора, после чего кинетическая энергия преобразуется в энергию потенциальную (энергию сжатия).
Основными элементами центробежного компрессора являются:
корпус;
патрубки;
- рабочее колесо;
- диффузор;
направляющий аппарат;
привод.

Рисунок 3 - Схема промежуточной и концевой ступеней центробежного компрессора: 1, 5- рабочее колесо, 2, 4- диффузор, 3- обратный направляющий аппарат
Ступень центробежного компрессора – это комплекс: рабочее колесо – диффузор – обратный направляющий аппарат. Рабочие колеса центробежного компрессора имеют лопатки (рисунок 4), которые могут быть загнуты назад на 40-50 градусов, число лопаток варьируется от 10 до 28. Окружные скорости на выходе из рабочего колеса 250-300 м/с. Также они могут иметь диск с одной или обоих сторон колеса, выполненный как целое с лопатками.

Рисунок 4 - Лопатки центробежного компрессора
Строение колеса по диску:
- открытое (рисунок 5) (увеличенные гидравлические потери при изменении направления воздуха с осевого на радиальное, значения трения о воздух, склонность лопаток к вибрации);

Рисунок 5 - Открытое строение диска
полуоткрытое (рисунок 6) (более благоприятный плавный поворот струи за счет формы канала, потери меньше);

Рисунок 6 - Полуоткрытое строение диска
закрытое (сложность изготовления, недостаточная прочность).

Рисунок 7 - Закрытое строение диска
Диффузор (рисунок 8) представляет из себя кольцеобразный канал, охватывающий рабочее колесо по внешнему контуру. Воздух попадая туда из узких межлопаточных каналов тормозится с увеличением давления.

Рисунок 8 - Диффузор
Строение диффузора представлено на рисунке 9.

Рисунок 9 - Строение диффузор: 1- диффузор, 2- рабочее колесо,
3- корпус, 4- вал
Диффузоры делятся на:
- безлопаточные (параллельные стенки);
- лопаточные (замкнутые каналы из лопаток, более упорядоченное движение газа).
Центробежный компрессор представлен на рисунке 10.

Рисунок 10 - Центробежный компрессор: 1 — вал; 2, 6, 8, 9, 10 и 11 — рабочие колеса; 3 и 7 — кольцевые диффузоры; 4 — обратный направляющий канал; 5 — направляющий аппарат; 12 и 13 — каналы для подвода газа из холодильников;14 — канал для всасывания газа.
6 Явление помпажа и регулирование работы центробежных и поршневых компрессоров.
В практике работы компрессоров часто возникает необходимость увеличения или уменьшения количества газа, подаваемого компрессором или группой компрессоров. Обычно несоответствие между подачей газа в сеть и его потреблением выражается в изменении давления нагнетания, которое понижается или повышается. В этом случае конченая цель регулирования компрессорной установки как самостоятельно изолированного агрегата - обеспечение постоянства заданного давления.
Существуют различные способы регулирования давления, как по схеме, так и по технологии исполнения. В связи с этим при выборе той или иной схемы необходимо исходить из наиболее экономичной, возможной для данных условий и оборудования.
При эксплуатации групповых компрессорных установок регулирование общей производительности обеспечивается пуском или остановкой одного или нескольких компрессоров. Однако при работе одиночных компрессоров такой способ приводит к резким изменениям давления в сети, что может расходиться с условиями поставки газа.
Наилучший способ регулирования - изменение частоты вращения вала компрессора и там, где это возможно, установка двигателей синхронных или внутреннего сгорания.
Однако приводом большинства компрессоров, используемых на нефтехимических предприятиях, служат асинхронные двигатели, с нерегулируемой частотой вращения вала.
На рисунках 11, 12 приведена характеристика центробежного компрессора при постоянной частоте вращения ротора. Там же нанесена и характеристика сети (кривая I). При работе в данной сети параметрами компрессора являются Qн, Nн, ηн. При уменьшении сопротивления сети производительность компрессора возрастает. При отсутствии сопротивления сети (когда компрессор работает на «выброс») его производительность достигает максимального значения, т.е. Qмах. Как видно на слайде, при работе центробежного компрессора его параметры могут достигать критических значений: Qк и рк.
В случае работы компрессора при Q<Qк возникает явление помпажа, характеризующееся чередованием прекращения и возобновления подачи газа и сопровождающееся вибрациями машины и сотрясением трубопроводов. Явление помпажа объясняется следующим образом. При сокращении подачи машины до Qк давление нагнетания становится максимальным. При дальнейшем уменьшении подачи Q<Qк давление, развиваемое компрессором, падает до р<рк. В этом случае машина прекращает подачу и даже возможно обратное движение газа с линии нагнетания на линию всасывания. Поскольку расход сжатого газа остается Q, давление на линии нагнетания быстро падает, и компрессор возобновляет подачу. Таким образом, в сети возникают пульсации подачи и давления, период которых зависит от емкости сети, а амплитуда от емкости машины.

Рисунок 11 - Явление помпажа

Рисунок 12 - Явление помпажа
Для обеспечения нормальной работы компрессора и устранения явления помпажа применяются автоматические регуляторы - антипомпажные устройства, которые поддерживают необходимый расход среды:
противопомпажные гидравлические регуляторы;
пневматические регуляторы;
электронные контроллеры.
Регулирование работы компрессора с целью избежания явления помпажа может производиться:
перепуском сжатого газа из нагнетательного трубопровода во всасывающий;
изменением величины мертвого пространства (поршневой компрессор);
дросселированием на линии всасывания и нагнетания;
воздействием на всасывающий клапан (поршневой компрессор);
изменением положения лопаток в диффузоре;
изменением частоты вращения.
Системы защиты автоматически срабатывают в случаях внезапных значительных изменений характеристик нормального технологического режима. Они защищают компрессорные машины и решают двоякую задачу:
недопущение работы компрессорной машины в зоне неустойчивой работы (в зоне помпажа);
предотвращение помпажа;
обеспечение высокой экономической эффективности работы компрессора.
7 Компрессорные станции.
Компрессорные станции (КС) – технологические объекты (инженерные сооружения), предназначенные для поддержания в газопроводе рабочего давления, обеспечивающего транспортировку газа в предусмотренных объемах.
КС сооружают по трассе газопровода. Расстояние между ними составляет 100-150 км. На рисунке 13 показана схематично компрессорная станция. Здесь по газопроводам 1 и 2 к станции поступает газ после предварительной обработки на установках подготовки нефти. Газ проходит сепараторы 3 для отделения жидкости и механических примесей и подается к компрессорам по линии 5. Через регулятор давления «после себя» 4 газ подается к двигателям компрессоров 10ГК. Остальная, основная часть газа по трубопроводу идет в цилиндры компрессоров 7. После сжатия в ступени I газ направляется по линии 9 в маслоотделители 11, холодильники первой ступени 12 и сепараторы среднего давления 14, где отделяется влага. Ко второй ступени газ подается по линии 8. Такая же обработка газа проводится и после второй ступени в аппаратах 11,13 и 15- К этим аппаратам газ подается по линии 10. Влага от всех сепараторов поступает в емкости для конденсата 16,17 к 18 и отбирается насосами насосной 19. Газ после сжатия и обработки направляется по линии 20 к потребителю (на газобензиновый завод, на скважины для газлифта и т. п.). Для охлаждения воды холодного и горячего цикла применяют градирни 21, где имеются емкость и насосная, расширительный бак с насосом горячего цикла. Для компрессорной, на которой установлено обычно 1...10 компрессоров, необходимо масляное хозяйство, так как расход масел различных марок велик (емкости и насосы маслохозяйства 22). Кроме того, запуск компрессора производится сжатым воздухом, запас которого в специальной емкости пополняется небольшими вспомогательными компрессорами 23. Имеющийся в газе конденсат может образовать жидкостные пробки в трубопроводах, особенно если трасса трубопровода имеет чередующиеся подъемы и спуски. В зимнее время возможно замерзание этих жидкостных пробок. Наличие масла в газе может привести к образованию взрывоопасных смесей. Поэтому в системе трубопроводов имеются масло- и влагоотделители.

Рисунок 13 - Схема компрессорной станции: 1, 2 - газопроводы; 3 – сепараторы; 4 – регулятор давления; 5, 6, 8, 9, 10, 20 – линии газопроводов; 7 – цилиндры компрессоров; 8 – линии ко второй ступени; 11 – маслоотделитель; 12 – холодильник первой ступени; 13, 15 – сепараторы; 14 - сепаратор среднего давления; 16 , 17, 18 – емкости для конденсата; 19 – насосная; 21 – градирня; 22 – масляное хозяйство для компрессоров (емкости и насосы)
Помимо стационарного исполнения компрессорных станций можно видеть блочно-модульное исполнение. Это по сути дела компрессорная станция упакованная в маленький контейнер который помещается в железнодорожную цистерну (рисунок 14).
В нашей стране с точки зрения географии газ добывается в Северных районах и расположение месторождений в этих регионах зачастую не позволяет круглогодично обеспечить туда доставку ресурсов и техники, поэтому для того чтобы обеспечить транспортировку газа от дальних промыслов газовые компании используют зачастую блочно-модульные станции. Там расположены те же самые сепараторы, компрессоры, очистители, охладители. С помощью данных станций газ можно отделить от нефти, если речь идет о попутном газе, и направить на собственные нужды (теплоснабжение, освещение).


Рисунок 14 - Блочно-модульное исполнение КС
8 Основные преимущества и недостатки поршневых и центробежных компрессоров.
Преимущества компрессоров представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Преимущества компрессоров
Центробежный компрессор Поршневой компрессор
Компактность Возможность использования при высоких давлениях
Возможность использования легких фундаментов Не возникает трудностей с ремонтом
Отсутствие масла в рабочей полости и в сжимаемой среде Невысокая стоимость
Длительный срок эксплуатации без остановки и отсутствие вибраций Простое внутреннее устройство
Недостатки компрессоров представлены в таблице 2.
Таблица 2 - Недостатки компрессоров
Центробежный компрессор Поршневой компрессор
Сложность Громоздкость
Высокая стоимость ремонта Высокий уровень шума и порог вибрации
9 Основные неисправности поршневых и центробежных компрессоров.
Основные неисправности поршневого компрессора представлены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные неисправности поршневого компрессора
Причины Неисправности Устранение неисправности
1.Утечка воздуха через не плотности соединений
2.Износ, поломка или прогорание поршневых колец Уменьшилась производительность установки 1.Определить место утечки и устранить
2. Заменить дефектные поршневые кольца
1.Заедание, износ и поломка поршневых колец вследствие применения некачественного масла и образования нагара
2. Износ поршня и цилиндра Стук в цилиндре 1.Изношенные, поломанные поршневые кольца заменить, некачественное масло –заменить свежим
2. Поршень заменить, цилиндр расточить под ремонтный размер
Применение некачественного масла или избыточное количество масла в картере Повышенное образование нагара Очистить детали от нагара, заменить масло, не допускать избыточного количества масла в картере
Основные неисправности центробежного компрессора представлены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные неисправности центробежного компрессора
Причины Неисправности Устранение неисправности
Увеличения зазоров между шейкой вала и вкладышем подшипника
Длительная работа
Загрязнения смазки Вибрация компрессора Устранение зазоров
Временная остановка компрессора
Смена смазки
Увеличение сопротивления в холодильниках из-за забивки газовой части грязью Понижение производительности компрессора Принять меры по устранению грязи
Попадание в масло воды и образование при прохождении ее через масляный насос эмульсии Чрезмерный нагрев подшипников Следует заменить масло и устранить дефекты, вызвавшие пропуск воды в масло
10 Области применения компрессоров в нефтегазовой промышленности.
Области применения компрессоров в этих отраслях следующие:
- подъем пластовой жидкости на поверхность при компрессорном способе добычи нефти (давление до 25 МПа);
- закачка газа в нефтяные пласты с целью поддержания и восстановления пластового давления (давление до 25 МПа);
- разработка скважин газлифтным способом (давление до 10 МПа);
- закачка газа в подземные хранилища;
- освоение скважин после бурения и ремонта;
- подача воздуха в пневматические системы буровых установок;
- подача окислителя (воздуха) в нефтяные пласты при эксплуатации месторождений с применением внутрипластового движущегося очага горения (давление до 25 МПа);
- сбор газа при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений и подача его на головную компрессорную станцию;
- сжатие нефтяного газа в сепарационных установках;
- транспортирование газа по магистральным трубопроводам (давление до 10 МПа, но может быть и выше при транспортировании газа по дну морей);
- подача воздуха в пневматические системы различных грузоподъемных, транспортных и других машин, приборов, инструментов и приспособлений, применяемых в нефте - и газодобыче;
- опрессовка трубопроводов, емкостей и т. п. в процессе испытания их на прочность и плотность;
- перемещение газа в установках заводов по переработке нефти и газа.БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Абдурашитов С.А., Тупиченков А.А., Вершинин И.М., Тененгольц С.М. Насосы и компрессоры. М., «Недра», 1974. – 276 с.
2. Никишенко С.Л. Нефтегазопромысловое оборудование: Учебное пособие. – Волгоград: Издательство «Ин-Фолио», 2008. – 416 с: ил.
3. Чуракаев А.М. Переработка нефтяных газов. Учебник для рабочих. М., «Недра», 1983. – 279 с.
4. Черкасский В.М. Насосы, вентиляторы, компрессоры: Учебник для теплоэнергетических специальностей вузов. – 2-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 416 с., ил.
5. Дурнов П.И. Насосы, вентиляторы, компрессоры. – Киев; Одесса: Высшая школа. Головное издательство, 1985. – 264 с.

Приложенные файлы

  • docx 15768956
    Размер файла: 2 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий