Документ Microsoft Office Word. Компрессорные станции магистральных газопро водов назначение, расстановка и типовые технологические схемы
 Скачать 0.63 Mb.
|
|
Глава 1. КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРО- ВОДОВ НАЗНАЧЕНИЕ, РАССТАНОВКА И ТИПОВЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИИ Наиболее крупные месторождения природного газа, эксплуатируе- мые в настоящее время в Советском Союзе, располагаются в районах либо Крайнего Севера и Западной Сибири, либо Средней Азии, в связи с чем/для доставки природного газа потребителям европейской части ССЕР, Урала и других промышленных-районов строят магистральные газопроводы большой протяженности. Магистральные газопроводы берут начало у источника газа (газового промысла) и заканчиваются в крупных газопотребляющих районах (городах, населенных пунктах, крупных промышленных и сельскохозяйственных предприятиях). Система дальнего транспорта газа включает промысловую газоре- гулирующую станцию (ПГРС), устанавливаемую вблизи источника газа, и магистральный газопровод (МГ), берущий начало на выходе устано- вок подготовки газа к транспорту (точкаА.)) и заканчивающийся у круп- ных потребителей газа (точка В) (рис. 1.1). В конце МГ строят газораспределительные станции (ГРС), иногда особо крупные ГРС называют контрольно-распределительными пункта- ми (КРП). ГРС служат для дополнительной подготовки газа и снижения его давления до требуемого значения. ГРС является конечным пунктом МГ. Для надежного газоснабжения городские газопроводы вокруг круп- ных городов-газопотребителей объединяются рядом кольцевых газо- проводов высокого давления до 1,2 МПа, среднего до 0,3 МПа и низкого до 0,005 МПа. Для снижения давления после ГРС в системе городских газопроводов сооружают газорегуляторные пункты (ГРП). 1 В процессе движения газа по магистральному газопроводу за счет трения и отбора газа потребителями давление газа постепенно пони- жается. Для повышения давления газа в газопроводе и поддержания требуемой пропускной способности по трассе через каждые 80-120 км устанавливают компрессорные станции (КС). При выборе расположения КС учитывают местные условия: рельеф местности, источники энерго- и водоснабжения, наличие населенных пунктов и др. Потери давления на участке между КС определяют необходимое значение повышения давления в газоперекачивающих агрегатах (ГПА). Для закачки газа в подземные хранилища газа (ПХГ) строят специальные КС, обеспечи- вающие закачку как в ПХГ, так и в газопровод. От надежной работы КС зависит бесперебойная работа МГ. Различные араметры МГ (диаметр и толщина стенок труб, пропуск- ная способность, протяженность всей магистрали, расстояние между КС, потери давления на участках газопровода, давление на входах и  Рис. 1.1. Структурная схема системы дальнего транспорта и распределения газа выходах КС, типы ГПА на КС и др.) определяют при проектировании МГ. В настоящее время принято два основных значения расчетного условно- го максимального давления газа ру, в крупных МГ, на которые рассчи- тывают трубопроводы и арматуру газопровода - 6,4 и 7,5 МПа. В пер- спективе возможно создание газопроводов с более высоким давлени- ем - до 12 МПа. Головную КС, находящуюся в начале магистрального газопровода, обычно сооружают в непосредственной близости от установок по комплексной подготовке газа газовых месторождений. Поэтому на головную КС газ поступает практически полностью подготовленным к дальнему трубопроводному транспорту. В связи с этим на самой КС подготовка газа перед подачей в магистральный трубопровод значи- тельно упрощается. Поступающий на головную КС газ очищают от пыли 1945 и механических примесей. В результате компримирования в компрес- и. | сорном цехе температура газа повышается до 50-80 °С. При удалении газа по магистральному трубопроводу от КС температура его снижает- ся. При этом в металле трубопровода возникают достаточно большие температурные напряжения, нарушающие нормальную работу трубо- провода и приводящие в ряде случаев к выпучиванию его отдельных участков вблизи КС. Высокие температуры также приводят к наруше- нию противокоррозионной изоляции трубопровода. Кроме того, при ‚ Повышении температуры газа снижается пропускная способность газопровода. В связи с этим температура газа на выходе из КС не должна превышать допустимой по условиям устойчивости газопровода _ и сохранности его противокоррозионной изоляции и не должна быть ниже допустимой по условиям хладостойкости металла труб газопро- вода. Охлаждение газа ведется в специальных аппаратах воздушного охлаждения (АВО). На участках с многолетнемерзлыми грунтами охлаждение газа до температуры грунта ведется на станциях охлажде- ния газа. Предельные температуры газа устанавливаются проектом. Таким образом, задачи головной КС сводятся к приему газа от устанб- вок комплексной подготовки, очистке его от механических примесей, компримированию до необходимого давления, охлаждению газа и подаче его в МГ. $ Промежуточные КС предназначены для поддержания режимов транспортировки газа по всему МГ. Состав сооружений на них аналоги- чен составу сооружений на головных КС. На промежуточных КС может быть несколько меньший объем установок по подготовке газа. Кроме того, предусмотрены возможность отключения промежуточных КС и транспортировка газа по газопроводу, минуя эти станции. На промежуточных КС осуществляются следующие основные технологические процессы; очистка транспортируемого газа от меха- нических и жидких примесей, сжатие газа в центробежных нагнетате- лях или поршневых машинах, охлаждение газа после сжатия в спе- циальных охладительных устройствах, измерение и контроль техноло- гических параметров, управление режимом работы газопровода путем изменения числа работающих ГПА и режимного состояния самих ГПА. 4 Вид основного газоперекачивающего оборудования КС в основном Г определяется пропускной способностью газопровода. Для газопроводов небольшой пропускной способности (менее 12 млн. м3/сут) на КС целе- сообразно использовать поршневые компрессоры, а для газопроводов с пропускной способностью более 12 млн. мз/сут эффективными оказы- ваются центробежные нагнетатели с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей. В зависимости от типа устанавливае- мого газоперекачивающего оборудовачия выбирают технологическую схему КС и устанавливают вспомогательное оборудование. Я Со временем месторождение природного газа истощается, давле- ние на устье скважин газового промысла падает. Для его поддержания на головной КС (первой от промысла) строят дополнительные (дожим- _ные) компрессорные цеха. При истощении месторождения дебит сква- жин начинает снижаться, что приводит к уменьшению объемов транс- С портируемого по газопроводу газа и соответствующей перестройке к режимов работы КС. При полном прекращении добычи газа на промыс- ле (в среднем через 20-30 лет) и сооружёнии на его базе ПХГ возмож- но даже использование для перекачки газа в обратном направлении {к ПХГ от других месторождений) с соответствующим переоборудова- нием КС. Таким образом, КС магистрального газопровода следует рассматривать как объект, постоянно изменяющийся в процессе эк- сплуатации: одноцеховая КС со временем может стать многоцеховой состоящей из двух или более цехов, а также подвергнуться реконструк- ции или демонтажу. Режим работы МГ определяется параметрами на выходе из КС, обеспечиваемыми ГПА. Необходимые параметры ГПА зависят в первую очередь от диаметра трубы 0, давления перекачиваемого газа р, степе- ни повышения давления =„с (отношение давлений на выходе и входе КС), технологической схемы компримирования. По данным ряда иссле- дований для КС газопроводов предпочтительны следующие единичные мощности ГПА: при Э = 1000 мм ир = 5,5 МПа - 4 и 6 МВт, при б= = 1200 мм ир = 5,5 МПа — би 10 МВт, при О = 1200 мм ир= 7,46 МПа - 10 МВт, при 2 = 1400 мм ир = 7,46 МПа - 16 и 25 МВт. Ранее наиболее часто применяли Екс = 1,4 -- 1,5, сейчас в практике проектирования и эксплуатации газопроводов используют более широкий диапазон кс = = 1,3 + 1,7. Оптимальное значение Екс зависит от пропускной способ- ности газопровода. Чем выше пропускная способность газопровода, тем ниже значение кс. Режим работы газопровода в общем случае является переменным. Это вызвано в первую очередь сезонной неравномерностью потребле- ния газа в течение года. Степень этой неравномерности зависит от доли газа, расходуемого для выработки электроэнергии, и отопления. Кроме этого, имеет место недельная и суточная неравномерности газо- потребления, но последняя обычно сглаживается за счет аккумулирующей способности трубы. Недельная неравномерность зависит от количества газа, используемого в обрабатывающих отраслях промышленности, предприятия которых обычно не работают в выходные и праздничные дни. Другими факторами, вызывающими изменение режима работы газопровода, являются сезонные и суточные колебания температуры перекачиваемого газа, зависящие от атмосферных условий; возможны также колебания химического состава газа, поступающего от разных промыслов в различных соотношениях, и другие причины. Переменной является и располагаемая мощность КС при’ изменении атмосферных условий, особенно оборудованных газотурбинными ГПА. Изменение режима работы газопровода происходит и в течение длительного периода: появляются новые потребители по трассе и развиваются или исчезают старые. Иногда возникает возможность подпитки от вновь вводимых близ трассы промыслов. Соединенные в определенной последовательности и по определен- ным правилам ГПА, трубопроводы, пылеуловители, аппараты воздуш- ного охлаждения, технологические краны различных диаметров образу- ют технологическую схему КС. Упрощенная_принципиальная технологическая схема КС с центро- бежными нагнетателями, изображенная на рис. 1.2, характерна для КС, на которых используют новое поколение ГПА. Эти агрегаты устанавли- вакт в специальном индивидуальном укрытии 5. Масло ГПА охлаждает-  ся в воздушном охладителе масла 6. В традиционном варианте КС агрегаты любого типа размещались в общем здании, которое газонеп- роницаемой стеной делилось на два функциональных помещения: машинный зал и галерею (зал) нагнетателей. Как в традиционной схеме КС, так и в схеме с индивидуальными укрытиями для ГПА функциональ- ное назначение технологических элементов осталось прежним. Блок аппаратов воздушного охлаждения 8 обеспечивает снижение темпера- туры газа до расчетной на выходе из КС и устанавливается, как прави- ло, перед подачей газа непосредственно в магистральный газопровод. Охранные краны КС (входной 1 и выходной 9), камеры запуска 11 и приема 12 поршня, кран 13 обводной линии, а также входной кран 2 ГПА и выходной кран 10 КС входят в узел подключения КС к магистральному газопроводу. По входному шлейфу 7 газ через пылеуловитель 4 и вса- сывающий кран поступает на вход полнонапорного нагнетателя. После компримирования в нагнетателе газ через обратный клапан и кран по выходному шлейфу 3 поступает в АВО. После охлаждения газ через выходной кран 10 ГПА поступает в газопровод. В рассматриваемой схеме условно не показаны так нызываемые > обводные м рециркуляционные свечные краны. Через свечные краны происходит удаление газа в атмосферу из различных участков техноло- гической обвязки при пусках и остановках ГПА, а также при остановке компрессорного цеха. Рециркуляционный кран является обводным краном и предназначен для предотвращения помпажа нагнетателя. При ———щ < приближении режима работы нагнетателя к помпажному система ‚ управления ГПА обеспечивает открытие обводного крана (на ряде типов ГПА эту операцию выполняет эксплуатационный персонал вручную). Открытие этого крана приводит к увеличению расхода газа через наг- нетатель и образованию так называемого потока рециркуляции, когда газ из нагнетателя через кран сбрасывается в коллектор рециркуляции. Этот коллектор соединяется со всасывающим коллектором КС. Такую схему применяют при обвязке полнонапорных нагнетателей. Направление потока газа на схеме показано стрелками. Для всех параллельно включенных в работу нагнетателей направление потока газа одинаково. Отличительная особенность КС с электроприводом — наличие в ее составе мощных энергетических подстанций напряжением 110/6 кВ, предназначенных для питания электродвигателей ГПА. На КС используют одно- и двухступенчатые схемы компримирова- ния газа. Центробежные нагнетатели с газотурбинным приводом и электроприводом на газопроводах страны применяют в основном в одноступенчатом исполнении. При таких технологических схемах расчетную степень повышения давления КС (Ехс_= 1.45) получают последовательным включением двух центробежных нагнетателей, которые образуют группу. |