2 Конспект лекций дисциплины. Лекция 1 Раздел Компрессорные станции магистральных газопроводов Тема Введение. Назначение и устройство компрессорных станций на магистральных газопроводах
 Скачать 19.77 Mb.
|
Расход газа, млн.нм  /сут, через трубопровод длиной  км определяется следующей формулой (при давлении 0,1013 МПа и 20°С):  , (3.1)где  - внутренний диаметр газопровода, мм;  и  - давление газа соответственно в начале и конце участка газопровода, МПа;  0,009 - коэффициент гидравлического сопротивления;  - относительная плотность газа по воздуху;  - средняя температура по длине газопровода. К;  - средний по длине газопровода коэффициент сжимаемости газа; - длина участка газопровода, км.На основании этой формулы можно вычислить пропускную способность газопровода на участке между двумя КС. Положение КС на трассе МГ ориентировочно определяется расчетным путем. Далее место строительства КС уточняется с учетом условий строительства станции, близости населенных пунктов, возможности совмещения с уже существующими КС и наличия источников электроэнергии и воды. Расчет режима работы МГ производится после окончательной расстановки КС, уточнения участков с различной толщиной стенок труб и протяженности участков с резервными нитками и лупингом. Для каждого месяца года определяется пропускная способность газопровода, давление и температура на входе и выходе каждой из КС и потребление топливного газа и электроэнергии. Расчет заканчивается определением годовой производительности Qг Qг = Ки  , (3.2)где Qг - годовая производительность МГ, млрд. м3 год; Ки - коэффициент использования пропускной способности; q i- суточная пропускная способность МГ в i-ом месяце; i - количество суток в месяце. С ростом пропускной способности газопроводов за счет увеличения диаметра трубы и рабочего давления растет температура газа, протекающего по трубопроводу. Для повышения эффективности работы газопровода и прежде всего для снижения мощности на транспортировку газа необходимо на выходе каждой КС устанавливать аппараты воздушного охлаждения газа. Снижение температуры необходимо еще и для сохранения изоляции трубы. Важным фактором по снижению энергозатрат на транспорт газа является своевременная и эффективная очистка внутренней полости трубопровода от разного вида загрязнений. Внутреннее состояние трубопровода довольно сильно влияет на изменение энергетических затрат, связанных с преодолением сил гидравлического сопротивления во внутренней полости трубопровода. Создание высокоэффективных очистных устройств с большим моторесурсом позволяет стабильно поддерживать производительность газопровода на проектном уровне, снижать энергозатраты на транспорт газа примерно на 10-15%. Таким образом, для уменьшения затрат мощности КС на перекачку газа, увеличения пропускной способности газопровода и экономии энергоресурсов на перекачку газа всегда выгодно поддерживать максимальное давление газа в трубопроводе, снижать температуру перекачиваемого газа за счет его охлаждения на станциях, использовать газопроводы большего диаметра, периодически осуществлять очистку внутренней полости трубопровода. Назначение и состав основного оборудования компрессорных станций (КС), принципиальная схема его компоновки. Типы КС на магистральных газопроводах. При движении газа по трубопроводу происходит потеря давления из-за разного гидравлического сопротивления по длине газопровода. Падение давления вызывает снижение пропускной способности газопровода. Одновременно понижается температура транспортируемого газа, главным образом, из-за передачи теплоты от газа через стенку трубопровода в почву и атмосферу. Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа путем повышения давления через определенные расстояния вдоль трассы газопровода, как отмечалось выше, устанавливаются компрессорные станции. Перепад давления на участке между КС определяет степень повышения давления в газоперекачивающих агрегатах. Давление газа в газопроводе в конце участка равно давлению на входе в газоперекачивающий агрегат, а давление в начале участка равно давлению на выходе из АВО газа. Современная компрессорная станция (КС) - это сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа. Компрессорная станция - неотъемлемая и составная часть магистрального газопровода, обеспечивающая транспорт газа с помощью энергетического оборудования, установленного на КС. Она служит управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в магистральный газопровод. Именно параметрами работы КС определяется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально используя при этом аккумулирующую способность газопровода.  Рис. 1.3. Принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции На рис. 1.3 показана принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции, состоящей из 3 ГПА. В соответствии с этим рисунком в состав основного оборудования входит: 1 - узел подключения КС к магистральному газопроводу; 2 - камеры запуска и приема очистного устройства магистрального газопровода; 3 - установка очистки технологического газа, состоящая из пылеуловителей и фильтр-сепараторов; 4 - установка охлаждения технологического газа; 5 - газоперекачивающие агрегаты; 6 - технологические трубопроводы обвязки компрессорной станции; 7 - запорная арматура технологических трубопроводов обвязки агрегатов; 8 - установка подготовки пускового и топливного газа; 9 - установка подготовки импульсного газа; 10 - различное вспомогательное оборудование; 11 - энергетическое оборудование; 12 - главный щит управления и система телемеханики; 13 - оборудование электрохимической защиты трубопроводов обвязки КС. На магистральных газопроводах различают три основных типа КС: головные компрессорные станции, линейные компрессорные станции и дожимные компрессорные станции. Головные компрессорные станции (ГКС) устанавливаются непосредственно по ходу газа после газового месторождения. По мере добычи газа происходит падение давления в месторождении до уровня, когда транспортировать его в необходимом количестве без компремирования уже нельзя. Поэтому для поддержания необходимого давления и расхода строятся головные компрессорные станции. Назначением ГКС является создание необходимого давления технологического газа для его дальнейшего транспорта по магистральным газопроводам. Принципиальным отличием ГКС от линейных станций является высокая степень сжатия на станции, обеспечиваемая последовательной работой нескольких ГПА с центробежными нагнетателями или поршневыми газомото-компрессорами. На ГКС предъявляются повышенные требования к качеству подготовки технологического газа. Линейные компрессорные станции устанавливаются на магистральных газопроводах, как правило, через 100-150 км. Назначением КС является компремирование поступающего на станцию природного газа, с давления входа до давления выхода, обусловленных проектными данными. Тем самым обеспечивается постоянный заданный расход газа по магистральному газопроводу. В России строятся линейные газопроводы в основном на давление  = 5,5 МПа и = 7,5 МПа.Дожимные компрессорные станции (ДКС) устанавливаются на подземных хранилищах газа (ПХГ). Назначением ДКС является подача газа в подземное хранилище газа от магистрального газопровода и отбор природного газа из подземного хранилища (как правило, в зимний период времени) для последующей подачи его в магистральный газопровод или непосредственно потребителям газа. ДКС строятся также на газовом месторождении при падении пластового давления ниже давления в магистральном трубопроводе. Отличительной особенностью ДКС от линейных КС является высокая степень сжатия 2-4, улучшенная подготовка технологического газа (осушители, сепараторы, пылеуловители), поступающего из подземного хранилища с целью его очистки от механических примесей и влаги, выносимой с газом. Около потребителей газа строятся также газораспределительные станции (ГРС), где газ редуцируется до необходимого давления (  = 1,2; 0,6; 0,3 МПа) перед подачей его в сети газового хозяйства.Производственные объекты, системы и сооружения, входящие в комплекс КС. Компрессорный цех (КЦ), состав оборудования КЦ. Требования безопасности при эксплуатации КС (для самостоятельного изучения). Лекция №2 Тема 1.2. Технологические схемы компрессорных станций. Назначение технологической обвязки КС (КЦ). Технологическая обвязка КС (компрессорного цеха) предназначена для: - приема на КС технологического газа из магистрального газопровода; - очистки технологического газа от мехпримесей и капельной влаги в пылеуловителях и фильтр-сепараторах; - распределения потоков для последующего сжатия и регулирования схемы загрузки ГПА; - охлаждения газа после компремирования в АВО газа; - вывода КЦ на станционное "кольцо" при пуске и остановке; - подачи газа в магистральный газопровод; - транзитного прохода газа по магистральному газопроводу, минуя КС; - при необходимости сброса газа в атмосферу из всех технологических газопроводов компрессорного цеха через свечные краны. В зависимости от типа центробежных нагнетателей, используемых на КС, различают две принципиальные схемы обвязок ГПА: - схема с последовательной обвязкой, характерная для неполнонапорных нагнетателей; - схема с параллельной коллекторной обвязкой, характерная для полнонапорных нагнетателей. Неполнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей рассчитана на степень сжатия 1,23-1,25. В эксплуатации бывает необходимость в двух- или трехступенчатом сжатии, т.е. в обеспечении степени сжатия 1,45 и более, это в основном на СПХГ. Полнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей сконструирована таким образом, что позволяет при номинальной частоте вращения ротора создать степень сжатия до 1,45 – 1,51, определяемую расчетными проектными давлениями газа на входе и выходе компрессорной станции. КС с параллельной коллекторной обвязкой газоперекачивающих агрегатов (ГПА), принципиальная схема. На рис. 2.1 представлена принципиальная схема КС с параллельной обвязкой ГПА для применения полнонапорных нагнетателей. По этой схеме, газ из магистрального газопровода с условным диаметром 1220 мм (Ду 1200) через охранный кран № 19 поступает на узел подключения КС к магистральному газопроводу. Кран № 19 предназначен для автоматического отключения магистрального газопровода от КС в случае возникновения каких-либо аварийных ситуаций на узле подключения, в технологической обвязке компрессорной станции или обвязке ГПА. После крана № 19 газ поступает к входному крану № 7, также расположенному на узле подключения. Кран № 7 предназначен для автоматического отключения компрессорной станции от магистрального газопровода. Входной кран № 7 имеет обводной кран № 7р, который предназначен для заполнения газом всей системы технологической обвязки компрессорной станции. Только после выравнивания давления в магистральном газопроводе и технологических коммуникациях станции с помощью крана № 7р производится открытие крана № 7. Это делается во избежание газодинамического удара, который может возникнуть при открытии крана № 7, без предварительного заполнения газом технологических коммуникаций компрессорной станции.  Рис. 2.1. Принципиальная технологическая схема КС с параллельной обвязкой ГПА Сразу за краном № 7 по ходу газа установлен свечной кран № 17. Он служит для стравливания газа в атмосферу из технологических коммуникаций станции при производстве на них профилактических работ. Аналогичную роль он выполняет и при возникновении аварийных ситуаций на КС. После крана № 7 газ поступает к установке очистки, где размещены пылеуловители и фильтр-сепараторы. В них он очищается от мехпримесей и влаги. После очистки газ по трубопроводу Ду 1000 поступает во входной коллектор компрессорного цеха и распределяется по входным трубопроводам ГПА Ду 700 через кран № 1 на вход центробежных нагнетателей. После сжатия в центробежных нагнетателях газ проходит обратный клапан, выходной кран № 2 и по трубопроводу Ду 1000 поступает на установку охлаждения газа (АВО газа). После установки охлаждения, газ через выкидной шлейф по трубопроводу Ду 1200, через выходной кран № 8, поступает в магистральный газопровод. Перед краном № 8 устанавливается обратный клапан, предназначенный для предотвращения обратного потока газа из газопровода. Этот поток газа, если он возникнет при открытии крана № 8, может привести к обратной раскрутке центробежного нагнетателя и ротора силовой турбины, что в конечном итоге приведет к серьезной аварии на КС. Назначение крана № 8, который находится на узле подключения КС, аналогично крану № 7. При этом стравливание газа в атмосферу происходит через свечной кран № 18, который установлен по ходу газа перед краном № 8. На узле подключения КС между входным и выходным трубопроводом имеется перемычка Ду 1200 с установленным на ней краном № 20. Назначение этой перемычки - производить транзитную подачу газа, минуя КС в период ее отключения (закрыты краны № 7 и 8; открыты свечи № 17 и 18). На узле подключения КС установлены камеры приема и запуска очистного устройства магистрального газопровода. Эти камеры необходимы для запуска и приема очистного устройства, которое проходит по газопроводу и очищает его от механических примесей, влаги, конденсата. Очистное устройство представляет собой поршень со щетками или скребками, который движется до следующей КС в потоке газа, за счет разности давлений - до и после поршня. На магистральном газопроводе, после КС, установлен и охранный кран № 21, назначение которого такое же, как и охранного крана № 19. При эксплуатации КС может возникнуть ситуация, когда давление на выходе станции может приблизиться к максимальному разрешенному или проектному. Для ликвидации такого режима работы станции между выходным и входным трубопроводом устанавливается перемычка Ду 500 с краном № 6А. Этот кран также необходим при пуске или останове цеха или группы агрегатов при последовательной обвязке. При его открытии часть газа с выхода поступает на вход, что снижает выходное давление и увеличивает входное. Снижается и степень сжатия центробежного нагнетателя. Работа КС с открытым краном № 6А называется работой станции на "Станционное кольцо". Параллельно крану № 6А врезан кран № 6АР, необходимый для предотвращения работы ГПА в помпажной зоне нагнетателя. Диаметр этого крана составляет  10 15 % от сечения трубопровода крана № 6А ( =150 мм). Для минимально заданной заводом-изготовителем степени сжатия нагнетателя последовательно за краном № 6А врезается ручной кран № 6Д.Рассмотренная схема технологической обвязки КС позволяет осуществлять только параллельную работу нескольких работающих ГПА. При таких схемах КС применяются агрегаты с полнонапорными нагнетателями со степенью сжатия 1,45-1,51. КС с последовательной обвязкой ГПА, ее принципиальная схема. На рис. 2.2 представлена схема с последовательной обвязкой ГПА, которая реализуется для работы КС с неполнонапорными нагнетателями. Эта схема позволяет осуществлять как параллельную работу одного, двух, трех ГПА, так и параллельную работу группы агрегатов, состоящей из двух или трех последовательно работающих ГПА. Для этой цели используются так называемые "режимные" краны (№ 41-9), при изменении положения которых можно осуществить любую необходимую схему работы ГПА. Для получения необходимой степени сжатия в этих схемах газ после выхода из одного нагнетателя сразу же поступает на вход другого. Необходимый расход газа через КС достигается работой нескольких групп ГПА. Выход газа после компремирования осуществляется по выходным шлейфам. На каждом выходном шлейфе установлен свой трубопровод, соединенный с входным трубопроводом перед пылеуловителями, позволяющий выводить на "Станционное кольцо" при открытии крана № 6 или 6А любую из работающих групп ГПА.  Рис. 2.2. Принципиальная технологическая схема КС с последовательной обвязкой ГПА Отличительные особенности схем КС с параллельной и последовательной обвязкой ГПА. Отличительной особенностью эксплуатации полнонапорных обвязок КС перед неполнонапорными является: - схема с полнонапорными ЦБН значительно проще в управлении, чем с неполнонапорными ЦБН из-за значительно меньшего количества запорной арматуры; - схема с полнонапорными нагнетателями позволяет использовать в работе любые, имеющиеся в "резерве", агрегаты; - при остановке в группе одного неполнонапорного ГПА требуется выводить на режим "кольцо" и второй агрегат; - отпадает необходимость в кранах № 3, режимных № 41- 49, а на некоторых обвязках и № 3бис; - возможны большие потери газа из-за не герметичности режимных кранов. Лекция№3 |
1400 мм давление убывает с 7,6 до 5,3 МПа на участке 
