Компрессорная станция

Большинство КС базовых газопроводов строятся по многоцеховому принципу, количеству, количество цехов до 6, реже 7-11.

В зависимости от степени сжатия, развиваемой ГПА, КЦ делятся на цеха с полнонапорной схемой включения ГПА, предусматривающей параллельную работу агрегатов (рис.6), и с неполнонапорной схемой включения ГПА, предусматривающей последовательно-паралельную работу агрегатов.

 

 

Рисунок 1.7 Структура цеха с полнонапорной схемой включения ГПА

 

Параллельное включение применяется для обеспечения необходимой производительности КЦ и надежности. Согласно принятой технологии на КС должна обеспечивать степень сжатия транспортируемого газа до 1,44.

В настоящее время схемы трубной обвязки КЦ и нумерация их кранов унифицированы.

Рисунок 1.8 Структура цеха с неполнонапорной схемой включения ГПА

 

Электропневматические шаровые дистанционно управляемые краны являются основными типом запорной арматуры и представляют собой прецизионные, сложные и дорогостоящие изделия. Они подвергаются воздействию усилий в несколько сотен тонн, в зимнее время склонны к обмерзанию и образованию гидратов. С помощью крановой аппаратуры устанавливаются основные режимы работы КС и обеспечивается ее безопасность. Положение кранов, время их перестановки, целостность изоляции и цепей электроуправления контролируются. Контролируемыми параметрами КЦ являются давление и температура газа на выходе, предельные значения которых выбираются исходя из механической прочности труб и температурной изоляции. Контролируются также температура и давление на входе в КС. КС непосредственно связана с прилегающей линейной частью газопровода и вместе с ней образуют линейное производственное управление магистрального газопровода.

Рассмотрим одну из многих технологических схем КС с параллельным включением ГПА с электроприводом.

Газ из магистрального газопровода по одному или двум подводящим газопроводам (ниткам) из магистрального газопровода поступает на установку пылеочистки, и далее по одному или двум трубопроводам он поступает в газоперекачивающие агрегаты для компримирования, так как давление транспортируемого газа через каждые 100 км протяжности газопровода снижается приблизительно в 1,4 раза. После компримирования газ поступает в установку охлаждения и далее через отводящий трубопровод (нитку) возвращается в магистральный газопровод. На компрессорной станции стремя газоперекачивающими агрегатами, газ подается с узла подключения магистрального газопровода по отводящему трубопроводу (Dу =1400 мм) в коллектор (Dу =1000 мм) установки очистки. В пылеуловителях установки газ очищается от пыли и конденсата и поступает в внутриплощадочные коллекторы (Dу =1000 мм) компрессорного цеха КЦ. Пыль и конденсат из пылеуловителей собираются в дренажную емкость. Из двух коллекторов компрессорного цеха газ поступает в нагнетатели газоперекачивающих агрегатов, где производится его компримирование до расчетного давления. Далее газ по трубопроводам (Dу =1000 мм) поступает на установку охлаждения газа через коллектор (Dу =1000 мм) и, пройдя через воздушные холодильники, возвращается в магистральный газопровод. Рассмотрим работу технологической схемы компрессорной станции на рис. 7  на схеме изображена обвязки основных коммуникаций технологического газа компрессорной станции с турбинным приводом. Через кран № 7 газ из магистрального газопровода  поступаетв масляные пылеуловители для очистки от механических примесей и влаги. В общестанционную сеть газо-проводной коммуникации включены пылеуловители 2, маслоуловители 3 и маслосборники 4. В обвязку газопроводов врезаны отсечные краны № 1 и 2, проходной кран № 3, загрузочный кран № 4 и др. Проходной кран № 3 открывают только при неработающем газотурбинном агрегате и используют для перепуска газа мимо неработающего нагнетателя. Загрузочный кран № 4 используют также для продувки нагнетателя через свечу с установленным на нем краном № 5. При пуске агрегата через кран М 4 заполняют газом малый контур. После данного крана установлена дроссельная шайба с отверстием 20—25 мм. Кран № 3 бис служит для перепуска газа с выхода на вход нагнетателя (малый контур) при запуске и остановке агрегата. Управления кранами № 1, 2, 3, 4, 5 и 3 бис на месте установки может быть автоматическим или ручным. Между приемным и нагнетательным шлейфами имеется перемычка с кранами  6ар, 6а, 6д, 6р, с помощью которых можно создать пусковой контур обвязки газопроводов на КС.

 

Рисунок 1.9 Схема обвязки коммуникаций технологического газа

 

На каждом кране имеется гидроприставка для ступенчатого открытия и закрытия их. Кран Д выполняет функцию дросселя, сечение его вручную для установления требуемой степени сжатия (повышения давления) регулируют в группе нагнетателей. Краны № 6 и 6а предназначены для дистанционного управления производительностью КС. Кроме того, по сигналу автоматической защиты один из этих кранов открывается, если произошла неисправность агрегата, входящего в группу последовательно включенных нагнетателей.

Краны  6р и бар используются также для антипомпажного регулирования КС перепуском газа на вход со стороны нагнетателя. Обратные клапаны перед кранами № 8 и 8а предупреждают перепуск технологического газа со стороны нагнетателя при переводе КС на пусковой контур. Обвязка КС с иным числом агрегатов принципиально не отличается от описанной схемы. Коммуникации газотурбинной КС разделяются на трубопроводы технологического, топливного, пускового, импульсного и бытового газа.

Коммуникации технологического газа обеспечивают транспортировку газа в пределах КС. В общую сеть трубопроводов технологической коммуникации газа включены установки для очистки газа от пыли, холодильники, маслоуловители, маслосборники и запорная арматура. В пылеуловителе масляного типа газ очищается от механических примесей и влаги. Окончательную очистку газа от мелких частиц пыли и масла желательно производить в скруббере (шаровом пылеуловителе). Слив загрязненного масла, удаление шлама и заправку пылеуловителя свежим маслом производят без отключения агрегата.

Коммуникация топливного газа. Подача топливного газа к камерам сгорания ГТУ производится либо из магистрального газопровода, либо из

технологической коммуникации. Для снижения давления топливного газа на КС имеется пункт редуцирования с автоматическим управлением, оборудованный двумя параллельно действующими регуляторами давления, расходомерами и маслосепараторами. Каждая газотурбинная установка имеет независимую от коллектора обвязку по топливному газу.

Коммуникация пускового газа. Отбор газа для запуска ГТУ для пусковой турбины турбодетандера производится также, как и топливного газа на пункте редуцирования.

Особенности технологических схем компрессорного цеха. Цех с неполнонапорными ГПА типового состава состоит, как правило, из пяти агрегатов, образующих две рабочие группы. Один агрегат - резервный. Особенности таких схем - применение группы режимных кранов 1, устанавливаемых на технологической обвязке ГПА II, III, IV. Эти краны обычно нумеруются так: № 51 - № 56. Расчетная схема работы цеха следующая: агрегаты I и II образуют первую группу, агрегаты IV и V - вторую группу. Обе группы работают параллельно. Каждая группа имеет свои всасывающие и нагнетательные краны. Выход агрегатов на станционное кольцо осуществляется через шестые краны своей группы. При этом агрегат III- резервный и по технологической схеме может с помощью режимных кранов использоваться в первой или второй группах.

Типовой цех с полнонапорными ЦБН в зависимости от типа и мощности приводного двигателя может содержать в своем составе от трех до шести ГПА. Технологическая схема цеха практически повторяет технологическую схему двух групп ГПА с неполнонапорными ЦБН. Различие только в числе параллельно установленных в цехе ГПА, а также в числе всасывающих и нагнетательных шлейфов.

В настоящее время широко используются КС с газотурбинным приводом ГПА. Рассмотрим принципиальную схему работы КС с газотурбинным приводом. На рис. 9 приведена типовая технологическая схема с 10 газотурбинными агрегатами, работающие по схеме: четыре параллельные группы по два последовательно включенных нагнетателя. На каждые четыре агрегата предусмотрен один резервный. Краны пронумерованы, как принято на технологических схемах компрессорных станций. Охлаждение газа не предусмотрено. Из магистрального газопровода газ через кран 7 поступает в пылеуловители 11. Пылеуловители на большинстве компрессорных станций установлены масляные вертикальные диаметрами 1000,1600,2400 мм. В последнее время разработаны и внедряются горизонтальные пылеуловители с барботажной промывочной и жалюзийной скруберной секциями. С точки зрения минимальных затрат, наиболее перспективны шаровые пылеуловители-скруббосферы. Имеется тенденции к широкому применению батареи циклонных пылеуловителей разнообразных конструкций.

Газ, пройдя через маслоуловитель, поступает в нагнетатели, где компримируется до требуемого давления. После сжатия газ через открытые клапаны у кранов 8 и 8а направляется снова в магистральный газопровод. Запорную арматуру компрессорной станции подразделяют на арматуру обвязки каждого нагнетателя и общестанционную для обвязки всей компрессорной станции.

К арматуре обвязки нагнетателей относят краны №1, №2, №3, №4, №5 и №3б. Краны №1 и №2 с автоматическим управлением используются для отключения нагнетателя от системы трубопроводов. Кран №3 – проходной, открыт при неработающем агрегате, аналогичен кранам №1 и №2. Через кран №4, и далее через свечу с установленным на ней краном №5 перед загрузкой агрегата продувают малый контур в атмосферу для предотвращения образования в нем взрывоопасной смеси. Кран №4 используется также для заполнения малого контура газом. Кран №3 бис, закрытый при нормально работающем агрегате, служит для перезапуска газа с выхода на вход нагнетателя (малый контур) при запуске и остановке нагнетателя.

 

1-центробежный нагнетатель; 2-газовая  турбина; 3-воздушный компрессор; 4-камера  сгорания; 5-фильтр воздушный; 6-выхлопная  труба; 7-воздухоподогреватель; 8-турбодетандер; 9-обратный клапан; 10-запорная арматура; 11-пылеуловитель; ГТ-трубопровод топливного газа; ГП-трубопровод пускового газа.

 

Рисунок 1.10 Технологическая схема компрессорной станции с газотурбинным приводом

 

К общестанционным относят краны №6, №6а, №Д, №6р и №6ар, а также краны подключения обвязки станции к магистральному газопроводу: №7, №8, №8а, №17, №18, №18а. Краны №6, №6а, №Д, №6р, №6ар, установленные на перемычке между приемным и нагнетательным участками, образуют большой или пусковой контур компрессорной станции. При этом краны №6 и №6ар используются для байпасирования (регулирования работы компрессорной станции посредством перепуска газа с линии нагнетания на линию входа). У кранов №6 и №6а управление автоматическое, у крана №Д – ручное, у кранов №6р и №6ар – дистанционное, с главного щита компрессорной станции.

Кран №Д при работе компрессорной станции по большому контуру применяют в качестве дросселя для создания необходимого сопротивления во избежание больших объемных расходов, при которых значительны усилия на роторы нагнетателей.

Обратные клапаны перед кранами №8 и №8а предупреждают перепуски газа со стороны нагнетания в сторону всасывания при переводе КС на пусковой контур. При внезапной остановке одного из последовательно работающих нагнетателей, во избежание попадания в зону помпажа оставшегося в рабочем положении агрегата, система защиты предусматривает автоматическое открытие крана №6 или № 6а в зависимости от того, в какой группе произошла аварийная остановка.

Пуск агрегатов в работу осуществляется после заполнения газом участков газопроводов КС до кранов №1 и №2. При работе газотурбинных установок на холостом ходу открывают кран №4 и малый контур нагнетателя продувают в течении 30 сек. через кран №5. Затем происходит заполнение малого контура газом через кран №4, при этом агрегат работает на малом контуре через открытый кран № 3бис. После заполнения контура газом открывают краны №1 и №2 и закрывают краны №3 и №3бис и переводят работу агрегата на большой контур, а затем данный агрегат или группу агрегатов переключают на магистраль.

Рассматриваемая схема пуска требует манипуляций с кранами в процессе пуска. При недостаточно надежной работе кранов в холодное время года, могут происходить задержки в срабатывании кранов, что приводит к незавершенным пускам и задержкам машин на холостом ходу. Поэтому часто используют схему пуска агрегатов с предварительной установкой кранов обвязки нагнетателей в рабочее положение. После продувки и заполнения малого контура агрегата газом краны №1, №2 и №3 находятся в открытом состоянии. В этом состоянии нагнетатель включается в работу. После достижения рабочей частоты вращения кран №3 закрывают. Задержка в срабатывании крана №3 происходит весьма редко и не приводит к опасным режимам работы.

 

1.6 Газораспределительные сети 

 

В системе газоснабжения могут использоваться природный газ, подаваемый в какой-либо населенный пункт по магистральному газопроводу, сжижженый газ или смесь паров пропана и бутана с воздухом. Основным топливом в системе газоснабжения является природный газ. Газ от мест добычи по магистральным газопроводам, составляющим в настоящее время единую транспортную магистраль природного газа,- поступает на газораспределительные станции (ГРС) городов, крупных населенных пунктов. По трубам большого диаметра (1200, 1420 мм) он перемещается за счет избыточного давления до 10 МПа, создаваемого головными и промежуточными компрессорными станциями. ГРС с непосредственным постоянным обслуживанием, а также автоматические газораспределительные станции (АГРС) с периодическим обслуживанием, как правило обычно располагаются вблизи городов и крупных населенных пунктов.

На ГРС и АГРС давление транспортируемого газа снижается до 0,3 или 1,2 МПа в соответствии с проектами схем газоснабжения. Сети газоснабжения могут начинаться от ближайших городских газовых систем. Если расстояние от городских систем превышает 10 км, считается целесообразным проектировать и строить ответвления – отводы – от магистральных газопроводов с устройством ГРС и АГРС для газоснабжения отдельного населенного пункта или группы поселков в радиусе 15-25 км. Причем для газоснабжения отдельных населенных пунктов экономически целесообразнее АГРС.

Структурная схема системы дальнего транспорта и распределения газа приведена на рисунке 1.11. Система дальнего транспорта включает в себя промысловую установку подготовки газа к транспорту (ПГТ), устанавливаемую вблизи источника газа, и магистральный газопровод, берущий начало на выходе ПГТ и заканчивающийся у крупных потребителей газа, для газоснабжения которых в конце магистрального газопровода сооружаются крупные ГРС.

Система газоснабжения городов и поселков состоит из источника газоснабжения, газораспределительной сети и внутреннего оборудования. При использовании природного газа источником газоснабжения городов является магистральный газопровод, а при использовании сжиженного газа- газораздаточные станции сжиженных газов, которые получают газ по магистральным газопроводам сжиженного газа, железной дороге, автомобильным или водным транспортом. Газовая распределительная сеть представляет собой систему трубопроводов газораспределительных станций оборудования, служащих для транспорта и распределения газа внутри

города. Газопроводы на территории городов в зависимости от максимального рабочего давления делятся на газопроводы: низкого (до 0,005 МПа),среднего (0,005-0,3 МПа), (0,3-1,2 МПа) высокого давлений. Давления, по значению, являются избыточными.