Компрессорные и насосные станции магистральных трубопроводов

На насосных и  компрессорных станциях кроме перекачивающих агрегатов необходимо смонтировать большое количество различного по назначению технологического оборудования и трубопроводов. Технологическое оборудование компрессорных  станций включает аппаратуру для  очистки газа от механических примесей и влаги (вертикальные колонные аппараты - пылеуловители и комбинированные  установки с дополнительными  фильтрами), аппараты воздушного охлаждения газа после компримирования перед  подачей в магистральный газопровод, системы различного оборудования для  обслуживания ГПА, управления процессами компримирования и подготовки газа. На насосных станциях технологическое  оборудование включает фильтры-грязеуловители, сборник утечки нефти и нефтепродуктов, гасители ударной волны, оборудование, обслуживающее насосные перекачивающие агрегаты.

Для монтажа технологических  трубопроводов насосных и компрессорных  станций используют индустриальные методы. При строительстве подземных  технологических трубопроводов  в условиях сборочных площадок проводят укрупненную сборку и сварку отдельных  труб в секции длиной до 36 м. На этих же площадках или в заводских  условиях производят сборку и сварку трубных узлов. Трубные секции на этих же площадках покрывают антикоррозионной изоляцией. Готовые трубные узлы и секции доставляют для монтажа  на строительную площадку. На компрессорных  станциях монтируют следующие технологические  трубопроводы: узел подключения компрессорной  станции к магистральному газопроводу; подводящие газопроводы к компрессорному цеху; обвязочные трубопроводы компрессорного цеха; трубопроводы, расположенные  внутри здания компрессорного цеха и  подключающие центробежный нагнетатель  к наружным трубопроводам. На насосных станциях система технологических  трубопроводов включает узел подключения  насосной станции к магистральному нефте- или нефтепродуктопроводу; трубопроводы, соединяющие per зервуарный парк (при  его наличии) с подпорной насосной станцией и насосным цехом; внутренние трубопроводы, обвязывающие насосные агрегаты и соединяющие их с внешними трубопроводами; трубопроводы, соединяющие  насосный цех с блок-боксом регулятора давления, блоком фильтров-грязеуловителей  и сборником утечки нефти и  нефтепродуктов.

На компрессорных  станциях наиболее сложен монтаж трубопроводов  по обвязке центробежных нагнетателей. Перед началом монтажных работ  проводят приемку фундаментов под  трубные узлы и траншеи для  подземных трубопроводов. Трубные  узлы и секции подают к месту монтажа  кранами-трубоукладчиками необходимой  грузоподъемности. Все трубные узлы пронумеровывают и в соответствии с проектом устанавливают и соединяют  с помощью сварки. Повышению производительности и точности сборки трубных узлов  и секций способствует применение специального стенда. Такой стенд состоит из рельсового пути, на котором установлены  на роликах рамы из двух швеллеров. На раме установлены перемещающиеся опоры с регулируемой по высоте опорной  частью. Рельсовый путь предварительно тщательно выверяют на горизонтальность положения. На сборочном стенде можно  вести сборку сразу нескольких трубных  узлов. На насосной станции монтаж обвязки  насосных агрегатов также ведут  из предварительно собранных трубопроводных узлов.

Монтаж линейных участков внутриплощадочных  подземных технологических трубопроводов  проводят из предварительно сваренных и заизолированных трубных секций. Каждая секция опускается на дно траншеи двумя трубоукладчиками. Сварка секций выполняется на дне траншеи. Для удобства и обеспечения необходимых условий для сварки в траншеях через каждые 36 м устраивают уширения и углубления, называемые приялками.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Компрессорные станции

2. Предназначение

Компрессорные станции магистральных  газопроводов предназначены для поддержания в них рабочего давления, обеспечивающего транспортировку газа в предусмотренных проектами объемах. КС сооружают по трассе газопровода. Расстояние между ними составляет 125 км. К агрегатам КС ( головной и промежуточным) газ поступает под давлением около 4 МПа. Здесь он очищается от примесей, осушается, компримируется, охлаждается и под давлением 7 5 МПа подается в газопровод. 

2. Назначение и описание компрессорной станции

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.

Принципиальная схема  расположения КС вдоль трассы магистрального газопровода приведена на Рис. 2.2, где одновременно схематично показаны изменения давления и температуры газа между компрессорными станциями.    

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.

Рисунок 2.2 - Схема газопровода и изменения давления и температуры газа вдоль трассы

3.  Компоновка основного оборудования

Рисунок 2.3-Принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции

 

На Рис. 2.3 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.

2.4 Технологические схемы компрессорных станций

Технологическая обвязка  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, определяемую расчетными проектными давлениями газа на входе и выходе

компрессорной станции.

Рисунок 2.4- Принципиальная схема КС с параллельной обвязкой ГПА для применения полнонапорных  нагнетателей

 

На Рис. 2.4 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.

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.