Компрессорные и насосные станции магистральных трубопроводов

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 1,45-1,5.

На Рис. 2.4.1. 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.

 

Рисунок 2.4.1-Принципиальная технологическая схема КС с 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.

2.5 Системы охлаждения  транспортируемого газа на компрессорных  станциях

Компремирование газа на КС приводит к повышению его температуры на выходе станции. Численное значение этой температуры определяется ее начальным значением на входе КС и степенью сжатия газа.

Излишне высокая температура  газа на выходе станции, с одной стороны, может привести к разрушению изоляционного покрытия трубопровода, а с другой стороны - к снижению подачи технологического газа и увеличению энергозатрат на его компремирование (из-за увеличения его объемного расхода).

Определенные специфические  требования к охлаждению газа предъявляются  в северных районах страны, где  газопроводы проходят в зоне вечномерзлых грунтов. В этих районах газ в  целом ряде случаев необходимо охлаждать  до отрицательных температур с целью  недопущения простаивания грунтов вокруг трубопровода. В противном случае это может привести к вспучиванию грунтов, смещению трубопровода и, как следствие, возникновению аварийной ситуации.

Охлаждение технологического газа можно осуществить в холодильниках  различных систем и конструкций; кожухотрубных (типа "труба в трубе"), воздушных компрессионных и абсорбирующих холодильных машинах, различного типа градирнях, воздушных холодильниках и т.д.

Наибольшее распространение  на КС получили схемы с использованием аппаратов воздушного охлаждения АВО (Рис. 2.5). Следует однако отметить, что глубина охлаждения технологического газа здесь ограничена температурой наружного воздуха, что особенно сказывается в летний период эксплуатации. Естественно, что температура газа после охлаждения в АВО не может быть ниже температуры наружного воздуха.

Рисунок 2.5-План-схема обвязки аппаратов воздушного охлаждения газа:

1 - аппарат воздушного  охлаждения газа; 2, 4, 6, 7 - коллекторы;

3 - компенсаторы; 5 - свечи; 8 - обводная линия

 

Взаимное расположение теплообменных  секций и вентиляторов для прокачки воздуха практически и определяет конструктивное оформление АВО. Теплообменные  секции АВО могут располагаться  горизонтально, вертикально, наклонно, зигзагообразно, что и определяет компоновку аппарата.    

Рисунок 2.5.1-Схема подключения аппарата воздушного охлаждения (при нижнем расположении вентилятора):

1 - воздушный холодильник  газа 2АВГ-75; 2 - свеча; 3, 4 - коллекторы  входа и выхода газа

Рисунок 2.5.2-Аппарат воздушного охлаждения газа с верхним расположением вентилятора:

1 - теплообменная поверхность; 2 - вентилятор; 3 - патрубок; 4 - диффузор; 5 - клиноременная передача; 6 - электродвигатель

АВО работает следующим образом: на опорных металлоконструкциях  закреплены трубчатые теплообменные  секции (Рис. 2.5.1-2.5.2). По трубам теплообменной секции пропускают транспортируемый газ, а через межтрубное пространство теплообменной секции с помощью вентиляторов, приводимых во вращение от электромоторов, прокачивают наружный воздух. За счет теплообмена между нагретым при компремировании газом, движущимся в трубах, и наружным воздухом, движущимся по межтрубному пространству, и происходит охлаждение технологического газа на КС.

Опыт эксплуатации АВО  на КС показывает, что снижение температуры  газа в этих аппаратах можно осуществить  примерно на значение порядка 15-25 °С. Одновременно опыт эксплуатации указывает на необходимость  и экономическую целесообразность наиболее полного использования  установок охлаждения газа на КС в  годовом цикле эксплуатации, за исключением  тех месяцев года с весьма низкими  температурами наружного воздуха, когда включение всех аппаратов  на предыдущей КС приводит к охлаждению транспортируемого газа до температуры, которая может привести к выпадению  гидратов. Обычно это относится к  зимнему времени года.

При проектировании компрессорной  станции количество аппаратов воздушного охлаждения выбирается в соответствии с отраслевыми нормами ОНТП51-1-85. На основании этих норм температура  технологического газа на выходе из АВО  должна быть не выше 15-20 °С средней температуры  наружного воздуха.

Уменьшение температуры  технологического газа, поступающего в газопровод после его охлаждения в АВО, приводит к уменьшению средней  температуры газа на линейном участке  трубопровода и, как следствие, к  снижению температуры и увеличению давления газа на входе в последующую  КС. Это, в свою очередь, приводит к  уменьшению степени сжатия на последующей  станции (при сохранении давления на выходе из нее) и энергозатрат на компремирование газа по станции.

Очевидно также, что оптимизация  режимов работы АВО должна соответствовать  условию минимальных суммарных  энергозатрат на охлаждение и компремирование  газа на рассматриваемом участке  работы газопровода.

Следует также отметить, что аппараты воздушного охлаждения газа являются экологически чистыми  устройствами для охлаждения газа, не требуют расхода воды, относительно просты в эксплуатации. В эксплуатации применяются следующие типы АВО  газа: 2АВГ-75, АВЗД, фирм "Нуово Пиньоне" и "Крезо Луар".

В настоящее время установки  охлаждения транспортируемого газа являются одним из основных видов  технологического оборудования КС.

2.6. Компоновка  газоперекачивающих агрегатов на  станции

Газоперекачивающий агрегат - сложная энергетическая установка, предназначенная для компремирования  природного газа, поступающего на КС по магистральному газопроводу.

На Рис.2.6 приведена принципиальная схема ГПА с газотурбинным приводом, где показаны все основные узлы, входящие в агрегат:

1. Воздухозаборная камера (ВЗК) нужна для подготовки  циклового воздуха, поступающего  из атмосферы на вход осевого  компрессора. На разных типах  ГПА воздухозаборные камеры имеют  различные конструкции, но все  предназначены для очистки поступающего  воздуха и понижения уровня  шума в районе ВЗК.

2. Пусковое устройство (турбодетандер,  воздушный или электрический  стартер) необходимо для первоначального  раскручивания осевого компрессора  (ОК) и турбины высокого давления (ТВД) в момент пуска ГПА.

3. Осевой компрессор предназначен  для подачи необходимого количества  воздуха в камеру сгорания  газотурбинной установки.

4. Турбина высокого давления  служит приводом осевого компрессора  и находится с ним на одном  валу.

5. Турбина низкого давления (ТНД) служит для привода центробежного  нагнетателя.

6. Нагнетатель природного  газа представляет собой центробежный  газовый компрессор без наличия  промежуточного охлаждения и  предназначен для компремирования  природного газа.

7. Краны обвязки ГПА.

8. Регенератор (воздухоподогреватель) представляет собой теплообменный  аппарат для повышения температуры  воздуха, поступающего после ОК  в камеру сгорания (КС), и тем  самым снижения расхода топливного  газа по агрегату.

9. Камера сгорания предназначена  для сжигания топливного газа  в потоке воздуха и получения  продуктов сгорания с расчетными  параметрами (давление, температура)  на входе в ТВД.

10. Блок подготовки пускового  и топливного газа представляет  собой комплекс устройств, при  помощи которых часть газа, отбираемого  из магистрального газопровода,  очищается от механических примесей  и влаги, доводится до необходимых  параметров, обусловленных требованиями  эксплуатации газоперекачивающих  агрегатов.

11. Аппараты воздушного  охлаждения масла предназначены  для охлаждения смазочного масла  после подшипников турбин и  нагнетателя.

Рисунок 2.6-Принципиальная схема компоновки ГПА:

1 - воздухозаборная камера (ВЗК); 2 - турбодетандер; 3 - осевой компрессор, 4 - турбина высокого давления (ТВД); 5 - турбина низкого давления (ТНД); 6 - нагнетатель; 7 - технологические  краны обвязки агрегата; 8 - рекуператор; 9 - камера сгорания; 10 - блок подготовки  топливного, пускового и импульсного  газа; 11 - аппарат воздушного охлаждения  масла.

- воздух до осевого компрессора;  - воздух до рекуператора; - воздух после рекуператора;  - выхлопные газы; - пусковой газ; - топливный газ; - импульсный газ; - технологический газ;   - масло.

 

Кроме того, каждый ГПА снабжен  системой регулирования основных параметров агрегата, системами агрегатной автоматики, автоматического пожаротушения, обнаружения  загазованности помещения и др..

2.7. Система импульсного  газа

Импульсным называется газ, отбираемый из технологических трубопроводов  обвязки КС для использования  в пневмогидравлических системах приводов запорной арматуры: пневмоприводных  кранов технологического, топливного и пускового газов, для подачи газа к контрольно-измерительным  и регулирующим приборам. В пневмогидравлической системе привода крана производится преобразование потенциальной энергии сжатого газа в механическую работу по перемещению запорного шарового узла.