Технологические схемы компрессорных станций
На магистральных газопроводах сооружают компрессорные станции (КС), предназначенные для повышения давления газа до величин, определяемых прочностью труб и оборудования. Применяют два вида КС, имеющих разные технологические схемы: КС, оборудованные газомоторными поршневыми компрессорами (ГМК); КС, оборудованные центробежными нагнетателями с приводом от газотурбинных установок (ГТУ) или электродвигателей.
Компрессорные станции с поршневыми газоперекачивающими агрегатами (ГПА) нашли широкое применение на магистральных газопроводах и станциях подземного хранения газа (СПХГ).
По технологической схеме КС, оборудованной ГМК (рис.4.1), газ, поступая из газопровода 1, проходит очистку в пылеуловителях 2 и направляется в коллектор 3, откуда поступает на ГМК 6. Сжатый газ направляется в нагнетательный коллектор 5, а затем при необходимости в оросительный холодильник 7 или на осушку 8. После этого газ поступает на одоризацию 9 и на замерный участок 10 и далее в магистральный газопровод. Для улавливания масла установлены маслоуловители 4. В данной схеме все ГМК подключены параллельно, и при необходимости каждый из них может быть выведен в резерв.
Рис.4.1. Технологическая схема КС, оборудованная ГМК.
Рис.4.2. Технологическая схема КС, оснащенная центробежными нагнетателями с приводом от ГТУ
Из магистрального газопровода через кран 7 транспортируемый газ поступает в вертикальные масляные пылеуловители, внутренний диаметр которых 2400 мм. После пылеуловителей на пути транспортируемого газа установлены маслоуловитель и маслосборник.
Запорная арматура, обеспечивающая основные технологические процессы по перекачке газа в пределах компрессорного цеха, состоит из шести кранов: 1, 2, 3, 3бис, 4, и 5. краны 1, 2 – непосредственно отсекающие, с автоматическим управлением. Возможно также управление с местного щита или от узла управления, установленного в непосредственной близости от крана. Предусмотрено и ручное управление . условный проходной диаметр кранов 700 мм. Кран 3 – проходной, открыт при неработающем агрегате. Управление и конструкция его такие же, как и кранов 1 и 2. Кран 4 (байпас крана 1) – загрузочный. Через него и далее через свечу с установленным на ней краном 5 продувают систему перед загрузкой агрегата и заполняют контур нагнетателя газом при закрытии крана 5. Условный проходной диаметр кранов 4 и 5 составляет 50 мм. Кран 3бис образует малый контур нагнетателя; открыт при выводе агрегата на режим холостого хода, при загрузке и остановке; закрыт при нормальной работе центробежного нагнетателя; имеет автоматическое управление.
На схеме КС показаны и так называемые общестанционные краны. К ним относятся краны 6, 6а, Д, 6р, 6ар, а также краны 7, 7а, 8, 8а, обеспечивающие подключение КС к магистральному газопроводу. Краны 6, 6а, 6р, 6ар, установленные на перемычке между приемным и нагнетательным участком участками газопровода, образуют большой, или пусковой, контур компрессорной станции и используется перед загрузкой компрессорной станции. Краны 6р, 6ар, применяются также для регулирования работы компрессорной станции посредством перепуска газа с линии нагнетания на линию входа. Например, при последовательной работе двух агрегатов и внезапной остановке одного из них система защиты предусматривает одновременное открытие крана 6 или 6а в зависимости от того, в какой паре агрегатов произошла аварийная остановка.
Кран Д при работе КС на большой контур используют в качестве дросселя для создания необходимого сопротивления, так как в противном случае машины будут работать в зоне больших объемных расходов, что, в свою очередь, приведет к росту усилий на роторы нагнетателей.
Наиболее сложная операция при эксплуатации компрессорной станции – пуск ее агрегатов в работу, что осуществляется после того, как участки газопровода КС до кранов 1, 2 заполнены газом. При работе газотурбинной установки на холостом режиме открывается кран 4, и контур через кран 5 продувают в течение 30 с. После закрытия крана 5 контур нагнетателя заполняют газом, и агрегат работает через кран 3бис на малом контуре. Затем открывают краны 1,2 а кран 3бис закрывают. Агрегат начинает работать на большой контур, после чего его переводят на работу в сеть магистрального газопровода
Газотурбинный привод ГПА составляет 72% от общей мощности КС. В результате технико-экономических обоснований принят следующий ряд мощностей, обеспечивающих оптимальные параметры компрессорных станций в диапазоне диаметров от 700 до 1400 мм: 6,3,10,16,25 тыс. кВт. Созданы новые типы ГПА, отвечающие условиям транспорта газа. На КС газопроводов используют агрегаты импортного производства. Центробежные нагнетатели предназначены для компримирования природного газа. Они дают возможность работать при параллельном и последовательном соединениях. Конструкция их позволяет легко заменять роторы с рабочими колесами различных диаметров.
Силовая турбина представляет собой двухступенчатую активно-реактивную турбину с охлаждением обода. Номинальная мощность турбины 11560 кВт при температуре T=273+25 К и высоте над уровнем моря 300 м. Компрессор RF2BB-30 устанавливают на плите основания, на которой расположены насосы уплотняющего масла, дренажные ловушки и щит контрольно-измерительных приборов (КИП). Корпус компрессора представляет собой стальную отливку. Торцевая крышка и входной воздухосборник съемные, что обеспечивает доступ к проточной части и ротору. Проточная часть состоит из направляющего аппарата первой ступени, рабочих колес, диафрагмы, направляющего аппарата второй ступени. Ротор в сборе включает следующие детали: рабочие колеса первой и второй ступени, кольцо упорного подшипника, разгрузочный поршень, зубчатую передачу вспомогательного привода и вал рабочего колеса.
Компрессорные станции магистральных газопроводов делят на головные (ГКС) и промежуточные.
Объекты КС условно можно разбить на две группы: технологических и подсобно-вспомогательных операций.
К первой группе относят узлы: очистки газа от механических примесей и жидкости; компримирования газа; охлаждения газа.
Ко второй группе относят: узел редуцирования давления пускового и топливного газов и газа для собственных нужд; трансформаторную подстанцию или электростанцию для собственных нужд; котельную или установку утилизации тепла; склад горюче-смазочных материалов (ГСМ); ремонтно-эксплуатационный блок (РЭБ); службу связи; служебно-эксплуатационный блок (СЭБ); объекты водоснабжения; очистные сооружения канализации.
Необходимость охлаждения газа диктуется следующими соображениями. При компримировании газа возникает тепло, которое сохраняется в газовом потоке, так как теплоотдача в окружающую среду незначительная. Вследствие этого ухудшается режим работы КС, увеличивается расход мощности и расход газа на собственные нужды. Кроме того, увеличение температуры может привести к размягчению изоляции и нарушению ее целостности. Количество тепла, подводимое к потоку транспортируемого газа при компримировании, зависит от пропускной способности КС, температуры газа на входе, степени сжатия, показателя адиабаты и политропического К.П.Д. нагнетателя. Это количество тепла эквивалентно рабочей мощности ГПА на КС.
При охлаждении газа водой используют следующие теплообменные аппараты: кожухотрубчатые, оросительные и типа “труба в трубе”. Кроме теплообменников, они включают: устройства для охлаждения воды, коммуникации, насос коллектор газа, приборы контроля и управления. При охлаждении воздухом применяют аппараты воздушного охлаждения различных типов.
Технологическая схема КС зависит от выбранного типа оборудования, числа параллельно работающих групп, производительности газопровода. Она включает в себя газопроводы технологического, топливного, пускового, импульсного и бытового газов. Коммуникации технологического газа обеспечивают транспортировку газа в пределах КС. В них входят установки для очистки газа от пыли, холодильники для его охлаждения, маслоуловители и маслосборники.