Технологические схемы компрессорных станций

Модуль 8

«КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ»

 

Введение

 

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.

 

Схема изучения материала

№ п/п	Тема занятия	Тип занятия	Вид (форма) занятия	Количество часов
1.	Состав сооружений магистральных газопроводов. Технологические схемы компрессорных станций. Устройство компрессорного цеха. Эксплуатация оборудования КС.	Изучение нового материала	Лекция
2.	Расчет параметров газа. Расчет параметров КС и ГТУ. Расчет параметров КС и ГМ.	Изучение нового материала	Лекция
3.	Изучение технологических схем действующих компрессорных станций	Углубление и систематизация учебного материала	Практическое занятие
	Определение режима течения газа	Углубление и систематизация учебного материала	Практическое занятие
4.	Компрессорные станции	Предварительный контроль	Практическое занятие

2. Основы научно-теоретических знаний по модулю «Компрессорные станции»

2.1. Состав сооружений магистральных газопроводов

Магистральный газопровод включает в себя комплекс сооружений, обеспечивающих транспорт природного или попутного нефтяного газа от газовых и нефтяных промыслов к потребителю к потребителю газа – городам, поселкам, промышленным предприятиям и электростанциям.

Состав сооружений зависит от назначения газопровода и включает следующие комплексы: промыслы, газосборный пункт, головную компрессорную станцию с установками очистки и осушки газа, отвод и газораспределительную станцию для собственных нужд, трубопровод с запорными устройствами, переходы через естественные и искусственные преграды, линейные (промежуточные) компрессорные станции, подземные газохранилища и конечную газораспределительную станцию.

При достаточно высоком пластовом давлении транспорт газа по трубам осуществляется этим давлением, а если это давление с течением времени снижается, то на головных сооружениях строятся дожимные компрессорные станции. При низком давлении пласта перекачивание осуществляется компрессорными станциями.

Газ из газового промысла по газосборным сетям поступает на головные сооружения, откуда после осушки и очистки направляется в магистральный газопровод. По линии газопровода для отключения отдельных его участков устанавливают запорные устройства и продувочные свечи.

Отключающие краны размещают через каждые 25км, а также в местах пересечения трубопроводом водных преград.

Продувочные свечи располагают вблизи кранов для опорожнения отключаемых участков трубопровода на время их ремонта.

Вдоль трассы газопровода размещают противокоррозионные (катодные и протекторные) установки, а также дома линейных ремонтеров (через каждые 20-30 км), имеющих телефонную связь между собой, с ближайшими КС и аварийно-ремонтными пунктами.

Компрессорные станции магистральных газопроводов по месторасположению делят на головные (ГКС) и промежуточные (КС).

 

Технологические схемы компрессорных станций

Компрессорные станции с поршневыми газоперекачивающими агрегатами (ГПА) нашли широкое применение на магистральных газопроводах и станциях подземного хранения газа (СПХГ).

Описание технологической схемы КС, оборудованной ГМК (рис. 8.1).

В соответствии с технологической схемой 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. 8.1. Технологическая схема КС, оборудованная ГМК

 

Описание технологической схемы КС оснащенной центробежными нагнетателями с электроприводом (рис. 8.2).

Рис. 8.2 Технологическая схема КС, оснащенная центробежными нагнетателями с последовательно-параллельным подключением.

Из магистрального газопровода через кран 7 транспортируемый газ поступает в вертикальные масляные пылеуловители, внутренний диаметр которых 2400 мм. На компрессорных станциях применяют циклонные и масляные пылеуловители. Установка масляных пылеуловителей состоит из двух (и более) параллельно действующих пылеуловителей, аккумулятора, отстойника масла. Емкости для хранения масла и емкости отбора конденсата. Газ очищается в результате отделения примесей при прохождении его через масло. Качество очистки газа от пыли зависит от правильно установленного уровня масла в пылеуловителе. Уровень масла должен быть на 40-50 мм ниже концов контактных трубок.

Накопление в пылеуловителе конденсата приводит к повышению уровня масла, что вызывает его унос из пылеуловителей. Для предотвращения повышенного уноса масла необходимо понизить его уровень.

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, 3 бис, 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. 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 3 бис 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, 6 а, 6 р, 6 ар, установленные на перемычке между приемным и нагнетательным участком участками газопровода, образуют большой, или пусковой, контур компрессорной станции и используется перед загрузкой компрессорной станции. Краны 6 р, 6 ар, 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 6 а 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 3 бис на малом контуре. Затем открывают краны 1,2 а кран 3 бис закрывают. Агрегат начинает работать на большой контур, после чего его переводят на работу в сеть магистрального газопровода.

 

Описание технологической схемы КС оснащенной центробежными нагнетателями, обвязанными по коллекторной схеме, с газотурбинным приводом (рис. 8.3)на примере Несвижской компрессорной станции.

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.

a) Технологический газ главного и пускового контуров КЦ-4 КС «Несвижская» подключается к магистральному газопроводу входным шлейфом Ду 1400 мм через узел подключения и соответствующий кран №407. После крана №407, подземной трассировкой по трубопроводу Ду 1400 мм технологический газ давлением до 5,4 МПа подается на входной коллектор Ду 1000 мм установки очистки газа УОГ. Из входного коллектора технологический газ через соответствующие каждому пылеуловителю ПУ 1÷5 краны № П1-1 …№ П5-1 подается на пылеуловители циклонного типа ГП 628/100. Первоначальное заполнение пылеуловителей производится через байпасные шаровые краны Ду 50 № П1-1Б…№ П5-1Б. Номинальная производительность одного пылеуловителя Q=25 млн.м³/сутки. Проектная производительность УОГ в целом Q=101·10⁶ млн.м³/сутки. После пылеуловителей очищенный газ через соответствующие краны № П1-2…№ П5-2 поступает в выходной коллектор Ду 1000 мм. Из выходного коллектора пылеуловителей технологический газ по трубопроводу Ду1000 мм поступает во входной коллектор газоперекачивающих агрегатов ГПА-Ц-16С. Из входного коллектора по трубопроводам Ду 700 мм через соответствующие каждому ГПА краны № 1-1…№ 5-1 газ поступает на всас ГПА-Ц-16С. Перед открытием указанных кранов давление «до» и «после» них выравнивается путем открытия байпасных кранов № 1-4…№ 5-4.Для кратковременной продувки технологических линий «на свечу» при заполнении контура и ГПА, предусмотрена линия сдувки Ду 100 мм с соответствующими каждому агрегату дистанционно-управляемыми кранами № 1-5…№ 5-5.

При выводе ГПА на режим газ циркулирует по пусковому контуру через соответствующие каждому ГПА открытые краны № 1-6 № 5-6 и открытые антипомпажные регулирующие клапаны № 1-6Р…№ 5-6Р, при этом краны № 1-2 …№ 5-2 закрыты. Газ поступает в выходной коллектор пускового контура Ду 700 мм и направляется во входной коллектор пылеуловителей. Цикл, таким образом, замыкается.

При выходе на устойчивый режим ГПА (число оборотов свободной турбины = 6200 об/мин) открываются соответствующие каждому ГПА краны №1-2…№ 5-2 и газ подается в нагнетательный коллектор ГПА Ду 1000 мм, откуда поступает во входные коллекторы установки охлаждения газа. Охлаждение газа после компремирования осуществляется аппаратами воздушного охлаждения в количестве 22 штук, разделенных на 2 секции по 11 аппаратов. Тип аппарата – 2АВГ-100. В каждой секции имеется входной и выходной коллектор. Между коллекторами установлены байпасные краны № 16-1 и № 16-2. Газ из выходных коллекторов секций через обратные клапаны объединяется в общий коллектор и из него по трубопроводу Ду 1400 мм поступает в узел подключения и далее через кран № 408 газ подается в магистральный газопровод.

b) Система сбора и удаления дренажного шлама пылеуловителей.

Отсепарированные в блоках циклонов пылеуловителей механические примеси и капельная жидкость (конденсат) собираются в нижней части пылеуловителей, откуда происходит сброс в дренажный коллектор через дистанционно-управляемые краны № П1-К1…№ П5-К1 Ду 100 мм и ручные краны № П1-К1…№ П5-К2 Ду 100 мм. Из дренажного коллектора конденсат подается в дренажную емкость Е-1, которая предварительно заполняется газом из выходного коллектора УОГ путем открытия крана № 60. Во избежание потерь газа при продувке пылеуловителей преимущественно от механических примесей предусмотрен блок эжекторов, в который подается газ высокого давления из нагнетательного трубопровода ГПА через ручной кран № 50 и дистанционно-управляемый кран № 51. Продувочный газ из дренажного коллектора пылеуловителя, поступая на входное циклонное устройство емкости Е-1, «отсасывается» эжектором, а механические примеси за счет сил завихрения оседают в емкость Е-1. Газ, выходящий из блока эжекторов через кран № 58 поступает во входной коллектор пылеуловителей.

Емкость Е-1 периодически опорожняется путем передавливания конденсата в емкость Е-2 через кран № 80. В емкость Е-2 сбрасывается также через кран № 79 дренаж и из аппаратов установки подготовки топливного и импульсного газа (УПТИГ).

c) Установка подготовки топливного и импульсного газа (УПТИГ).

УПТИГ предназначена для замера количества газа, идущего на собственные нужды, а также для замера отдельно количества газа, используемого в качестве 0топлива для газотурбинных двигателей. Кроме того, в УПТИГ происходит дополнительная очистка газа и его редуцирование. В УПТИГ происходит также подготовка импульсного газа, а именно – его осушка.

Технологический газ на УПТИГ поступает из выходного коллектора пылеуловителей через кран № 101 по трубопроводу Ду 150 мм, а так же может быть подан от узла подключения через кран № 102 в случае неисправности УОГ.

Из УПТИГ топливный газ поступает в коллектор топливного газа, из которого через ручные краны № 1-12Р…№ 5-12Р и дистанционно-управляемые краны № 4-12…№ 5-12 топливный газ подается в топливную систему ГПА через дополнительные фильтры очистки Ф 1-1…Ф5-1 и Ф 1-2…Ф5-2.

Для продувки коллектора топливного газа во время его заполнения предусмотрены линии сдувки с вентилями № 1С-Т и № 2С-Т.

Импульсный газ из УПТИГ поступает в коллектор импульсного газа, из которого происходит раздача газа всем потребителям (пневмоуправляемая арматура). Для продувки коллектора во время заполнения предусмотрены линии сдувки с вентилями № 1С-И и № 2С-И.

Из УПТИГ организована подача газа низкого давления для обеспечения нужд котельной.

 

Рис.8.3 Технологическая схема КС «Несвижская»

 

На рис. 8.4 представлен общий план территории КС.

 

 

Рис. 8.4. Общий план КС оснащенной, центробежными нагнетателями с газотурбинным приводом

 

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 (рис. 8.5), (технологическая схема обвязки ПУ представлена на рис. 8.6); компремирования газа; охлаждения газа (рис. 8.7) (технологическая схема обвязки АВО представлена на рис. 8.8);

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 компремировании газа возникает тепло, которое сохраняется в газовом потоке, так как теплоотдача в окружающую среду незначительная.

 

Рис. 8.5. Узел очистки газа от механических примесей

 

 

Рис. 8.6 Технологическая схема обвязки ПУ

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 компремировании, 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.

 

 

Рис. 8.7. Общий вид АВО

 

Рис. 8.8. Технологическая схема обвязки АВО