Центробежные нагнетатели компрессорных станций могут работать по следующим основным схемам: последовательная, последовательно-параллельная и коллекторная. Указанным схемам соответствует различная обвязка нагнетателей технологическими трубопроводами и запорной арматурой.
Наиболее простая из указанных схем – последовательная. Недостаток последовательной схемы – ограниченная пропускная способность турбоагрегатов, а также неравномерная нагрузка их; последние по ходу газа работают в более напряженном режиме.
Этого недостатка в значительной степени лишена схема с последовательно-параллельно подключенными центробежными нагнетателями (рис. 8.2). В данной схеме турбоагрегаты разбиты на две группы, а средний выполняет роль резервного и может работать как в первой, так и во второй группах. В каждой группе центробежные нагнетатели работают последовательно, в то время как группы в целом подключены к газопроводу параллельно. Подобная схема работы осуществляется и при большем числе турбоагрегатов. При этом число параллельно работающих групп увеличивается. Производительность газопровода можно регулировать, изменяя число параллельно работающих групп, а степень повышения давления, изменяя число турбоагрегатов, работающих в каждой группе. Недостатком параллельно-последовательной схемы можно считать то, что при ремонте среднего центробежного нагнетателя невозможна последовательная работа центробежных нагнетателей первой группы с нагнетателями второй группы. Эта схема имеет и другие существенные недостатки. Так, аварийный останов одного из турбоагрегатов группы влечет за собой останов второго агрегата; затруднен оперативный ввод в работу резервных турбоагрегатов, так как при этом возникает необходимость перестройки всей схемы с переключением большого числа кранов. Указанные недостатки особенно заметны при большом числе параллельно работающих групп.
Наиболее прогрессивна технологическая схема с коллекторной обвязкой центробежных нагнетателей (рис. 8.3).
Основные преимущества коллекторной схемы обвязки нагнетателей:
1. полная взаимосвязь турбоагрегатов в пределах каждой ступени сжатия;
2. сокращение числа запорных кранов большого диаметра (при наличии коллекторов отпадает необходимость в установке полнорасходных кранов 3);
3. уменьшение числа резервных турбоагрегатов;
4. повышение степени оперативности ввода резервных агрегатов в работу;
5. пониженная чувствительность системы к аварийному останову одного из турбоагрегатов, особенно при большом их числе.
К запорной трубопроводной арматуре относятся устройства, предназначенные для отключения одной части трубопровода от другой, для включения и отключения технологических установок, аппаратов и сосудов.
Запорная арматура состоит из двух основных элементов: исполнительного устройства и привода. Исполнительные устройства могут быть следующих типов:
1. Вентильный, при котором затвор перемещается поступательно вдоль оси прохода седла. Запорный узел в этом случае называется вентилем;
2. Задвижечный, при котором затвор перемещается в плоскости, перпендикулярной к оси прохода седла, скользит по нему; такие запорные органы называют задвижками;
3. Крановый, при котором затвор, представляющий собой пробку, вращается в седле вокруг своей оси. К этому типу арматуры относятся и шаровые краны, в которых затвор имеет форму шара;
4. Привод арматуры может быть ручным, электрическим, пневматическим, гидравлическим и электромагнитным (соленоидным).
Установленная арматура имеет номера в соответствии с правилами технической эксплуатации магистральных газопроводов, а также указатели направления открытия, закрытия и направления потока. Узел управления арматурой имеет номер, соответствующий номеру управляемого крана, а также маркировку педалей и соленоидов – «Открытие» и «Закрытие». Применяют следующую нумерацию основных агрегатных и общественных кранов (таб. 8.1).
Таблица 8.1
