Технологические схемы компрессорных станций
В состав МГП входят головные сооружения, непосредственно МГП, ответвления к попутным распределительным станциям, компрессорные станции, подземные газохранилища и распределительные станции (рис. 6.1).
Рис. 6.1 – Состав магистрального газопровода:
1 – головные сооружения по очистке, осушке газа;
2 – компрессорные станции;
3 – газораспределительные станции;
4 – запорная арматура;
6 – подземное газохранилище;
7 – продувочные свечи
Особенности МГП по отношению к МНП или МНПП:
— использование компрессорных циклов для создания высоких давлений газа и подачи его в МГП;
— возможное отсутствие головной компрессорной станции, т.е. работа головного участка МГП осуществляется за счет давления пласта. К головным сооружениям в этой ситуации относятся установки по очистке и осушке газа;
— наличие продувочных свечей, располагающихся вблизи линейной запорной арматуры и служащих для опорожнения трубопровода при аварийных или ремонтных работах;
— предусматриваются узлы ввода метанола в МГП для устранения гидратообразования;
— конечными пунктами являются газораспределительные станции, для которых буферами служат подземные газохранилища и непосредственно конечные участки МГП;
— в связи с малой инерционностью потока в качестве запорной арматуры чаще всего используют шаровые краны, т.е. поверхность соприкосновения корпуса и запорного устройства выполняется шарообразной формы. Краны имеют два положения – «открыто» или «закрыто». Регулирование производительности с помощью кранов производить нежелательно;
— при наличии конденсата в состав МГП входят ёмкости для сбора конденсата, устанавливаемые в низких точках трубопровода.
Технологические схемы компрессорных станций
Основное оборудование компрессорной станции (КС) – компрессор. Схемы соединения компрессорных машин – параллельное, последовательное, смешанное. В качестве компрессоров могут быть использованы газомоторные поршневые компрессоры и центробежные нагнетатели с газотурбинным или электроприводом.
Газомоторные компрессоры (ГМК) – поршневые машины с газомоторным приводом.
Центробежные нагнетатели (ЦБН) – это компрессоры, использующие переход кинетической энергии, приобретаемой при вращении газа вместе с рабочим колесом в потенциальную энергию давления в свободном пространстве корпуса. ЦБН с двумя рабочими колесами называются полнонапорными, при использовании одного колеса – неполнонапорными. Степень сжатия в первом случае достигает значения 1,45, во втором – 1,23÷1,25.
Каждый тип компрессора имеет свои достоинства и недостатки.
ГМК характеризуется сравнительно низкими эксплуатационными расходами, т.к. не используется дорогая электроэнергия, позволяет относительно легко регулировать производительность изменением числа ходов поршня в единицу времени, однако, громоздкий, имеет низкую производительность.
ЦБН прост в обслуживании, компактен, имеет высокую производительность, но либо потребляет электроэнергию, получаемую от поставщиков, либо очень сложен газотурбинный привод, достаточно трудно обеспечить регулирование производительности изменением числа оборотов вала.
Эффективная работа компрессоров зависит не только от его конструктивных особенностей, но и от степени чистоты газового потока, его температуры. По этой причине компрессорная станция имеет в своем составе пылеуловители, маслоочистители, по трассе устанавливают конденсатосборники. Пропускная способность МГП повышается при понижении температуры газового потока, понижение температуры газа благоприятно сказывается на сроках службы изоляционных покрытий трубопровода, поэтому газ после компрессора проходит через воздушные холодильники и только после этого поступает в МГП.
Технологическая схема компрессорного цеха (КЦ) должна обеспечить:
— приём на КС технологического газа из магистрального газопровода;
— очистку технологического газа от мехпримесей и капельной влаги в пылеуловителях и фильтр-сепараторах;
— распределение потоков для последующего сжатия и регулирования схемы загрузки ГПА;
— охлаждение газа после компремирования в АВО газа;
— вывод КЦ на станционное «кольцо» при пуске и остановке;
— подачу газа в магистральный газопровод;
— транзитный проход газа по магистральному газопроводу, минуя КС;
— при необходимости сброс 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 обвязкой, характерная для полнонапорных нагнетателей.
На рис. 6.2 представлена принципиальная схема КС с параллельной обвязкой ГПА для 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 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.
Рис. 6.2 Принципиальная схема КС с параллельной обвязкой ГПА
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 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 газ 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 серьёзной аварии на КС.
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.
Кран 8р используется при заполнении КС транспортируемым газом.
На узле подключения КС между входным и выходным трубопроводами имеется перемычка Ду 1200 с установленным на ней краном №20. Назначение этой перемычки – производить транзитную подачу газа, минуя КС в период её отключения (закрыты краны №7 и №8; открыты свечи №17 и №18).
На узле подключения КС установлены камеры приёма и запуска очистного устройства магистрального газопровода. Эти камеры необходимы для приёма и запуска 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 максимально разрешенному или проектному. Для ликвидации такого режима работы станции между выходным и входным трубопроводами 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 (
Ø = 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. 6.3 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.
Агрегатные краны относятся непосредственно к обвязке нагнетателя и обеспечивают его подключение к технологическим трубопроводам станции.
К ним относятся краны №№ 1, 2, 3, 3бис, 4, 5:
1,2 – краны, отключающие компрессор;
3 – кран для прохода газа при неработающем компрессоре;
3бис – кран служит для перепуска газа с выкида на приём компрессора (малый контур);
4 – кран для заполнения и продувки малого контура;
5 – продувочная свеча для сброса газа в атмосферу при продувке контуров.
Рис. 6.3 Принципиальная технологическая схема КС
с последовательной обвязкой 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 параллельной 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 «Стационарное кольцо» при открытии крана 6 или 6А любую из работающих групп ГПА.
0тличительной 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 значительные потери газа из-за негерметичности режимных кранов.
Источник статьи: http://studopedia.ru/19_311056_tehnologicheskie-shemi-kompressornih-stantsiy.html
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.
Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.
Папиллярные узоры пальцев рук — маркер спортивных способностей: дерматоглифические признаки формируются на 3-5 месяце беременности, не изменяются в течение жизни.
Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.
Опора деревянной одностоечной и способы укрепление угловых опор: Опоры ВЛ — конструкции, предназначенные для поддерживания проводов на необходимой высоте над землей, водой.
Источник статьи: http://cyberpedia.su/12xa4f8.html
