Техническая библиотека
Книги о насосах, насосном оборудовании, водоснабжении и канализации
Здесь представлена небольшая подборка технической литературы посвященная насосному оборудованию, водоснабжению и канализации в формате djvu для свободного скачивания.
Название: Насосы, вентиляторы, компрессоры
Автор: В.М. Черкасский
Издание:«Энергоатомиздат», 1983
В книге дана классификация, теория, характеристики и методы регулирования насосов применяемых в энергетике и других отраслях промышленности. Второе издание дополнено информацией о современных насосах. Рекомендуется для студентов вузов теплоэнергетических специальностей.
Подробнее >>>
Название: Механические вакуумные насосы
Автор:Е.С. Фролов, И.В. Автономова, В.И. Васильев и др.
Издание:«Машиностроение»,1989
В книге изложены теория, методы расчета и проектирования насосов низкого, среднего, высокого и сверхвысокого вакуума. Описаны рабочие процессы и типы вакуумных насосов различного назначения, приведены рекомендации по конструированию и технические характеристики. Даны примеры расчета для основных типов насосов. Книга предназначена для инженерно-технических работников, занимающихся разработкой и эксплуатацией вакуумных насосове в различных отраслях народного хозяйства.
Подробнее >>>
Название: Водоснабжение. Учебник для вузов.
Автор: Н.Н. Абрамов
Издание:«Стройиздат»,1974
В учебнике представлены основные сведения о системах водоснабжения, назначении, условиях работы, конструкции основных водопроводных сооружений и насосов. Рассмотрены особенности систем производственного и сельскохозяйственного водоснабжения. Учебник предназначен для студентов вузов, обучающихся по специальности «Водоснабжение и канализация».
Подробнее >>>
Название: Пластинчатые насосы и гидромоторы
Автор: И.З. Зайченко и Л.М. Мышлевский
Издание: «Машиностроение»,1970
Книга содержит основы теории и расчета, обзор современных конструкций, а также методику испытаний и указания по применению, монтажу и эксплуатации пластинчатых насосов и гидромоторов, широко применяемых в станках и других машинах. Книга предназначена для конструкторов, научных работников и инженеров, занимающихся проектированием, изготовлением и эксплуатацией гидроприводов и насосов.
Подробнее >>>
Название: Шестеренные насосы. Основные параметры и их расчет
Автор: Е.М. Юдин
Издание: «Машиностроение»,1964
В книге рассмотрены основные методы гидравлического и прочностного расчета шестеренного насоса, теория гидравлического двигателя и теория насоса с некруглыми колесами. Дополнительно приведены расчеты авиационных насосов. Книга предназначена для инженерно-технических работников, занимающихся разработкой, производством и эксплуатацией шестеренных насосов.
Подробнее >>>
Название: Эксплуатация водозаборов подземных вод
Автор: Суреньянц С.Я. Иванов А.П.
Издание: «Стройиздат», 1989
В книге рассматриваются основные методы надежной эксплуатации водяных скважин, основные методы их ремонта и профилактики. Уделено внимание подбору и особенностям эксплуатации погружных насосов для скважин и методам увеличения подъема воды без увеличения мощности насосов. Для технических специалистов, занимающихся эксплуатацией и наладкой систем подъема воды.
Подробнее >>>
Название: Очистка и использование сточных вод в промышленном водоснабжении
Автор:Когановский А. М., Клименко Н. А и др.
Издание: «Энергия», 1970
В книге изложены основные методы использования сточных вод для промышленного водоснабжения. Описаны способы удаление малодисперсных, коллоидных и полуколлоидных примесей из промышленных сточных вод. Приведены технологические схемы подготовки сточных вод для использования в промышленности.
Подробнее >>>
Название: Насосы и насосные станции
Автор:Якубчик П.П.
Издание: «СПб: ПГУПС», 1997
В учебном пособии даны определение параметров и характеристик центробежных насосов и режима работы насосной установки. Рассмотрена методика расчета параметров параллельной и последовательной работы центробежных насосов. Описаны способы регулирования работы центробежных насосов. В приложении имеются сводные характеристики центробежных и скважинных насосов.
Подробнее >>>
Название: Автоматизированные системы управления технологическими процессами подачи и распределения воды.
Автор:Эгильский И. С.
Издание: «Л.: Стройиздат, Ленингр. отд-ние, 1988»
Книга направлена на обобщение имеющегося отечественного и зарубежного опыта создания АСУТП водоснабжения и рассмотрение основных аспектов проектирования этих систем, методологии оптимального управления сооружениями подачи и распределения воды, а также вопросов подготовки к внедрению АСУ и организации этих работ.
Подробнее >>>
Название: Водоснабжение и водоотведение. Наружные сети и сооружения
Автор:Репин Б. Н., Запорожец С. С., Ереснов В. Н., Трегубенко Н. С., Мялкин С. М.
Издание: «М.: Высш. шк., 1995»
При составлении справочника авторы исходили из того, что в книге должны быть приведены основные материалы по расчету, проектированию, конструированию сетей и сооружений, оптимизации внешних систем водоснабжения и водоотведения, исключающие необходимость нспользования дополнительной справочно-нормативной литературы.
Подробнее >>>
Источник
ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ОБОРУДОВАНИЯ НАСОСНЫХ И КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ
1 МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Ухтинский государственный технический университет» (УГТУ) С. В. Петров, И. Н. Бирилло ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ОБОРУДОВАНИЯ НАСОСНЫХ И КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ Учебное пособие Ухта, УГТУ, 2014
2 УДК (075.8) ББК я я7 П 30 П 30 Петров, С. В. Эксплуатация и ремонт оборудования насосных и компрессорных станций [Текст] : учеб. пособие / С. В. Петров, И. Н. Бирилло. Ухта : УГТУ, с. ISBN Учебное пособие предназначено для освоения дисциплины «Эксплуатация и ремонт оборудования насосных и компрессорных станций» по направлению подготовки «Нефтегазовое дело» (академический бакалавриат). Пособие составлено по основной учебно-методической литературе в данной области, содержит необходимый минимум по эксплуатации компрессорных станций с газотурбинным приводом. Содержание соответствует рабочей программе. Работа выполнена в рамках реализации проекта по подготовке высококвалифицированных кадров для предприятий и организаций регионов (Программа «Кадры для регионов»). УДК (075.8) ББК я я7 Содержание издания согласовано с техническим отделом АО «Транснефть- Север» (начальник отдела В. Т. Фёдоров). Учебное пособие рекомендовано к изданию Редакционно-издательским советом Ухтинского государственного технического университета. Рецензенты: М. М. Гареев, зам. зав. кафедрой ТХНГ УГНТУ, профессор, д.т.н.; В. И. Кучерявый, профессор кафедры СМиДМ УГТУ, д.т.н.; В. Т. Фёдоров, начальник технического отдела АО «Транснефть-Север», к.т.н. Научно-методический редактор: В. Е. Кулешов, проректор по научной работе и инновационной деятельности УГТУ, доцент, к.т.н. Ухтинский государственный технический университет, 2014 Петров С. В., Бирилло И. Н., 2014 ISBN
3 Содержание Глоссарий. 4 ВВЕДЕНИЕ НАЗНАЧЕНИЕ И УСТРОЙСТВО КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ Особенности дальнего транспорта природных газов Назначение и описание компрессорной станции Системы очистки технологического газа на КС Технологические схемы компрессорных станций Назначение запорной арматуры в технологических обвязках КС Схемы технологической обвязки центробежного нагнетателя КС Конструкции и назначения опор, люк-лазов и защитных решёток в обвязке ГПА Системы охлаждения транспортируемого газа на компрессорных станциях Компоновка газоперекачивающих агрегатов на станции Система импульсного газа Система топливного и пускового газа на станции Система маслоснабжения КС и ГПА, маслоочистительные машины и аппараты воздушного охлаждения масла Типы газоперекачивающих агрегатов, применяемых на КС ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ С ГАЗОТУРБИННЫМ ПРИВОДОМ Организация эксплуатации цехов с газотурбинным приводом Схемы и принцип работы газотурбинных установок Подготовка ГПА к пуску Пуск ГПА и его загрузка Противопомпажная защита ЦБН Нормальная и аварийная остановка агрегатов Остановка компрессорной станции ключом аварийной остановки станции (КАОС) Расчёт режимов работы компрессорных станций Расчёт располагаемой мощности ГПА Расчёт параметров газовых компрессоров Расчёт расхода топливного газа Определение параметров установки охлаждения (АВО) газа Расчёт первого ГПА в группе Расчёт второго ГПА в группе Расчёт пылеуловителей КС «Ухтинская» Расчёт АВО газа КС Ухтинская Темы курсовых работ и проектов СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
4 Глоссарий В настоящее время согласно [1] используются следующие термины, определения и аббревиатуры в области эксплуатации компрессорных станций с газотурбинным приводом: Баланс газа в газопроводе (в системе газоснабжения): сравнительный итог поступлений газа, отборов, затрат на собственные нужды и потерь, а также изменений объёмов газа в трубопроводах. Газоперекачивающий агрегат (ГПА): установка, включающая в себя газовый компрессор (нагнетатель), привод (газотурбинный, электрический, поршневой или другого типа) и оборудование, необходимое для их функционирования. Газопровод: трубопровод, предназначенный для транспорта газа. Газопровод магистральный: комплекс производственных объектов, обеспечивающих транспорт природного или попутного нефтяного газа, в состав которого входят однониточный газопровод, компрессорные станции, установки дополнительной подготовки газа (например, перед морским участком), участки с лупингами, переходы через водные преграды, запорная арматура, камеры приёма и запуска очистных устройств, газораспределительные станции, газоизмерительные станции, станции охлаждения газа. Газопровод-отвод: газопровод, предназначенный для подачи газа от распределительных или магистральных газопроводов до газораспределительных станций (ГРС) городов, населённых пунктов или отдельных потребителей. Газопровод-перемычка: газопровод, соединяющий между собой магистральные газопроводы или системы и предназначенный для обеспечения межсистемных перетоков. Газопровод подключения: газопровод, обеспечивающий подачу подготовленного к дальнему транспорту природного газа от производителя (поставщика) до магистрального газопровода (системы магистральных газопроводов) в соответствии с действующими отраслевыми стандартами или ТУ. Газопровод распределительный высокого давления: газопровод, обеспечивающий некомпримируемую подачу газа от магистрального газопровода или других объектов ЕСГ (ПХГ, месторождения) в отводы или до ГРС крупных потребителей. Давление рабочее (нормативное): устанавливаемое проектом наибольшее избыточное внутреннее давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации газопровода (СНиП [1]); определяется по сечению на выходном трубопроводе газового компрессора. 4
5 Давление рабочее максимально разрешённое: устанавливаемая безопасная величина внутреннего избыточного давления, вводимая на объектах магистрального газопровода после завершения строительства или реконструкции, проведения аварийно-восстановительных или ремонтных работ на основании результатов испытаний, дефектоскопии, обследований и расчётов на прочность. Единая система газоснабжения: имущественный производственный комплекс, состоящий из технологически, организационно и экономически взаимосвязанных и централизованно управляемых производственных и иных объектов, предназначенных для добычи, транспортировки, хранения, поставок газа и находящийся в собственности организации, образованной в установленных гражданским законодательством организационно-правовой форме и порядке, получившей объекты указанного комплекса в собственность в процессе приватизации либо создавшей или приобретшей их на других основаниях, предусмотренных законодательством Российской Федерации. Изоляция газопровода антикоррозионная: наружное покрытие трубы, предназначенное для защиты от почвенной коррозии. Коридор магистральных газопроводов технический: Совокупность магистральных газопроводов (или участков) и систем магистральных газопроводов (в том числе, с различным рабочим давлением), обеспечивающих транспорт газа в едином направлении (транспортном потоке), проложенных параллельно по одной трассе. К.п.д. ГТУ номинальный в станционных условиях: к.п.д., рассчитанный для условий по ГОСТ 28775: при температуре и давлении атмосферного воздуха плюс 15 С и 0,1013 МПа, без отборов сжатого воздуха и с учётом гидравлических сопротивлений трактов (входного и выхлопного), при отсутствии утилизационного теплообменника. Компрессор газовый: компрессорная машина, преобразующая механическую энергию привода в энергию сжатого газа; различаются по способу преобразования энергии: центробежные (нагнетатели ЦБН), поршневые, винтовые и другие. К.п.д. газового компрессора (нагнетателя) политропный: отношение удельной полезной политропной работы (политропного напора) к разности энтальпий (полному напору), определяемым по параметрам газа, измеренным в сечениях входного и выходного патрубков (фланцев). Лупинг: трубопровод, проложенный на отдельных участках газопровода параллельно основному, для увеличения производительности и/или давления, а также надёжности его работы. 5
6 Мощность ГТУ (ГПА) номинальная в станционных условиях: мощность на муфте ГТУ в условиях по ГОСТ 28775: при температуре и давлении атмосферного воздуха плюс 15 С и 0,1013 МПа, без отборов сжатого воздуха и с учётом гидравлических сопротивлений трактов (входного и выхлопного), при отсутствии утилизационного теплообменника. Мощность КС (КЦ) установленная (рабочая): сумма мощностей ГПА, установленных (работающих) на КС (КЦ), измеряемых на муфтах газовых компрессоров (нагнетателей). Мощность располагаемая: максимальная рабочая мощность на муфте газового компрессора (нагнетателя), которую может развивать привод в конкретных станционных условиях. Надёжность проектируемого газопровода магистрального: свойство проектируемого магистрального газопровода транспортировать газ в заданных объёмах, не допуская ситуаций, опасных для людей и окружающей среды; является комплексным свойством, включающим безотказность, долговечность, ремонтопригодность, режимную управляемость, живучесть и безопасность. Надёжность проектируемого газопровода магистрального системная: свойства проектируемого магистрального газопровода, отражающие его влияние (после ввода в эксплуатацию) на режимы эксплуатации и надёжность (участка газотранспортной системы) Единой системы газоснабжения. Надёжность Единой системы газоснабжения: свойство Единой системы газоснабжения осуществлять бесперебойное снабжение потребителей газом требуемого качества, не допуская ситуаций, опасных для людей и окружающей среды; является комплексным свойством, включающим безотказность, долговечность, ремонтопригодность, режимную управляемость, живучесть и безопасность. Переход надземный: газопровод, сооружаемый над естественным или искусственным препятствиями. Переход подземный: газопровод, сооружаемый под естественным или искусственным препятствиями. Потенциально-опасные участки: участки магистральных газопроводов, расположенные в слабонесущих, пучинистых, вечномёрзлых грунтах, на территориях с эндогенными и экзогенными процессами (оползни, эрозия, тектонические разломы, сейсмические явления, сели, лавины), с условиями, способствующими возникновению коррозионного растрескивания труб под напряжением (КРН), а также особо ответственные участки магистральных газопроводов, такие как переходы через автомобильные и железные дороги, подводные переходы, надземные переходы и др. 6
7 Производительность газопровода: количество газа м 3 при условиях по ГОСТ 2939: 293,15 К и 0,1013 МПа, транспортируемого по газопроводу за расчётный период (год, сезон, квартал, месяц). Производительность проектная: производительность газопровода, принятая в проекте. Пропускная способность газопровода (участка газопровода): расчётное суточное количество газа, которое может быть передано по газопроводу при стационарном режиме, максимальном использовании располагаемой мощности газоперекачивающих агрегатов и заданных расчётных параметрах: граничных условиях в начале и в конце газопровода, рабочем давлении по трассе, гидравлической эффективности, температуре окружающего воздуха и грунта, температуре охлаждения газа и т. п. Пропускная способность проектная: пропускная способность, принятая в проекте. Реконструкция магистрального газопровода: совокупность мер по полному или частичному переустройству магистрального газопровода с целью повышения его полезных свойств и технико-экономических показателей. Система газотранспортная: совокупность взаимосвязанных газотранспортных объектов региональной или/и территориально-производственной подсистемы ЕСГ, обладающая возможностями автономного управления внутренними потоками и регулирования газоснабжения. Система магистральных газопроводов: совокупность магистральных газопроводов, состоящая из двух и более ниток или участков магистральных газопроводов с одинаковым рабочим давлением, связанных внутрисистемными перемычками и допускающими эксплуатацию (и, как правило, работающих) в совместном гидравлическом режиме (или с различными уровнями рабочего давления, если элементы системы соединены через узлы редуцирования). Средства охраны инженерные: конструкции, сооружения, ограждения, запорные устройства и механизмы, препятствующие несанкционированному проникновению на охраняемые объекты, а также, предназначенные для повышения эффективности применения технических средств охраны и действий сотрудников службы безопасности. Средства охраны технические: охранная, охранно-пожарная, тревожная сигнализация, периметральная охранная сигнализация, средства оповещения, системы охранные телевизионные, средства и системы контроля и управления доступом, средства охранного освещения, интегрированные комплексные системы, программное обеспечение и другие средства, предназначенные для защиты личности и имущества. 7
8 Станция газоизмерительная: совокупность технологического оборудования, средств и систем для измерения расхода и качественных показателей и коммерческого учёта количества природного газа, транспортируемого по магистральным газопроводам и поставляемого потребителям. Станция газораспределительная: совокупность технологического оборудования для снижения давления, очистки, одоризации и учёта количества газа перед подачей его потребителю. Станция компрессорная: комплекс сооружений газопровода (магистрального), предназначенный для компримирования газа. Степень повышения давления (степень сжатия): отношение абсолютных давлений газа, измеренных в сечениях выходного и входного патрубков (фланцев) компрессора. Степень повышения температуры: отношение абсолютных температур газа на выходе и входе компрессора. Технически возможная производительность (ТВП) эксплуатируемого магистрального газопровода: способность магистрального газопровода обеспечить в конкретный временной период транспортировку объёмов газа от пункта приёмки газа до пункта его сдачи, определенных исходя из технического состояния газопровода и допустимых технологических режимов транспортировки газа, с учётом плановых остановок для проведения ремонтных и диагностических работ, закладываемых в проекте. Транспорт газа: технологический процесс подачи газа из пункта его добычи, получения или хранения в пункт доставки. Трубопроводы технологические основного назначения: трубопроводы, предназначенные для транспортировки газа в пределах промплощадки объекта (КС, СОГ, ГИС, ГРС) для выполнения основных технологических процессов (очистки, компримирования, охлаждения, измерения, редуцирования и т. д.). Трубопроводы технологические вспомогательного назначения (вспомогательные): трубопроводы, предназначенные для транспортировки в пределах промплощадки объекта (КС, СОГ, ГИС, ГРС) различных веществ (масел, воды, пара, горючего и т. д.), используемых для обеспечения технологических процессов. Узел редуцирования газа: совокупность оборудования, предназначенного для непрерывного снижения и автоматического поддержания заданного давления газа. «Узкое место»: объект газотранспортной системы (магистральный газопровод, газопровод-отвод, газопровод-перемычка, распределительный газопро- 8
9 вод или их участок, компрессорная станция, ГПА, станция подземного хранения газа, ГИС, узел редуцирования газа, ГРС и т.д.), техническое состояние которого не позволяет обеспечить поддержание проектных параметров по пропускной способности участка или в целом ГТС; Цех компрессорный: составная часть компрессорной станции, выполняющая основные технологические функции (очистку, компримирование и охлаждение газа) [1]. Сокращения ААЗК АБП АВО АВР АДЭС АЗ АКТС АПВ АРМ АСКУЭ АСУ ТП АСУ Э АТП АТС АУПС АУПТ ВКО ВКС ВЛ ВРД ГИС ГМК ГОСТ ГПА ГПП ГРС автоматы аварийного закрытия кранов; агрегат бесперебойного питания; аппарат воздушного охлаждения; автоматическое включение резерва; аварийная дизельная электростанция; анодное заземление; автоматическая коммутируемая телефонная сеть; автоматическое повторное включение; автоматизация рабочих мест; автоматизированные системы контроля и учёта электроэнергии; автоматизированная система управления технологическими процессами; автоматизированная система управления энергоснабжением; автоматизация технологических процессов; автоматическая телефонная станция; автоматическая установка пожарной сигнализации; автоматическая установка пожаротушения; высокая коррозионная опасность; Видеоконференцсвязь; воздушная линия электропередач; ведомственный руководящий документ; газоизмерительная станция; газомотокомпрессор; государственный общероссийский стандарт; газоперекачивающий агрегат; главная понижающая подстанция; газораспределительная станция; 9
10 ГС головные сооружения; ГСИ государственная система обеспечения единства измерений; ГСМ горючесмазочные материалы; ГТС газотранспортная система; ГТУ газотурбинная установка; ДКС дожимная компрессорная станция; ДЛО дома линейных обходчиков; ДО дом оператора; ДП диспетчерский пункт; ЕВСПД ВУ Единая Ведомственная Сеть Передачи Данных Верхнего Уровня; ЕСГ единая система газоснабжения; ЕСЗКС единая система защиты от коррозии и старения материалов и изделий; ЗРУ закрытое распределительное устройство; ИСО инженерные средства охраны; ИТ измерительный трубопровод; ИТСО инженерно-технические средства охраны; КИП и А контрольно-измерительные приборы и автоматика; КПП контрольно-пропускной пункт; КПТМ контрольные пункты телемеханики; КРН коррозионное растрескивание труб под напряжением; КС компрессорная станция; КТП комплексные трансформаторные подстанции; КТС комплекс технических средств; КЦ компрессорный цех; ЛВС локальные вычислительные сети; ЛПУ МГ линейное производственное управление магистральных газопроводов; ЛЧ линейная часть; ЛЭП линия электропередачи; ЛЭС линейная эксплуатационная служба; МГ магистральный газопровод; НД нормативная документация; НДС напряжённо-деформированное состояние; ННБ наклонно-направленное бурение; НПБ нормы пожарной безопасности; НПВ нижний концентрационный предел воспламенения; 10
11 НТП МГ нормы технологического проектирования магистральных газопроводов; ОС охранная сигнализация; ОСОДУ отраслевая система оперативно-диспетчерского управления ЕСГ России; ОСТ отраслевой стандарт; ПДК предельно-допустимая концентрация; ПК персональный компьютер; ПКО повышенная коррозионная опасность; ПОУ потенциально-опасные участки; ППБ правила пожарной безопасности; ПС пожарная сигнализация; ПСД проектно-сметная документация; ПТК АС программно-технический комплекс автоматизированной системы; ПТС программно-технические средства; ПУ пульт управления; ПУЭ правила устройства электроустановок; ПХГ подземное хранилище газа; ПХД производственно-хозяйственная деятельность; ПЭБ производственно-эксплуатационные блоки; ПЭВМ персональная электронно-вычислительная машина; ПЭМ производственный экологический мониторинг; РД руководящий документ; РСПД Региональные Сети Передачи Данных; СанПиН санитарные правила и нормы; САУ система автоматического управления; СвСС связь сетевых совещаний; СЗЗ санитарно-защитные зоны; СКУД система контроля и управления доступом; СМГ система магистральных газопроводов; СН строительные нормы; СНиП строительные нормы и правила; СОГ станция охлаждения газа; СОТ система охранная телевизионная; СПДС система проектной документации для строительства; СПС и ТС система постовой связи и тревожной сигнализации; ССБТ система стандартов безопасности труда; 11
12 СТ и А ТВП ТК МГ ТО ТОР ТС ТСО ТУ ТЭО УДЗ УКВ УКЗ УПЗ УПТПГ УРГ ЦБН ЦДП ЦДС ЦОГ ЦПДД ЦПО ЦРП ЭГПА ЭМО ЭМС ЭСН ЭХЗ схема технологии и автоматики; технически возможная производительность газопровода; технический коридор магистральных газопроводов; терминал оператора; техническое обслуживание и ремонт; тревожная сигнализация; технические средства охраны; технические условия; технико-экономическое обоснование; установка дренажной защиты; ультракороткие волны; установка катодной защиты; установка протекторной защиты; установка подготовки газа топливного, пускового, импульсного и собственных нужд; узлы редуцирования газа; центробежный нагнетатель; центрально-диспетчерский пункт; центральная диспетчерская связь; цех осушки газа; центральный производственно-диспетчерский департамент; центральный пункт охраны; центральный распределительный пункт; электроприводной ГПА; электромагнитная обстановка; электромагнитная совместимость; электростанция собственных нужд; электрохимзащита. 12
13 ВВЕДЕНИЕ Изучение дисциплины «Эксплуатация и ремонт оборудования НС и КС» в области эксплуатации ГПА с газотурбинным сопровождается определёнными трудностями в освоении материала, так студенты работают с большим количеством информации в кратком промежутке времени. Для решения проблем необходимого минимума для овладения дисциплины на удовлетворительном уровне было разработано данное учебное пособие. Данное пособие составлено следующим образом: первый и второй раздел носят справочный характер и является основным материалом с которого необходимо начинать изучение дисциплины в разделе компрессорных станций с газотурбинным приводом. Третий раздел представляет собой методику расчёта компрессорного цеха согласно нормативно-технической документации. Представлен учебный пример расчёта компрессорного цеха, оснащённого ГПА с неполнонапорными нагнетателями для условной компрессорной станции КС «Ухтинская», также приведён расчёт пылеуловителей и аппаратов воздушного охлаждения газа. В конце раздела представлены варианты для выполнения курсового проекта. 13
14 1 НАЗНАЧЕНИЕ И УСТРОЙСТВО КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ 1.1. Особенности дальнего транспорта природных газов Основные месторождения газа в России расположены на значительном расстоянии от крупных потребителей. Подача газа к ним осуществляется по газопроводам различного диаметра. При прохождении газа возникает трение потока о стенку трубы, что вызывает потерю давления. Например, при расходе газа 90 млн нм 3 /сут. по трубе Ø 1400 мм давление убывает с 7,6 до 5,3 МПа на участке L = 110 км. Поэтому транспортировать природный газ в достаточном количестве и на большие расстояния только за счёт естественного пластового давления нельзя. Для этой цели необходимо строить компрессорные станции (KС), которые устанавливаются на трассе газопровода через каждые км. Перед подачей газа в магистральные газопроводы его необходимо подготовить к транспорту на головных сооружениях, которые располагаются около газовых месторождений. Подготовка газа заключается в очистке его от механических примесей, осушки от газового конденсата и влаги, а также удаления при их наличии, побочных продуктов: сероводорода, углекислоты и т. д. При падении пластового давления около газовых месторождений строят так называемые дожимные компрессорные станции, где давление газа перед подачей его на КС магистрального газопровода поднимают до уровня 5,5-7,5 МПа. На магистральном газопроводе около крупных потребителей газа сооружаются газораспределительные станции для газоснабжения потребителей. Все это свидетельствует о том, что транспорт газа на большие расстояния представляет собой весьма сложную техническую задачу, от решения которой во многом зависит развитие газовой промышленности и экономики страны в целом. На газопроводах в качестве энергопривода КС используются газотурбинные установки, электродвигатели и газомотокомпрессоры комбинированный агрегат, в котором привод поршневого компрессора осуществляется от коленчатого вала двигателя внутреннего сгорания. Вид привода компрессорных станций и её мощность в основном определяются пропускной способностью газопровода. Для станций подземного хранения газа, где требуются большие степени сжатия и малые расходы, используются газомотокомпрессоры, а также газотурбинные агрегаты типа «Солар» и ГПА-Ц-6,3, которые могут обеспечивать заданные степени сжатия. Для газопроводов с большой пропускной способностью наиболее эффективное применение находят центробежные нагнетатели с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей. 14
15 Режим работы современного газопровода, несмотря на наличие станций подземного хранения газа, являющихся накопителями природного газа, характеризуется неравномерностью подачи газа в течение года. В зимнее время газопроводы работают в режиме максимального обеспечения транспорта газа. В случае увеличения расходов пополнение системы обеспечивается за счёт отбора газа из подземного хранилища. В летнее время, когда потребление газа снижается, загрузка газопроводов обеспечивается за счёт закачки газа на станцию подземного хранения газа. Оборудование и обвязка компрессорных станций приспособлены к переменному режиму работы газопровода. Количество газа, перекачиваемого через КС, можно регулировать включением и отключением числа работающих газоперекачивающих агрегатов (ГПА), изменением частоты вращения силовой турбины у ГПА с газотурбинным приводом и т. п. Однако во всех случаях стремятся к тому, чтобы необходимое количество газа перекачать меньшим числом агрегатов, что приводит естественно к меньшему расходу топливного газа на нужды перекачки и, как следствие, к увеличению подачи товарного газа по газопроводу. Регулирование пропускной способности газопровода отключением работы отдельных КС при расчётной производительности газопровода обычно не практикуется из-за перерасхода энергозатрат на компремирование газа при такой схеме работы. И только в тех случаях, когда подача газа по газопроводу заметно снижается сравнительно с плановой (летом), отдельные КС могут быть временно остановлены. Переменный режим работы компрессорной станции приводит к снижению загрузки газоперекачивающих агрегатов и, как следствие, к перерасходу топливного газа из-за отклонения от оптимального КПД ГПА. Для системы снабжения городов и промышленных предприятий характерна неравномерность потребления газа. Объясняется это тем, что бытовые, коммунальные и промышленные потребители расходуют газ неравномерно по временам года (лето, зима), месяцам, неделям, суткам и часам суток. Зимой расход газа всегда больше, чем летом, когда выключается отопительная система. Потребление газа в дневные часы, как правило, всегда значительно больше, чем в ночные часы. Так как в городскую сеть газ по газопроводу подаётся в одном и том же количестве (при этом учитывают среднечасовой расход), в дневные часы ощущается недостаток газа, а в ночные появляется его избыток, вследствие того, что город потребляет газа меньше, чем поступает его в газопровод. 15
16 Для устранения суточной неравномерности потребления газа вблизи городов сооружают ёмкости, в которые вмещают весь избыточный газ в ночные часы, чтобы обратно выдать его в газораспределительную сеть города в дневное время. С этой целью используют газгольдеры, а также объём последнего участка магистрального газопровода. Благодаря аккумулирующей способности газопровода при накапливании газа в ночные часы в нём повышается давление, достигающее к утру максимально допускаемой величины. В дневные часы при повышении расхода газа его давление понижается до нормального [2]. Особенно велика сезонная неравномерность газопотребления, характеризующаяся тем, что в крупных городах существует большой разрыв между максимальным (зимним) и минимальным (летним) расходом газа за счёт значительного его использования для отопления в холодное время года. Для покрытия этой неравномерности требуются крупные хранилища. Так как по экономическим соображениям нецелесообразно сооружать для этой цели газгольдерные парки, на изготовление которых расходуется много стали и требуются значительные площади застройки, для хранения межсезонного запаса газа используются преимущественно подземные хранилища (ПХГ). В отдельные периоды эти хранилища могут быть также использованы для покрытия суточных и месячных неравномерностей потребления. В качестве дополнительных источников покрытия неравномерностей газопотребления иногда используют резервные ёмкости отдельных крупных потребителей и баз сжиженного газа. Необходимый объём газохранилища (газгольдерного парка) рассчитывают по графику суточного потребления газа. Объём газа принимается равным избытку газа в ночное время, что, в свою очередь, соответствует нехватке газа в дневное время. На рис. 1.1 представлен совмещённый график потребления и подачи газа потребителям, причём подача газа принята равномерной в течение суток. Из графика видно, что потребление газа меньше подачи в период от 0 до 6 ч и с 22 до 24 ч и для приёма излишнего количества газа необходим объём, равный суммарному объёму газа, который в масштабе характеризуется суммой заштрихованных площадей на графике. При этом объём газохранилища должен покрыть весь избыток дневного потребления (с 6 до 22 ч). Часть рассчитанного объёма газохранилища (газгольдерного парка) может быть компенсирована аккумулирующей способностью магистрального газопровода. Объём газохранилища, необходимый для выравнивания сезонной неравномерности, определяют по графикам месячной неравномерности. В хранилище резервируется летний избыток газа, а зимой газ выдаётся потребителю при ритмичной работе магистрального газопровода со среднегодовым расходом. На 16
17 рис. 1.2 представлен график годового потребления газа крупным городом. На графике заштрихованная площадь соответствует объёму газа, который необходимо закачать и хранить в подземном хранилище в летние месяцы. В данном случае, коэффициент месячной неравномерности газопотребления, т. е. отношение фактического месячного потребления газа к среднемесячному, составляет А = 1,33, однако в отдельных случаях к = 1,5 [3]. Расход газа, млн нм 3 /сут., через трубопровод длиной L км определяется следующей формулой (при давлении 0,1013 МПа и 20 С): 6 2,5 Pн Pк Q 105,1 10,2 10 D, (1) T Z L где D внутренний диаметр газопровода, мм; P н и P к давление газа соответственно в начале и конце участка газопровода, МПа; 0,009 коэффициент гидравлического сопротивления; относительная плотность газа по воздуху; в T ср. средняя температура по длине газопровода. К; Z ср. средний по длине газопровода коэффициент сжимаемости газа; L длина участка газопровода, км. На основании этой формулы можно вычислить пропускную способность газопровода на участке между двумя КС. Зависимость пропускной способности газопровода от давления показана на рис в 2 ср. 2 ср. Рис График суточного потребления газа: 1 среднесуточное потребление; 2, 3 граница соответственно максимального и минимального потребления 17
18 Рис График годового потребления газа крупным городом: I суточное колебание газопотребления; 2 месячное колебание газопотребления; к коэффициент месячной неравномерности газопотребления; Q расход перекачиваемого газа. Заштрихованная площадь объём газа, подлежащий хранению в подземном хранилище Затраты мощности КС можно определить по формуле 4 kzвх RTвхQ k1 k Nкс 1, / ( Pн / Pк ) 1 ( k 1) ; (2) н где k показатель адиабаты; н адиабатический КПД нагнетателя; T вх. температура газа на входе в нагнетатель, К. При zr = 46 кг м/кг К, k = 1,31, T вх. = 293 K, L = 100 км, н = 0,82, = 0,6; 1, переводной коэффициент, с использованием соотношений (1) и (2) получаем зависимость изменения мощности от производительности. Расчёты показывают, что для прокачки Q = 90 млн нм 3 /сут., на участке трубопровода Ø1400 мм, L = 100 км необходимо затратить мощность = 50 МВт. При увеличении производительности на 30% от проектной, мощность необходимо увеличивать в два с лишним раза при сохранении конечного давления. С ростом пропускной способности газопроводов за счёт увеличения диаметра трубы и рабочего давления растёт температура газа, протекающего по 18
19 трубопроводу. Для повышения эффективности работы газопровода и прежде всего для снижения мощности на транспортировку газа необходимо на выходе каждой КС устанавливать аппараты воздушного охлаждения газа. Снижение температуры необходимо еще и для сохранения изоляции трубы. Важным фактором по снижению энергозатрат на транспорт газа является своевременная и эффективная очистка внутренней полости трубопровода от разного вида загрязнений. Внутреннее состояние трубопровода довольно сильно влияет на изменение энергетических затрат, связанных с преодолением сил гидравлического сопротивления во внутренней полости трубопровода. Создание высокоэффективных очистных устройств с большим моторесурсом позволяет стабильно поддерживать производительность газопровода на проектном уровне, снижать энергозатраты на транспорт газа примерно на 10-15%. Для уменьшения затрат мощности КС на перекачку газа, увеличения пропускной способности газопровода и экономии энергоресурсов на перекачку газа всегда выгодно поддерживать максимальное давление газа в трубопроводе, снижать температуру перекачиваемого газа за счёт его охлаждения на станциях, использовать газопроводы большего диаметра, периодически осуществлять очистку внутренней полости трубопровода [2] Назначение и описание компрессорной станции При движении газа по трубопроводу происходит потеря давления из-за разного гидравлического сопротивления по длине газопровода. Падение давления вызывает снижение пропускной способности газопровода. Одновременно понижается температура транспортируемого газа, главным образом, из-за передачи теплоты от газа через стенку трубопровода в почву и атмосферу. Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа путём повышения давления через определённые расстояния вдоль трассы газопровода, как отмечалось выше, устанавливаются компрессорные станции. Перепад давления на участке между КС определяет степень повышения давления в газоперекачивающих агрегатах. Давление газа в газопроводе в конце участка равно давлению на входе в газоперекачивающий агрегат, а давление в начале участка равно давлению на выходе из АВО газа. Современная компрессорная станция (КС) это сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа. Принципиальная схема расположения КС вдоль трассы магистрального газопровода приведена на рис. 1.3, где одновременно схематично показаны изменения давления и температуры газа между компрессорными станциями. 19
20 Рис Схема газопровода и изменения давления и температуры газа вдоль трассы Компрессорная станция неотъемлемая и составная часть магистрального газопровода, обеспечивающая транспорт газа с помощью энергетического оборудования, установленного на КС. Она служит управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в магистральный газопровод. Именно параметрами работы КС определяется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально используя при этом аккумулирующую способность газопровода. На рис. 1.4 показана принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции, состоящей из 3 ГПА. В соответствии с этим рисунком в состав основного оборудования входит: 1 узел подключения КС к магистральному газопроводу; 2 камеры запуска и приема очистного устройства магистрального газопровода; 3 установка очистки технологического газа, состоящая из пылеуловителей и фильтр-сепараторов; 4 установка охлаждения технологического газа; 5 газоперекачивающие агрегаты; 6 технологические трубопроводы обвязки компрессорной станции; 7 запорная арматура технологических трубопроводов обвязки агрегатов; 8 установка подготовки пускового и топливного газа; 9 установка подготовки импульсного газа; 10 различное вспомогательное оборудование; 11 энергетическое оборудование; 12 главный щит управления и система телемеханики; 13 оборудование электрохимической защиты трубопроводов обвязки КС. На магистральных газопроводах различают три основных типа КС: головные компрессорные станции, линейные компрессорные станции и дожимные компрессорные станции. 20
21 Рис Принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции Головные компрессорные станции (ГКС) устанавливаются непосредственно по ходу газа после газового месторождения. По мере добычи газа происходит падение давления в месторождении до уровня, когда транспортировать его в необходимом количестве без компремирования уже нельзя. Поэтому для поддержания необходимого давления и расхода строятся головные компрессорные станции. Назначением ГКС является создание необходимого давления технологического газа для его дальнейшего транспорта по магистральным газопроводам. Принципиальным отличием ГКС от линейных станций является высокая степень сжатия на станции, обеспечиваемая последовательной работой нескольких ГПА с центробежными нагнетателями или поршневыми газо- мотокомпрессорами. На ГКС предъявляются повышенные требования к качеству подготовки технологического газа. Линейные компрессорные станции устанавливаются на магистральных газопроводах, как правило, через км. Назначением КС является компремирование поступающего на станцию природного газа, с давления входа до давления выхода, обусловленных проектными данными. Тем самым обеспечивается постоянный заданный расход газа по магистральному газопроводу. В России строятся линейные газопроводы в основном на давление P пр = 5,5 МПа и P пр = 7,5 МПа. 21
22 Дожимные компрессорные станции (ДКС) устанавливаются на подземных хранилищах газа (ПХГ). Назначением ДКС является подача газа в подземное хранилище газа от магистрального газопровода и отбор природного газа из подземного хранилища (как правило, в зимний период времени) для последующей подачи его в магистральный газопровод или непосредственно потребителям газа. ДКС строятся также на газовом месторождении при падении пластового давления ниже давления в магистральном трубопроводе. Отличительной особенностью ДКС от линейных КС является высокая степень сжатия 2-4, улучшенная подготовка технологического газа (осушители, сепараторы, пылеуловители), поступающего из подземного хранилища с целью его очистки от механических примесей и влаги, выносимой с газом. Около потребителей газа строятся также газораспределительные станции (ГРС), где газ редуцируется до необходимого давления (P = 1,2; 0,6; 0,3 МПа) перед подачей его в сети газового хозяйства [2] Системы очистки технологического газа на КС Система подготовки технологического газа служит для очистки газа от механических примесей и жидкости перед подачей его потребителю в соответствии с требованиями ГОСТ При добыче и транспортировке в природном газе содержатся различного рода примеси: песок, сварной шлам, конденсат тяжёлых углеводородов, вода, масло и т. д. Источником загрязнения природного газа является призабойная зона скважины, постепенно разрушающаяся и загрязняющая газ. Подготовка газа осуществляется на промыслах, от эффективности работы которых зависит и качество газа. Механические примеси попадают в газопровод как в процессе его строительства, так и при эксплуатации. Наличие механических примесей и конденсата в газе приводит к преждевременному износу трубопровода, запорной арматуры, рабочих колёс нагнетателей и, как следствие, снижению показателей надёжности и экономичности работы компрессорных станций и в целом газопровода. Всё это приводит к необходимости устанавливать на КС различные системы очистки технологического газа. Первое время на КС для очистки газа широко использовали масляные пылеуловители, которые обеспечивали достаточно высокую степень очистки (до 97-98%). Масляные пылеуловители работают по принципу мокрого улавливания разного рода смесей, находящихся в газе. В настоящее время на КС в качестве первой ступени очистки широко применяют циклонные пылеуловители, работающие на принципе использова- 22
23 ния инерционных сил для улавливания взвешенных частиц (рис. 1.5). Циклонные пылеуловители более просты в обслуживании нежели масляные. Однако эффективность очистки в них зависит от количества циклонов, а также от обеспечения эксплуатационным персоналом работы этих пылеуловителей в соответствии с режимом, на который они запроектированы. На рис. 1.6 показан график зависимости производительности пылеуловителя при различных перепадах давления на аппарате Δ P. Наибольшая очистка газа достигается при обеспечении работы этого пылеуловителя в зоне, ограниченной кривыми Q min и Q max, а при выходе рабочей точки из этой зоны эффективность очистки резко падает. а) б) Рис Циклонный пылеуловитель пропускной способностью 20 млн м 3 / сут. и рабочим давлением 7,5 МПа: а) принцип действия; б) общий вид, 1 выходной патрубок для газа; 2 входной патрубок; 3 циклоны; 4 люк; 5 штуцеры контролирующих приборов; 6 дренажный штуцер 23
24 Рис График зависимости производительности пылеуловителя от давления Q f (P) при различных перепадах давления на аппарате P Циклонный пылеуловитель (рис. 1.5) представляет собой сосуд цилиндрической формы, рассчитанный на рабочее давление в газопроводе, со встроенными в него циклонами 4. Циклонный пылеуловитель состоит из двух секций: нижней отбойной 6 и верхней осадительной 1, где происходит окончательная очистка газа от примесей. В нижней секции находятся циклонные трубы 4. Газ через входной патрубок 2 поступает в аппарат к распределителю и приваренным к нему звездообразно расположенным циклонам 4, которые неподвижно закреплены в нижней решётке 5. В цилиндрической части циклонных труб газ, подводимый по касательной к поверхности, совершает вращательное движение вокруг внутренней оси труб циклона. Под действием центробежной силы твёрдые частицы и капли жидкости отбрасываются от центра к периферии и по стенке стекают в коническую часть циклонов и далее в нижнюю секцию 6 пылеуловителя. Газ после циклонных трубок поступает в верхнюю осадительную секцию 1 пылеуловителя, и затем, уже очищенный, через патрубок 3 выходит из аппарата [3]. 24
25 В процессе эксплуатации необходимо контролировать уровень отсепарированной жидкости и мехпримесей с целью их своевременного удаления продувкой через дренажные штуцеры. Контроль за уровнем осуществляется с помощью смотровых стёкол и датчиков, закреплённых к штуцерам 9. Люк 7 используется для ремонта и осмотра пылеуловителя при плановых остановках КС. Эффективность очистки газа циклонными пылеуловителями составляет не менее 100% для частиц размером 40 мкм и более, и 95% для частиц капельной жидкости. В связи с невозможностью достичь высокой степени очистки газа в циклонных пылеуловителях появляется необходимость выполнять вторую ступень очистки, в качестве которой используют фильтр-сепараторы, устанавливаемые последовательно после циклонных пылеуловителей (рис. 1.7). Рис Фильтр-сепаратор: 1 корпус фильтр-сепаратора; 2 быстрооткрывающийся затвор; 3 фильтрующие элементы; 4 направляющая фильтрующего элемента; 5 трубная доска камеры фильтров; 6 каплеотбойник; 7 конденсатосборник Работа фильтр-сепаратора осуществляется следующим образом: газ после входного патрубка с помощью специального отбойного козырька направляется на вход фильтрующей секции 3, где происходит коагуляция жидкости и очистка от механических примесей. Через перфорированные отверстия в корпусе фильтрующих элементов газ поступает во вторую фильтрующую секцию секцию сепарации. В секции сепарации происходит окончательная очистка газа от влаги, которая улавливается с помощью сетчатых пакетов. Через дренажные патрубки мехпримеси и жидкость удаляются в нижний дренажный сборник и далее в подземные ёмкости. 25
26 Для работы в зимних условиях фильтр-сепаратор снабжён электрообогревом его нижней части, конденсатосборником и контрольно-измерительной аппаратурой. В процессе эксплуатации происходит улавливание мехпримесей на поверхности фильтр-элемента, что приводит к увеличению перепада давлений на фильтр-сепараторе. При достижении перепада, равного 0,04 МПа, фильтр-сепаратор необходимо отключить и произвести в нём замену фильтрэлементов на новые. Как показывает опыт эксплуатации газотранспортных систем, наличие двух степеней очистки обязательно на станциях подземного хранения газа (СПХГ), а также и на первой по ходу линейной компрессорной станции, принимающей газ из СПХГ. После очистки, содержание механических примесей в газе не должно превышать 5 мг/м 3. Газ, поступающий на головные компрессорные станции из скважин, как отмечалось, практически всегда в том или ином количестве содержит влагу в жидкой и паровой фазах. Наличие влаги в газе вызывает коррозию оборудования, снижает пропускную способность газопровода. При взаимодействии с газом при определённых термодинамических условиях образуются твёрдые кристаллические вещества гидраты, которые нарушают нормальную работу газопровода. Одним из наиболее рациональных и экономичных методов борьбы с гидратами при больших объёмах перекачки является осушка газа. Осушка газа осуществляется сепараторами различной конструкции с использованием твёрдых (адсорбция) и жидких (абсорбция) поглотителей. С помощью установок осушки газа на головных сооружениях уменьшается содержание паров воды в газе, снижается возможность выпадания конденсата в трубопроводе и образования гидратов. Очищенный природный газ не имеет ни цвета, ни запаха, поэтому для обнаружения его утечек и определения наличия в воздухе газ предварительно одорируют, т. е. добавляют в него специальные вещества-одоранты, обладающие сильным специфическим запахом. В качестве одорантов обычно используют этилмеркаптан и тетрагидротиофен. Одоризация газа производится, как правило, на специальных сооружениях магистрального газопровода перед его раздачей потребителям, но иногда одоризацию производят и на газораспределительных станциях (ГРС). Газ, поступающий к бытовым потребителям, должен быть обязательно одоризирован. Одоризацию газа осуществляют с помощью автоматизированных установок, регулирующих расход одоранта в зависимости от расхода природного газа. Обычно норма одоризации составляет 16 г на 1000 нм 3. 26
27 Вертикальные сепараторы изготовляют диаметром мм, горизонтальные диаметрами мм при максимальном давлении 16 МПа. При оптимальной скорости газа эффективность сепарации достигает 70-80%. В связи с большой металлоёмкостью и недостаточной эффективностью гравитационные сепараторы применяют редко. На рис. 1.5 (а) схематически изображена работа циклонного сепаратора. Корпус циклона и патрубок для выхода газа образуют внутреннее кольцевое пространство. В нижней части имеется отверстие для отвода осадка из циклона. При тангенциальном вводе газ в сепараторе приобретает в кольцевом пространстве и конусе вращательное движение, вследствие чего из газа выпадают механические взвеси (твёрдые и жидкие) и опускаются в сборный бункер. Газ с уменьшенной скоростью выходит через верхний патрубок. Третья ступень очистки газа производится на линейной части газопровода и компрессорных станциях. На линейной части устанавливают конденсатосборники, так как в результате несовершённой сепарации на промысле газ может иметь жидкую фазу. На компрессорных станциях для очистки газа применяются также циклонные пылеуловители. Циклонный пылеуловитель (рис. 1.5 б) представляет собой сосуд цилиндрической формы с встроенными в него циклонами. Газ поступает через боковой верхний патрубок в распределитель, к которому приварены своими входными патрубками звездообразно расположенные циклоны, неподвижно закреплённые на нижней решётке. Отсепарированная жидкость и твёрдые частицы по дренажному конусу циклона попадают в отстойник. Для автоматического удаления собранного шлама предусмотрен дренажный штуцер. Качество очистки повышается с уменьшением диаметра циклона. Поэтому созданы батарейные циклоны, объединяющие в своём корпусе группу циклонов малого диаметра. Закручивание потока происходит в циклонах типа «розетка» и «улитка». При работе по системе газ твёрдая взвесь пропускную способность батарейных циклонов обычно рассчитывают, исходя из допустимых скоростей газа, обеспечивающих достаточно полное удаление твёрдой взвеси из газового потока. При большом расходе газа наблюдается чрезмерный эрозионный вынос и повышенный перепад давления газа. Эффективность очистки газа батарейными циклонами колеблется в пределах 85-98% и уменьшается с увеличением его пропускной способности. В настоящее время широко применяются циклонные пылеуловители диаметром 1600 мм на рабочее давление до 7,36 МПа [2]. 27
28 1.4. Технологические схемы компрессорных станций Технологическая обвязка компрессорного цеха предназначена для: — приёма на КС технологического газа из магистрального газопровода; — очистки технологического газа от мехпримесей и капельной влаги в пылеуловителях и фильтр-сепараторах; — распределения потоков для последующего сжатия и регулирования схемы загрузки ГПА; — охлаждения газа после компремирования в АВО газа; — вывода КЦ на станционное «кольцо» при пуске и остановке; — подачи газа в магистральный газопровод; — транзитного прохода газа по магистральному газопроводу, минуя КС; — при необходимости сброса 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 коллекторной обвязкой, характерная для полнонапорных нагнетателей. Неполнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей рассчитана на степень сжатия 1,23-1,25. В эксплуатации бывает необходимость в двух- или трёхступенчатом сжатии, т. е. в обеспечении степени сжатия 1,45 и более, это в основном на СПХГ. Полнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей сконструирована таким образом, что позволяет при номинальной частоте вращения ротора создать степень сжатия до 1,45, определяемую расчётными проектными давлениями газа на входе и выходе компрессорной станции. На рис. 1.8 представлена принципиальная схема КС с параллельной обвязкой ГПА для применения полнонапорных нагнетателей. По этой схеме, газ из магистрального газопровода с условным диаметром 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. 28
29 Рис Принципиальная технологическая схема КС с параллельной обвязкой ГПА После крана 19 газ поступает к входному крану 7, также расположенному на узле подключения. Кран 7 предназначен для автоматического отключения компрессорной станции от 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. 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 и 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. 29
30 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 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 приведёт 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. 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 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 запуска и приёма очистного устройства, которое проходит по газопроводу и очищает его от механических примесей, влаги, конденсата. Очистное устройство представляет собой поршень со щётками или скребками, который движется до следующей КС в потоке газа, за счёт 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 разрешённому 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 за- 30
31 водом-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. 1.9 представлена схема с последовательной обвязкой ГПА, которая реализуется для работы КС с неполнонапорными нагнетателями. Рис Принципиальная технологическая схема КС с последовательной обвязкой ГПА Эта схема позволяет осуществлять как параллельную работу одного, двух, трёх ГПА, так и параллельную работу группы агрегатов, состоящей из двух или трёх 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, соединённый с входным трубопроводом перед пылеуловителями, позволяющий выводить на 31
32 «Станционное кольцо» при открытии крана 6 или 6А любую из работающих групп 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] Назначение запорной арматуры в технологических обвязках КС Трубопроводная арматура (краны, вентили, обратные клапаны и т. д.) представляют собой устройства, предназначенные для управления потоками газа, транспортируемого по трубопроводам, отключения одного участка трубопровода от другого, включения и отключения технологических установок, аппаратов, сосудов и т. д. Вся запорная арматура технологических обвязок компрессорной станции имеет нумерацию согласно оперативной схеме КС, чёткие указатели открытия и закрытия, указатели направления движения газа. Запорная арматура в обвязке КС подразделяется на 4 основные группы: общестанционные, режимные, агрегатные и охранные. Общестанционные краны установлены на узлах подключения станции к магистральному газопроводу и служат для отключения КС от газопровода и стравливания газа из технологической обвязки станции. К таким кранам относятся краны 7, 8, 17, 18, 20 ( рис. 1.8 и 1.9). К общестанционным кранам относятся и краны 6, 6р, обеспечивающие работу КС на «Станционное кольцо». Режимные краны обеспечивают возможность изменения схемы работы ГПА, выбор групп работающих агрегатов. Нумерация этих кранов на различных КС различна, но, как правило, эти краны объединены номерами одной десятки (например: 41-49; и т. д.) и характерны в основном для обвязок с неполнонапорными ЦБН. 32
33 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. Охранные краны предназначены для автоматического отключения КС от магистрального газопровода в условиях возникновения каких-либо аварийных ситуаций на компрессорных станциях. К ним относятся краны 19 и 21. К характерным особенностям работы запорной арматуры на магистральных газопроводах и КС относятся: высокое давление транспортируемого газа (до 7,5 МПа), относительно высокая температура газа на выходе КС (60-70 С), наличие в составе газа механических примесей и компонентов, вызывающих коррозию, эрозию металла и т. д. К запорной арматуре предъявляются следующие основные требования: она прежде всего должна обеспечивать герметичное отключение отдельных участков газопровода, сосудов, аппаратов от технологических газопроводов и длительное время сохранять эту герметичность, иметь высокую работоспособность, быть коррозионно-стойкой и взрывобезопасной. На магистральных газопроводах и КС применяется запорная арматура различного типа, но наибольшее распространение получили краны, задвижки и обратные клапаны. Краном (рис. 1.10) называется запорное устройство, в котором подвижная деталь затвора имеет форму тела вращения с отверстием для пропуска рабочей среды. Для перекрытия потока затвор вращается вокруг своей оси, перпендикулярной трубопроводу. Краны могут иметь гидравлический, пневматический, пневмогидравлический и электрический приводы. Они могут иметь также и ручное управление. По сравнению с другими видами запорной арматуры краны обладают следующими преимуществами: компактность, прямоточное движение потока газа через отверстие в шаре крана, что не вызывает больших гидравлических сопротивлений. Запорные краны с шаровым затвором получили наибольшее распространение на магистральных газопроводах и используются в качестве запорноотключающих устройств сепараторов, пылеуловителей, камер пуска и приема очистных поршней, в свечных обвязках, узлах подключения КС, различного рода перемычек, обвязке газоперекачивающих агрегатов и т. д. При эксплуатации кранов необходимо выполнение следующих основных требований: — запрещается эксплуатировать краны при не полностью открытом или закрытом положении затвора; 33
34 — перестановку шаровых кранов производить при наличии перепада до и после крана не более 0,08 МПа; — периодически производить набивку крана крановой смазкой, рекомендованной заводами-изготовителями. Рис Кран шаровой: 1 корпус; 2 шар; 3 пневмогидропривод; 4 колонна; 5 узел уплотнения; 6 штуцер для уплотнительной смазки К задвижкам (рис. 1.11, 1.11а) относятся разного рода запорные устройства, в которых проходное сечение для газа перекрывается за счет поступательного перемещения затвора в направлении, перпендикулярном движению потока транспортируемого газа. По сравнению с другими видами запорной арматуры задвижки имеют следующие особенности: незначительное гидравлическое сопротивление при полностью открытом проходном сечении, простота обслуживания и ремонта. Применяются в основном на линиях продувки пылеуловителей и фильтр-сепараторов, а также как ручные отсечные задвижки на линии кранов 4 и 6 и блоков подготовки топливного, пускового и импульсного газа. 34
35 Рис Задвижка стальная клиновая с выдвижным шпинделем с ручным приводом: 1 корпус; 2 клин; 3 штурвал Рис. 1.11а. Задвижка стальная клиновая с выдвижным шпинделем с электроприводом: 1 корпус; 2 клин; 3 электропривод К вентилям (рис. 1.12, 1.12а) относят запорную арматуру с поступательным перемещением затвора, параллельно потоку транспортируемого газа. Вентили имеют следующие характерные особенности: возможность работы при высоких перепадах давлений на золотнике, простота конструкции, обслуживания и ремонта, относительно небольшие габаритные размеры, исключение возможности гидравлического удара. Используются в основном на линиях отбора импульсного газа и линиях отбора к щитам управления агрегатной и станционной системы управления. 35
36 Рис Вентиль запорный фланцевый: 1 корпус; 2 уплотнительное кольцо; 3 золотник; 4 шпиндель; 5 маховик Рис. 1.12а. Вентиль запорный игольчатый: 1 шпиндель; 2 корпус; 3 маховичок К обратным клапанам (рис. 1.13) относят устройства, предназначенные для предотвращения обратного потока газа в трубопроводе. Они выполняются как автоматически самодействующие предохранительные устройства. Основным узлом обратного клапана является его затвор, который пропускает газ в одном направлении и перекрывает поток в другом. Обратный клапан устанавливают на узле подключения перед краном 8, а также в обвязке полнонапорных нагнетателей перед кранами 2 и 6. Техническое обслуживание и ремонт запорной арматуры осуществляется в соответствии с инструкциями завода-изготовителя по специальному планграфику [2]. 36
37 Рис Обратный поворотный клапан с пневматическим демпфером: 1 корпус; 2 опора; 3 тарелка; 4 крышка; 5 рычаг; 6 демпфер пневматический; 7 поворотная лопасть Схемы технологической обвязки центробежного нагнетателя КС Схемы обвязки ГПА с неполнонапорными (одноступенчатыми) и полнонапорными нагнетателями показаны на рис 1.14 и Краны в обвязке нагнетателя имеют следующую нумерацию и назначение: — 1 устанавливается на всасывающем трубопроводе и служит для приёма газа; — 2 устанавливается на выходном трубопроводе и предназначен для выхода газа; — 3 обводной, применяется только для неполнонапорных нагнетателей и предназначен для работы в группе из 2 и 3 агрегатов; — 3бис обводной кран и перестанавливается только в период пуска и остановки ГПА. Время его работы должно быть минимальным, чтобы не допустить перегрева контура обвязки нагнетателя; — 4 обводной для крана 1 и предназначен для заполнения контура нагнетателя перед пуском; — 5 свечной, расположен на нагнетательном трубопроводе до крана 2 и предназначен для продувки ЦБН перед пуском и сброса газа в атмосферу при любых остановках ГПА; — 6 кран линии пускового контура применяется только для полнонапорных ЦБН и обеспечивает работу ГПА на кольцо. Рассмотрим схемы работы с неполнонапорными нагнетателями (рис. 1.14). 37
38 Перед заполнением ЦБН в обязательном порядке через краны 4 и 5 проводят его продувку примерно с в зависимости от типа ГПА. После этого закрывается свечной кран 5 и давление в контуре начнет расти. При достижении перепада на кране 1, равного 0,08-0,1 МПа, открывают краны 1 и 2. При работе ГПА газ из всасывающего коллектора через кран 1 поступает в нагнетатель, где происходит его сжатие, и через кран 2 направляется либо в нагнетательный трубопровод, либо (рис. 1.14) при закрытом кране 43 и открытом 44 может направляться и на всас следующего агрегата для обеспечения двухступенчатого сжатия. В схеме с полнонапорным нагнетателем (рис. 1.15) появляются дополнительные элементы: краны 6, 6а и обратные клапаны. Рис Технологическая схема обвязки неполнонапорного нагнетателя: 1, 2, 3бис, 4, 5 технологические краны обвязки нагнетателя; 41, 42, 43, 44 режимные краны; 6 люк-лаз; 7 защитная решётка 38
39 Рис Технологическая схема обвязки полнонапорного нагнетателя: 1, 2, 4, 5, 6, 6а технологические краны обвязки нагнетателя; 3 обратные клапаны; 7 люк-лазы; 8 защитная решётка Один обратный клапан на линии нагнетания перед краном 2, и один на линии пускового контура перед краном 6. Назначение этих клапанов исключить попадание газа в ЦБН на неработающем ГПА и не допустить подачу газа на колесо нагнетателя в момент пуска и остановки для предотвращения обратной раскрутки. Кран 6 в обвязке ГПА выполняет функцию дросселя для обеспечения необходимой степени сжатия в момент пуска и остановки. Работа с открытым 6 краном должна быть минимальной, т. к. через этот кран идёт большой расход газа, что может вызвать вибрацию этой линии рециркуляции. В последнее время на линии крана 6 (вместо него) устанавливают противопомпажный регулирующий клапан, предназначенный для защиты агрегата от помпажа, когда такие условия возникают. Это обеспечивается путём перепуска части газа на вход в нагнетатель, а не всего расхода, как это было с краном 6. В обратной последовательности происходит разгрузка нагнетателя при остановке ГПА [2] Конструкции и назначения опор, люк-лазов и защитных решёток в обвязке ГПА Технологические трубопроводы обвязки компрессорной станции от узла подключения до ГПА, как правило, располагают подземно. Исключение составляют трубопроводы, которыми обвязывают пылеуловители, фильтр-сепараторы и 39
40 АВО газа. Технологическая обвязка ГПА осуществляется только в надземном исполнении. Трубопроводы обвязки ГПА в силу особенностей их нагружения и условий эксплуатации являются наиболее ответственными элементами из всех объектов, находящихся в эксплуатации на КС. В трубопроводах обвязки ГПА возникают напряжения от массы трубы, давления газа, тепловых расширений, колебаний потока сжимаемого газа, вызывающего вибрацию. Наибольшая вибрация в обвязке ГПА происходит на переходных режимах: пуск и остановка, а также при приближении ГПА к работе в помпажной зоне. Для снятия всех этих нагрузок как статических, так и динамических, в обвязке трубопроводов применяют опоры (рис. 1.16). Расстановка и конструкция опор, а также конфигурация газовой обвязки должна обеспечить безопасную и надёжную эксплуатацию во всех диапазонах расходов, температур и на всех переходных режимах, включая неординарные режимы: помпаж ГПА и нарушение режима, связанного с перестановкой кранов при работе ГПА. Рис Схема установки опор в обвязке ГПА: 1 опора упорная разгрузочная; 2 опора скользящая; 3 опора регулируемая Все опоры, применяемые в обвязке ГПА, устанавливаются на фундаменты и, как правило, делятся на 2 типа: подвижные и неподвижные. Неподвижные опоры (рис. 1.17, 1.17а) устанавливаются непосредственно перед нагнетателем и служат для снятия нагрузок с фланцев нагнетателя. Иногда их называют разгрузочные, упорные, лобовые. 40
41 Рис Опора разгрузочная: 1 опора; 2 трубопровод; 3 плита закладная; 4 фундамент опоры Рис. 1.17а. Опора упорная: 1 стойка; 2 упор; 3 трубопровод; 4 фундамент опоры Подвижные опоры (рис. 1.18, 1.18а) устанавливают под краны, обратные клапаны и непосредственно перед спуском трубопроводов в землю. К ним относятся хомутовые, пружинные и регулируемые опоры. Места установки этих опор определяются при проектировании КС. Наилучшими в плане нагружения и обслуживания в процессе эксплуатации являются регулируемые опоры. Иногда на линии обвязок пускового контура линии кранов 6, где на переходных режимах может наблюдаться повышенная вибрация, применяют опоры с виброгасителями (рис. 1.19). Возможно, в будущем в обвязке ГПА будут применять компенсаторы разных конструкций, которые способны обеспечивать снижение нагрузок на компрессор, а также на трубопроводы. На всасывающем и нагнетательном трубопроводах ГПА между нагнетателем и кранами 1 и 2 устанавливают люк-лаз (рис. 1.20). Конструктивно он представляет собой тройник, к штуцеру которого приварен фланец. К этому фланцу с помощью болтов крепится плоская крышка. Диаметр люк-лаза выбирают мм. Назначение этих люк-лазов обеспечить безопасность работ при вскрытии нагнетателя путём установки резиновых шаров. 41
42 Рис Опора пружинная: 1 рама; 2 пружина; 3 ложемент; 4 трубопровод; 5 фундамент опоры; 6 плита закладная Рис. 1.18а. Опора регулируемая: 1 обечайка; 2 подложка; 3 трубопровод; 4 клин; 5 гайка; 6 шпилька стяжная; 7 плита; 8 плита закладная; 9 фундамент опоры Рис Опора с виброгасителем из металлорезины: 1 опора; 2 хомут; 3 виброгаситель из металлорезины; 4 трубопровод; 5 плита закладная; 6 фундамент опоры 42
43 Рис Люк-лаз: 1 тройник; 2 кронштейн поворотный; 3 крышка; 4 прокладка В связи с невозможностью обеспечить хорошую очистку трубопровода после строительства КС и в целях предотвращения попадания с потоком газа на колесо нагнетателя строительного шлама на входе в ЦБН устанавливается защитная решётка (рис. 1.21, 1.21а). При достижении перепада на ней 0,04 МПа агрегат необходимо остановить и решетку очистить. При наработке ГПА 3000 ч решётку можно снять, но при этом важно учесть, чтобы станция уже поработала в режимах максимальных расходов [2]. Рис Защитная решётка: 1 решётка; 2 болт прижимной; 3 болт стяжной; 4 кольцо Рис. 1.21а. Фильтр-ловушка: 1 фильтр; 2 прокладки; 3 фланцы трубопроводов 43
44 1.8. Системы охлаждения транспортируемого газа на компрессорных станциях Компремирование газа на КС приводит к повышению его температуры на выходе станции. Численное значение этой температуры определяется её 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 объёмного расхода). Определённые специфические требования к охлаждению газа предъявляются в северных районах страны, где газопроводы проходят в зоне вечномёрзлых грунтов. В этих районах газ в целом ряде случаев необходимо охлаждать до отрицательных температур с целью недопущения протаивания 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. 2.22). 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. 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. Рис План-схема обвязки аппаратов воздушного охлаждения газа: 1 аппарат воздушного охлаждения газа; 2, 4, 6, 7 коллекторы; 3 компенсаторы; 5 свечи; 8 обводная линия 44
45 Рис Схема подключения аппарата воздушного охлаждения (при нижнем расположении вентилятора): 1 воздушный холодильник газа 2АВГ-75; 2 свеча; 3, 4 коллекторы входа и выхода газа АВО работает следующим образом: на опорных металлоконструкциях закреплены трубчатые теплообменные секции (рис ). 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 счёт 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 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 ОНТП На основании этих норм температура технологического газа на выходе из АВО должна быть не выше С средней температуры наружного воздуха. 45
46 Рис Аппарат воздушного охлаждения газа с верхним расположением вентилятора: 1 теплообменная поверхность; 2 вентилятор; 3 патрубок; 4 диффузор; 5 клиноременная передача; 6 электродвигатель 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 неё) и энергозатрат на компремирование газа по станции. 46
47 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] Компоновка газоперекачивающих агрегатов на станции Газоперекачивающий агрегат сложная энергетическая установка, предназначенная для компремирования природного газа, поступающего на КС по магистральному газопроводу. На рис 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. 47
48 9. Камера сгорания предназначена для сжигания топливного газа в потоке воздуха и получения продуктов сгорания с расчётными 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. Рис 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 48
49 Кроме того, каждый ГПА снабжён системой регулирования основных параметров агрегата, системами агрегатной автоматики, автоматического пожаротушения, обнаружения загазованности помещения и др 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. Принципиальная схема импульсного газа приведена на рис Существуют три точки отбора импульсного газа из технологических трубопроводов КС (рис. 1.27): отбор до и после крана 20; отбор из выходного трубопровода КС до узла охлаждения и отбор из входного трубопровода КС после узла очистки. Рис Принципиальная схема импульсного газа 49
50 Рис Принципиальная схема отбора и разводки импульсного газа Далее трубопровод импульсного газа объединяется в общий коллектор и поступает на узел подготовки импульсного газа (УПИГ), где происходит его очистка и осушка. В состав УПИГ входит следующее оборудование: фильтр-сепараторы, адсорберы, огневой подогреватель, газовый ресивер, запорная арматура, контрольно-измерительные приборы, трубопроводы и гибкие резиновые шланги. Фильтр-сепараторы предназначены для очистки импульсного газа от механических примесей и влаги. Адсорберы предназначены для осушки импульсного газа путём поглощения воды, находящейся в газе. Поглощение осуществляется адсорбентом, находящимся в полости адсорберов. В качестве адсорбента используются селикагель или циолит. Степень очистки и осушки импульсного газа должна исключать заедание и обмерзание исполнительных органов при низких температурах наружного воздуха. Как правило, из двух адсорберов в рабочем режиме поглощения влаги находится один. Другой адсорбер находится в режиме восстановления адсорбента. Восстановление осуществляется путём пропускания части подогретого до высокой температуры газа (около 300 С) через увлажнённый адсорберт. Дело в том, 50
51 что при достижении предельной влажности, селикагель теряет способность дальнейшего поглощения влаги и для возобновления его адсорбционных свойств через него пропускают горячий теплоноситель. Осушку селикагеля проводят один раз в 2-3 месяца. Для подогрева газа используется огневой подогреватель. Цикл регенерации селикагеля длится примерно 4-6 ч, цикл охлаждения 2-4 ч. При эксплуатации УПИГ с помощью контрольно-измерительных приборов осуществляется контроль за давлением и температурой газа, его расходом и точкой росы, которая должна составлять 25 С. После УПИГ газ поступает ко всем общестанционным кранам на узел подключения, режимным и агрегатным кранам, а также на низкую сторону к кранам топливного и пускового газа [2] Система топливного и пускового газа на станции Система топливного и пускового газа предназначена для очистки, осушки и поддержания требуемого давления и расхода перед подачей его в камеру сгорания и на пусковое устройство (турбодетандер). Газ для этих систем, аналогично как и для системы импульсного газа, отбирается из различных точек технологических коммуникаций КС: на узле подключения до и после крана 20, из выходного коллектора пылеуловителей и выходного шлейфа компрессорного цеха перед аппаратами воздушного охлаждения газа. Система топливного и пускового газа имеют блочное исполнение и включают в себя следующее оборудование (рис. 1.28): циклонный сепаратор, или блок очистки, фильтр-сепаратор, или блок осушки, подогреватели, блок редуцирования пускового и топливного газа, трубопроводы, замерное устройство, краны 9, 12, 14 и 15, а также стопорные и регулирующие клапаны топливной системы, пусковое устройство или турбодетандер (ТД). Работа системы осуществляется следующим образом: газ, отбираемый из технологических коммуникаций КС, поступает на блок очистки или газосепаратор 1, где происходит его очистка от механических примесей. Далее газ поступает в фильтр-сепаратор 2, где происходит его более глубокая очистка от механических примесей и влаги. Затем газ поступает в подогреватель 3 типа ПТПГ-30, где подогревается до температуры С. Огневой подогреватель представляет собой теплообменник, в котором трубный пучок газа высокого давления погружён в раствор диэтиленгликоля. Диэтиленгликоль подогревается за счёт использования камеры сгорания этого устройства. Подогрев газа 51
52 осуществляется с целью обеспечения устойчивой работы блоков редуцирования и недопущения его промерзания, что может нарушить устойчивую работу системы регулирования ГТУ. Перед блоком редуцирования газ разделяется на два потока: один направляется на блок редуцирования топливного газа 4, другой на блок редуцирования пускового газа 5. Топливный газ редуцируется до давления 0,6-2,5 МПа в зависимости от давления воздуха за осевым компрессором ГТУ. После блока редуцирования топливный газ поступает в сепаратор 6, где происходит его повторная очистка от выделившейся при редуцировании влаги, и затем в топливный коллектор. В камеру сгорания топливный газ поступает через кран 12, стопорный (СК) и регулирующий (РК) клапаны. Краны 14 и 15 используются для запальной и дежурной горелки в период пуска агрегата. Пусковой газ, пройдя систему редуцирования, снижает своё давление до 1,0-1,5 МПа и поступает через краны 11 и 13 на вход в турбодетандер, где расширяясь до атмосферного давления, совершает полезную работу, идущую на раскрутку осевого компрессора и турбины высокого давления. Рис Принципиальная схема системы топливного и пускового газа: ТГ топливный газ; ПГ пусковой газ; ВЗК воздухозаборная камера; ТД турбодетандер; ОК осевой компрессор; КС камера сгорания; ТВД турбина высокого давления; ТНД турбина низкого давления; Н нагнетатель; РЕГ регенератор 52
53 1.12. Система маслоснабжения КС и ГПА, маслоочистительные машины и аппараты воздушного охлаждения масла Система маслоснабжения компрессорной станции включает в себя две маслосистемы: общецеховую и агрегатную. Общецеховая маслосистема (рис. 1.29), предназначенная для приёма, хранения и предварительной очистки масла перед подачей его в расходную ёмкость цеха. Эта система включает в себя: склад ГСМ 1 и помещение маслорегенерации 3. На складе имеются в наличии ёмкости 2 для чистого и отработанного масла. Объём ёмкостей для чистого масла подбирается исходя из обеспечения работы агрегатов сроком не менее 3 месяцев. В помещении склада ГСМ устанавливается ёмкость отрегенерированного масла и ёмкость отработанного масла, установка для очистки масла типа ПСМ , насосы для подачи масла к потребителям, а также система маслопроводов с арматурой. Рис Общецеховая маслосистема: 1 склад ГСМ; 2 ёмкости масляные; 3 помещение маслорегенерации; 4 газоперекачивающие агрегаты; 5 маслобак ГПА; 6 маслопроводы; 7 аварийная ёмкость После подготовки масла на складе ГСМ и проверки его качества, подготовленное масло поступает в расходную ёмкость. Объём расходной ёмкости выбирается равным объёму маслосистемы ГПА, плюс 20% для подпитки работающих агрегатов. Эта расходная ёмкость, оборудованная замерной линейкой, используется для заправки агрегатов маслом. Для газотурбинных ГПА применяется масло марки ТП-22С или ТП-22Б. Для организации движения масла между складом ГСМ и рас- 53
54 ходной ёмкостью, а также для подачи к ГПА чистого масла и откачки из него отработанного масла их соединяют с помощью маслопроводов. Эта система должна обеспечивать следующие возможности в подаче масла: — подачу чистого масла из расходного маслобака в маслобак ГПА, при этом линия чистого масла не должна иметь возможность смешиваться с отработанным маслом; — подачу отработанного масла из ГПА только в ёмкость отработанного масла; — аварийный слив и перелив масла из маслобака ГПА в аварийную ёмкость. Для аварийного слива необходимо использовать электроприводные задвижки, включаемые в работу в автоматическом режиме, например, при пожаре. На рис приведена схема маслосистемы для агрегата ГТК-25И фирмы «Нуово-Пиньоне», которая включает в себя: смазочную систему, систему управления и гидравлическую систему, обеспечивающую подачу масла высокого давления на привод стопорного и регулирующего клапанов топливного газа, узла управления поворотными сопловыми лопатками ТНД, а также подачу масла в систему уплотнения центробежного нагнетателя. Рис Смазочная система ГТК-25И: 1 маслобак; 2 охладитель масла; 3 фильтры масляные; 4 фильтры масляные муфт; 5 регулятор давления; 6 маслонасосы; 7 предохранительный клапан; 8 подогреватель; 9 маслопроводы 54
55 Смазочная система ГПА включает в себя три масляных насоса 6 (главный, вспомогательный и аварийный), маслобак 1 с напорными и сливными трубопроводами 9, предохранительный клапан 7, охладитель масла 2, два основных фильтра со сменными фильтрующими элементами 3, электрический подогреватель 8, датчики давления, температуры и указателей уровня масла. Работа смазочной системы осуществляется следующим образом: после включения вспомогательного масляного насоса, масло под давлением начинает поступать из маслобака 1 в нагнетательные линии. Основной поток масла поступает к маслоохладителям 2, откуда после охлаждения оно подаётся к основным масляным фильтрам 3. Дифманометр, установленный на фильтрах, указывая на перепад давления до и после фильтров, характеризует степень их загрязнения. При достижении перепада давлений масла на уровне примерно 0,8 МПа, происходит переключение работы на резервный фильтр; фильтрующие элементы на работающем фильтре заменяются. Очищенное масло после фильтров поступает на регуляторы давления 5, которые обеспечивают подачу масла на подшипники и соединительные муфты «турбина-редуктор» и «турбина-нагнетатель» с необходимым давлением. Из подшипников масло по сливным трубопроводам поступает обратно в маслобак 1. Термосопротивления, установленные на сливных трубопроводах, позволяют контролировать температуру подшипников турбоагрегата и центробежного нагнетателя. Количество масла в баке контролируется при помощи специального уровнемера, соединенного с микровыключателем датчика минимального и максимального уровня. Сигналы датчика введены в предупредительную сигнализацию агрегатной автоматики. Контроль за уровнем масла в маслобаке осуществляется и визуально с помощью уровнемерной линейки, установленной на маслобаке. Работа системы уплотнения центробежного нагнетателя основана на использовании принципа гидравлического затвора, обеспечивающего поддержание постоянного давления масла, на 0,1-0,3 МПа превышающего давление перекачиваемого газа. Масло к винтовым насосам уплотнения поступает из системы маслоснабжения ГПА. В систему уплотнения нагнетателя входит (рис. 2.31): регулятор перепада давления 3, обеспечивающий постоянный перепад давления масла над давлением перекачиваемого газа, аккумулятор 2, обеспечивающий подачу масла в уплотнения в случае прекращения его подачи от насосов (при исчезновении напряжения), поплавковые камеры 4, служащие для сбора масла, прошедшего через уплотнения и газоотделитель 5, предназначенный для отбора газа, растворённого в масле. 55
56 Рис Система уплотнения центробежного нагнетателя: 1 центробежный нагнетатель; 2 аккумулятор; 3 регулятор перепада давления; 4 поплавковая камера; 5 газоотделитель; 6 масляное уплотнение (торцевое); 7 маслопровод высокого давления; 8 винтовые насосы При работе ГПА масло высокого давления после насосов 8 по маслопроводу поступает на вход регулятора перепада давления 3. После регулятора 3 оно поступает в аккумулятор 2 и далее по двум маслопроводам 7 к уплотнениям 6 центробежного нагнетателя 1. После уплотнений масло сливается в поплавковые камеры 4, по мере заполнения которых оно перетекает в газоотделитель 5, где происходит выделение газа, растворённого в масле. Очищенное от газа масло возвращается в основной маслобак, а выделившийся из масла газ через свечу отводится в атмосферу. Одним из важнейших элементов системы уплотнений являются непосредственно масляные уплотнения. Различают в основном два типа уплотнений: щелевые и торцевые. О качестве работы системы уплотнений судят по интенсивности поступления масла в поплавковую камеру. Быстрое её заполнение маслом при закрытом сливе свидетельствует о повышенном расходе масла через уплотнения. На компрессорных станциях для очистки турбинного масла применяются маслоочистительные машины типов ПСМ , CM , НСМ-2, НСМ-3, CM-1,5, которые могут работать в зависимости от степени загрязнения масла как по схеме очистки, так и по схеме осветления регенерируемого масла. Принципиальная схема маслоочистительной машины типа ПСМ приведена на рис По этой схеме загрязнённое масло, пройдя фильтр грубой очистки 8, шестерёнчатым насосом 7 через электроподогреватель 5 подаётся в очиститель- 56
57 ный вращающийся барабан 9, где из масла происходит выделение механических примесей и воды. В нижней части барабана масло под действием центробежных сил поступает на разделительные тарелки 10. Вода, имеющая большую плотность, чем масло, центробежной силой отбрасывается на периферию и под действием непрерывно поступающего в барабан масла попадает в водяную полость маслосборника 3. Очищенное масло по кольцевому каналу сливается в вакуум-бак 4. Шестерёнчатым насосом 7 масло из вакуум-бака подаётся на фильтр 1, откуда оно выходит уже полностью очищенным. При работе маслоочистительной машины механические примеси оседают на стенках барабана 9. Рис Маслоочистительная машина ПСМ : 1 фильтр-пресс; 2 маслосборник; 3 водяная полость маслосборника; 4 вакуумбак; 5 электроподогреватель; 6 вакуум-насос; 7 шестерёнчатый насос; 8 фильтр грубой очистки; 9 барабан; 10 разделительные тарелки На компрессорных станциях используются два типа систем охлаждения масла: градирни и аппараты воздушного охлаждения (АВО масла). Градирни в настоящее время редко используются на КС, главным образом, из-за трудностей их эксплуатации в зимний период, когда начинается интенсивное их обледенение, приводящее к снижению поступления воздуха в градирню и, как следствие, повышению температуры масла. Кроме того, применение градирен вызывает необходимость хорошей водоподготовки, повышенный расход воды, а также значительные расходы на проведение профилактических ремонтов градирен. 57
58 В системах АВО масла используются схемы с непосредственным охлаждением масла и схемы с использованием промежуточного теплоносителя. Как правило, схемы с использованием промежуточного теплоносителя применяются на установках импортного производства типов: ГТК-25И и ГТК-10И. На КС широкое применение нашли аппараты отечественного и импортного производства типов АВГ, ЛФ, ПХ и ТЛФ с высоким оребрением трубок. Внутри трубок для увеличения теплоотдачи установлены турболизаторы потока. Конструктивное исполнение таких аппаратов представлено на рис Секции аппаратов 3 состоят из горизонтально расположенных элементов охлаждения 4, которые смонтированы совместно с жалюзным механизмом 5 на стальной опорной конструкции 6. Охладительные элементы 4 имеют в трубном пространстве два хода по маслу. Подвод и отвод масла к охладительным элементам осуществляется по трубам 8. Над охладительной секцией 4 для прокачки воздуха установлены два вентилятора 2. Рис Аппарат воздушного охлаждения типа ЛФ Как правило, все ГПА к системам АВО масла имеют электроподогреватели 7, которые используются для предварительного подогрева масла перед пуском агрегата в работу до С. Подогрев масла в охладительной секции необходим также для предотвращения выхода из строя трубной доски, которая из-за повышенного сопротивления может деформироваться и в месте стыковки её с секцией появляется утечка масла. Перепад температур масла на входе и выходе ГПА, как правило, достигает величины С. Температура масла на сливе после подшипников должна составлять С. При температурах масла ниже 45 С происходит срыв масляного клина и агрегат начинает работать неустойчиво. При температуре выше 85 С срабатывает защита агрегата по высокой температуре масла [2]. 58
59 1.13. Типы газоперекачивающих агрегатов, применяемых на КС Газоперекачивающие агрегаты, применяемые для компремирования газа на компрессорных станциях, по типу привода подразделяются на три основных группы: газотурбинные установки (ГТУ), электроприводные агрегаты (ЭГПА) и газомотокомпрессорные установки (ГМК). К первой группе относятся ГПА с приводом от центробежного нагнетателя от газовой турбины; ко второй — агрегаты с приводом от электродвигателя и к третьей группе — агрегаты с приводом от поршневых двигателей внутреннего сгорания, использующих в качестве топлива природный газ. К агрегатам первой группы — основного вида привода компрессорных станций, относятся: стационарные, авиационные и судовые газотурбинные установки. К стационарным газотурбинным установкам, специально сконструированных для использования на газопроводах страны, следует отнести типы установок следующих заводов-изготовителей: Согласно источника [1] используемые для технологического проектирования ГПА представлены в таблице 1.1 [1]. Таблица 1.1 Значение параметров и коэффициентов технического состояния ГТУ для расчёта располагаемой мощности и расхода топливного газа Тип ГПА Номинальная Номинальный мощность, к.п.д. N, МВт 0 e 0 e Коэффициент техсостояния по мощности, 59 КN Коэффициент техсостояния по топливу, КТГ Коэффициент, учитывающий влияние температуры воздуха, kt Стационарный (промышленный) тип ГТУ ГТ ,25 0,250 0,8 1,2 4,4 ГТК-5 4,4 0,260 0,8 1,2 3,7 ГТ ,0 0,240 0,9 1,1 2,8 ГТН-6 6,3 0,240 0,85 1,1 2,8 ГТН-6У 6,3 0,305 0,95 1,05 2,8 ГТ ,0 0,270 0,9 1,2 3,7 ГТ-750-6М 6,0 0,300 0,9 1,05 2,2 ГТК-10 10,0 0,290 0,85 1,2 3,7 ГТК-10М 10,0 0,320 0,9 1,05 3,7 ГТК-10И 10,3 0,259 0,85 1,1 2,0 ГТК-10ИР 9,5 0,330 0,9 1,05 3,2 ПЖТ-10 10,04 0,316 0,95 1,05 2,0 ГТН-16 16,0 0,290 0,8 1,1 3,2 ГТН-16М1 16,0 0,310 0,95 1,05 2,4 ГТНР-16 16,0 0,330 0,95 1,05 3,7 ГТН-25 27,5 0,281 0,75 1,2 3,2
60 Окончание табл ГТН ,0 0,320 0,95 1,05 2,9 ГТК-25И 23,9 0,278 0,9 1,1 2,2 ГТК-25ИР 22,2 0,345 0,9 1,05 1,9 ГТНР-25И(В) 22,2 0,347 0,95 1,05 2,0 ГТНР-25И(С) 24,6 0,354 0,95 1,05 2,0 Судовой тип ГТУ ГПА-Ц-6,3С 6,3 0,305 0,95 1,05 2,8 ГПУ-10 10,0 0,276 0,85 1,1 3,7 ГПУ-16МЖ 16,0 0,300 0,95 1,1 2,8 ГПУ-16МГ ГПА-Ц-16С 16,0 0,340 0,95 1,05 2,9 Коберра-16МГ ГПА 25 Р Днепр ,350 0,95 1,05 2,8 Авиационный тип ГТУ ГПА-Ц-6,3 6,3 0,240 0,95 1,1 1,3 ГПА-Ц-6,3А 6,3 0,300 0,95 1,05 3,5 1,6 (Т3 298 K) ГПА-Ц-6,3Б 6,3 (8,0) 0,290 (0,300) 0,95 1,05 ГПА 10Б 10,0 0,330 0,95 1,05 1,3 (T3 303 K) 3,0 (T3 > 303 K) ГПА-10 Урал 10,0 0,314 0,95 1,05 2,8 (Т3 313 K) Коберра ,9 0,275 0,9 1,1 2,2 ГПА-12 Урал ГПА-12Р Урал ГПА-16 Урал ГПА-16Р Урал 12,0 0,340 0,95 1,05 16,0 0,363 0,95 1,05 0 (288 T3 298 K) 2,9 (T3 298 K) 5,0 (Т3 298 К) 0 (288 Т3 298 К) 2,7 (Т3 288 К) ГПА-Ц-16 16,0 0,274 0,95 1,05 2,8 ГПА-Ц-18 18,0 0,294 0,95 1,05 2,8 (Т3 293 К) 2,1 (Т3 293 К) ПЖТ-21С ГПА-Ц-16АЛ ГПА-16 Нева 16,0 0,355 0,95 1,05 1,8 (Т3 288 К) 2,9 (T3 > 298 K) 0 (288 Т3 298 К) ГПА-16 Волга 16,0 0,365 0,95 1,05 ГПА-Ц-25 25,0 0,345 0,95 1,05 ГПА-25 Урал ГПА-25Р Урал 3,3 (Т3 288 К) 2,7 (Т3 288 К) 3,5 (Т3 288 К) 1,4 (263 Т3 288 К) 0,6 (Т3 263 К) 25,0 0,394 0,95 1,05 3,8 (Т3 288 К) 2,7(Т3 288 К) 60
61 1.14. Нагнетатели природного газа. Их характеристики Нагнетателями природных газов принято называть лопаточные компрессорные машины с соотношением давления сжатия свыше 1,1 и не имеющие специальных устройств для охлаждения газа в процессе его сжатия. Все нагнетатели условно можно разделить на два класса: неполнонапорные (одноступенчатые) (рис. 1.34) и полнонапорные (рис. 1.35). Первые, имеющие степень сжатия в одном нагнетателе 1,25-1,27, используются при последовательной схеме компремирования газа на КС, вторые полнонапорные, имеющие степень сжатия 1,45-1,51, используются при коллекторной схеме обвязки компрессорной станции. Рис Неполнонапорный одноступенчатый нагнетатель агрегата ГТК-10-4 производства НЗЛ: 1 корпус; 2 крышка; 3 лопаточный диффузор; 4 рабочее колесо; 5 гильза; 6 зубчатая муфта; 7 клиновые прокладки; 8 анкерные болты Важной характеристикой нагнетателя является его производительность. Применительно к газопроводу различают объёмную Q, м 3 /мин., массовую G, кг/ч и коммерческую подачу газа Q к, млн нм 3 /сут. Перевод одних величин в другие осуществляется с использованием уравнения Клапейрона с поправкой на сжимаемость газа z, Pv zrt. При использовании G кг газа применяется уравнение Клапейрона-Менделеева также с использованием поправки на сжимаемость газа z, PQ GzRT, где Q объёмная подача газа, G массовая подача, характеризующая количество газа, протекающее в единицу времени через сечение всасывающего патрубка. Коммерческая подача Q определяется по пара- 61 к
62 метрам состояния во всасывающем патрубке, приведённым к нормальным физическим условиям (t = 20 С; P = 0,101 МПа). Для определения коммерческой подачи используется уравнение Клапейрона для «стандартных» условий: P0 v0 RT0 ; Q к G / 0, 0 P0 / RT0. Характеристики ряда типов центробежных нагнетателей, используемых на газопроводах, приведены в табл. 1.2 Рис Полнонапорный двухступенчатый нагнетатель НЦ-16/76 агрегата ГПА У16 производства АО «СМПО им. Фрунзе»: 1 опорный подшипник; 2 крышка; 3 корпус; 4 внутренний корпус; 5 ротор; 6 крышка; 7 уплотнение; 8 упорно-упорный подшипник; 9 блок масляных насосов; 10 думмис; 11 улитка; 12 обратный направляющий аппарат ( пол. Каждый тип нагнетателя характеризуется своей характеристикой, которая строится при его натурных испытаниях. Под характеристикой нагнетателей принято понимать зависимость степени сжатия, политропического КПД ) и удельной приведённой мощности ( N i / н ) пр. от приведённого объёмного расхода газа зовой постоянной Q пр.. Строятся такие характеристики для заданного значения га- R пр., коэффициента сжимаемости z пр., показателя адиабаты, принятой расчётной температуры газа на входе в нагнетатель T в в принятом диапазоне изменения приведённой относительной частоты вращения ( n / n0 ) пр.. Типовая характеристика нагнетателя типа приведена на рис Характеристики других типов имеют такой же вид, как для неполнонапорных, так и для полнонапорных нагнетателей. 62
63 Рис Приведённые характеристики нагнетателя при T = 288К; z пр = 0,9; R пр = 490 Дж/(кг К) пр н Пользуются характеристиками следующим образом. Зная фактические значения величин R, z, Tв, n для данных условий, по соотношению (2.3), определяют приведённую относительную частоту вращения нагнетателя ( n / n. По известной 0 ) пр. степени сжатия находят приведённый объёмный расход газа Q пр., соотношение (2.4), а затем по соответствующим кривым (рис. 1.36) определяют политропический КПД пол. ( N / и приведённую внутреннюю мощность нагнетателя i пр n n n n R T пр пр пр 0 пр 0 zвrtв Q пр z п ), (2.3) n0 Qв. (2.4) n 63
64 Таблица 1.2 Характеристики центробежных нагнетателей для транспорта природных газов Тип нагнетателя Номинал. производ. при 20 С и 1 МПа Номинал. частота вращения, об/мин. Объёмная производ., м 3 /мин. Степень сжатия Конечное давление на выходе, МПа , ,25 5,66 Н-300-1,23 20, ,24 5,50 Н-196-1,45 10, ,45 5, , ,27 5, , ,23 7,60 Н , ,24 5,60 Н , ,24 7,50 Н , ,44 7, , ,45 7, , ,45 5,60 Купер-Бессемер: , ,51 5,60 СДР , ,51 7,50 2ВВ-30 21, ,51 7,50 Нуово-Пиньони: PCL- 802/24 17, ,49 7,52 PC-L , ,51 7,52 Внутренняя мощность, потребляемая нагнетателем, определяется соотношением N 3 N i n i пр н н пр n. (2.5) 0 В соотношениях ( ) индексом «О» отмечен номинальный режим работы нагнетателя; индексом «в» отмечены параметры на входе в нагнетатель. Плотность газа при всасывании, кг/м 3, определяется по соотношению: P / zrt, (2.6) вх 10 6 где P вх, T абсолютное давление (МПа) и температура (К) при всасывании. Мощность на муфте привода, квт: N Ni N, мех где N мех механические потери, для газотурбинного привода N мех = 100 квт, для электропривода N мех = 150 квт. Расчётный рабочий расход газа Q пр для нагнетателей должен быть примерно на 10-12% больше крайних левых значений расхода, соответствующего условиям начала срыва потока газа по нагнетателю (зоне помпажа). На рис этому соответствует подача газа
65 Наличие надёжных приведённых характеристик при эксплуатации газотурбинного привода позволяет обслуживающему персоналу выбирать наилучший режим работы в зависимости от конкретных условий. Для центробежных нагнетателей с электроприводом также можно пользоваться приведёнными газодинамическими характеристиками, но только для какого-то вполне определённого значения ( n / n0 ) пр, так как электропривод не имеет регулируемую частоту вращения. Наличие надёжных приведённых характеристик с использованием соотношений ( ) позволяет относительно легко определять мощность ГПА в эксплуатационных условиях. Пример. Определить степень сжатия по нагнетателю, коэффициент полезного действия ( пол ), производительность и мощность на муфте нагнетателя типа при следующих исходных данных: частота вращения n = 4500 об/мин., начальное абсолютное давление сжатия P н = 5,0 МПа, конечное абсолютное давление 6,1 МПа, температура газа на входе, T = 288,2 К, газовая постоянная R = 510 Дж/кг К. Решение. Определение рабочих параметров нагнетателя при заданных исходных данных можно осуществить в такой последовательности: 1. Определяется относительная плотность газа по воздуху где R в и г в P zrвt zr T P г 65 R R в г 287 0,56, 510 R г соответственно, газовая постоянная воздуха ( R в ) и газа ( R г ), определяемые как отношения универсальной газовой постоянной (R = 8314 Дж/кг К) к мольной массе газа. 2. В зависимости от среднего давления процесса сжатия и начальной температуры газа при найденной относительной плотности газа по воздуху по номограмме (рис. 1.1) определяется коэффициент сжимаемости газа, z = 0,9. 3. По уравнению состояния реального газа ( Pv zrt ) определяется его плотность на входе в нагнетатель 6 Pн в =37,8 кг/м 3. zrt 0, ,2 4. Определяется степень сжатия по нагнетателю Pк 6,1 1,22. Pн 5,0 5. Определяется приведённая относительная частота вращения вала нагнетателя n n zпрrпрtпр , ,96. n0 n0 zrt , ,2 6
66 6. С использованием приведённой характеристики нагнетателя (рис. 1.36) при найденных значениях = 1,22 и приведённой частоте вращения вала нагнетателя ( n / n = 0,96 определяется приведённая объёмная производительность: 0 ) пр. Q пр. = 480 м 3 мин. 7. Приведённая относительная внутренняя мощность, потребляемая Q пр. = 480 м 3 / мин по характе- нагнетателем и его политропический КПД при ристике рис составят: N i = 260 квт/(кг/м 3 ); пол. = 0,82. н пр 8. Фактическая производительность нагнетателя составит: n 4500 Q Qпр м 3 /мин. n Объёмный, или «коммерческий» расход, приведённый к стандартным условиям, определяется соотношением Q к G Q вх ,8 36,3 млн нм 3 /сут. 6 0, воз. = 1,206 0,56 = 0,675 кг/м Внутренняя мощность, потребляемая нагнетателем 3 N 4500 вх. i n Ni 37,8 260 = 8098 квт. н n Мощность на муфте привода нагнетателя Nс Ni N мех. = = 8198 квт, где N мех. механические потери мощности в системе ГПА, принимаемые в расчётах для этого типа агрегатов на уровне 100 квт [2]. 3 66
67 2 ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ С ГАЗОТУРБИННЫМ ПРИВОДОМ 2.1. Организация эксплуатации цехов с газотурбинным приводом Под понятием «техническая эксплуатация ГПА» понимается выполнение комплекса технических и организационных мероприятий, обеспечивающих эффективное использование и длительное поддержание на высоком техническом уровне состояния газоперекачивающего и вспомогательного оборудования компрессорных станций. Это значит, что план транспорта газа при эксплуатации газоперекачивающего оборудования необходимо выполнить с минимальными расходами топливного газа и смазочного масла, отсутствием вынужденных и аварийных остановок ГПА и обеспечением номинальной загрузки агрегатов. Высокий уровень эксплуатации ГПА достигается прежде всего выполнением следующих основных положений: — точным и неукоснительным знанием и выполнением эксплуатационным персоналом КС инструкций заводов-изготовителей, «Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов» и других нормативных документов, действующих в системе ОАО «Газпром»; — соблюдением и выполнением установленных сроков проведения планово-предупредительных ремонтов (ППР) основного и вспомогательного оборудования, а также своевременным выполнением профилактических остановок компрессорных цехов; — организацией работ по повышению надёжности и эффективности работы газоперекачивающего и вспомогательного оборудования, а при необходимости и выполнения работ по реконструкции и техническому перевооружению компрессорной станции; — создание условий для безопасной и безаварийной работы обслуживающего персонала. Для обеспечения качественного уровня эксплуатации ГПА необходим постоянный и надёжный контроль за его работоспособностью как функционирования ГПА в целом, так и отдельных его элементов в соответствии с техническими условиями на всех режимах работы. Контроль проводится эксплуатационным персоналом по показателям, объём и точность измерений которых должны быть достаточными для обоснованного вывода о соответствии фактических показателей агрегата нормативным. В соответствии с этим эксплуатационный (дежурный) пер- 67
68 сонал КС обязан поддерживать заданный оптимальный режим работы ГПА, осуществлять контроль и периодическую регистрацию эксплуатационных параметров, анализировать их отклонение от нормальных величин, принимать меры по предупреждению опасных режимов работы. Организация эксплуатации осуществляется целым рядом эксплуатационных служб, входящих в состав линейных управлений. Среди них основными являются службы: — газокомпрессорная, обеспечивающая организацию эксплуатации механической части основного технологического оборудования и трубных обвязок КС, а также всего вспомогательного оборудования, участвующего в транспорте газа; — энерговодоснабжения, обеспечивающая эксплуатацию электротехнического оборудования КС, а также систем: тепловодоснабжения и промышленной канализации; — контрольно-измерительных приборов и АСУ, обеспечивающая эксплуатацию средств автоматизации основного и вспомогательного оборудования КС и телемеханики. Производственные задачи, права и обязанности инженерно-технических работников этих служб определяются положениями и должностными инструкциями. Непосредственное управление и контроль за режимом работы КС осуществляется сменным персоналом и центральной диспетчерской службой (ЦДС) объединения. Для обеспечения нормальной эксплуатации должны быть обязательно выполнены следующие условия: — к эксплуатации ГПА должен допускаться только персонал, прошедший специальное обучение, сдавший экзамен и получивший разрешение на самостоятельную работу; — эксплуатационный персонал должен быть обеспечен необходимой технической документацией: инструкциями заводов-изготовителей, проектноисполнительной документацией, соответствующими инструкциями по обслуживанию оборудования КС, в которые своевременно должны вноситься изменения и дополнения; — эксплуатационный персонал должен быть обеспечен необходимыми оборотными средствами и запасными частями и приспособлениями (ЗИП) для поддержания оборудования в соответствии с техническими условиями (ТУ) заводов-изготовителей [2]. 68
69 2.2. Схемы и принцип работы газотурбинных установок Термин турбина происходит от латинского слова turbineus вихреобразный, или turbo волчок. Турбина и есть двигатель, в котором механическая работа на валу силовой турбины получается за счёт преобразования кинетической энергии газовой струи, которая, в свою очередь, получается в результате преобразования потенциальной энергии энергии сгоревшего топлива, подведённого к камере сгорания, в поток воздуха. В основе современных представлений о превращении теплоты в работу в двигателях внутреннего сгорания лежат два важнейших положения термодинамики: во-первых, невозможность создания вечного двигателя первого рода, т. е. такого двигателя, который без затраты какой-либо энергии может производить механическую работу (следствие первого начала термодинамики) и, во-вторых, невозможность создания вечного двигателя второго рода, в котором бы теплота полностью превращалась в работу (следствие второго начала термодинамики). Поэтому непременным условием создания любого теплового двигателя является наличие материальной среды рабочего тела и, по меньшей мере, двух тепловых источников: источника высокой температуры (нагреватель), от которого получают теплоту для преобразования части её в работу, и источника низкой температуры, которому отдаётся часть неиспользованной в двигателе теплоты. Следовательно, каждый двигатель внутреннего сгорания должен состоять из нагревателя, расширительной машины, холодильника и компрессорной машины. Так как процесс превращения теплоты в работу происходит непрерывно, то необходимо непрерывно, наряду с расширением, осуществлять процесс сжатия рабочего тела, причём при таких условиях, чтобы работа сжатия была естественно меньше работы расширения. Получаемая полезная работа определяется как разность работ расширения и сжатия рабочего тела. Характерной особенностью осуществления круговых процессов в газотурбинных двигателях является то, что все основные процессы цикла сжатие, подвод теплоты, расширение непрерывно осуществляются в различных элементах двигателя (компрессор, камера сгорания, газовая турбина), расположенных последовательно по ходу рабочего тела. В зависимости от способов подвода теплоты к рабочему телу, организации процессов сжатия и расширения рабочего тела газотурбинные установки могут быть выполнены по различным схемам (рис. 2.1). ГТУ простейшего цик- 69
70 ла в механическом отношении могут быть выполнены как одновальные (рис. 2.1, а), так и двухвальные (рис. 2.1, б). В одновальных установках все элементы газоперекачивающего агрегата (ГПА) осевой компрессор, газовая турбина и нагнетатель находятся на одном валу, что естественно приводит к тому, что при работе все они имеют одну и ту же частоту вращения. Различный закон изменения характеристик газопровода и одновальной ГТУ приводит к тому, что при снижении частоты вращения, одновальная ГТУ быстрее теряет мощность, чем снижается мощность, потребляемая нагнетателем. Это приводит к тому, что одновальная ГТУ будет обеспечивать режим работы нагнетателя только в ограниченном диапазоне изменения частоты вращения. При ухудшении КПД нагнетателя или элементов ГТУ осуществить оптимальную работу ГПА с приводом от одновальной ГТУ без перепуска и дросселирования газа или без существенного повышения температуры газа перед ТВД будет уже трудно. Все это привело к тому, что в настоящее время одновальные ГТУ для перекачки газа на газопроводах не используются. В установках с разрезным валом, или с независимой силовой турбиной, где вал полезной мощности выделен от турбокомпрессора, нет такой однозначной связи и нагнетатель может практически иметь любую частоту вращения, ему необходимую. Следовательно, у двухвальной ГТУ каждому режиму работы системы ГТУ нагнетатель, т. е. требованию N / N0 = idem, соответствует ряд значений n / n0 по компрессору в границах изменения температуры наружного воздуха (при заданной температуре газов перед турбиной) или наоборот. При постоянной частоте вращения вала осевого компрессора и переменной частоте вращения силового вала, температура перед газовой турбиной высокого давления может практически оставаться постоянной в достаточно широком диапазоне изменения частоты вращения вала силовой турбины. Это значит, что полезная мощность ГТУ будет изменяться пропорционально изменению КПД силовой турбины. Кроме того, двухвальные ГТУ имеют несколько лучшие экономические характеристики не только на частичных нагрузках, но и на расчетной, когда одновальная установка, имея некоторый запас по мощности, на номинальной нагрузке будет обеспечивать режим работы нагнетателя ниже расчетного. Благодаря этим особенностям, двухвальные установки с регенерацией (2.1в) и без регенерации (2.1б) теплоты отходящих газов и получили широкое распространение на газопроводах. 70
71 Рис (а, б) простейшие схемы ГТУ открытого типа; (в) ГТУ с регенерацией теплоты отходящих газов; (г) ГТУ простого цикла с двумя компрессорами; (д) ГТУ с промежуточным подводом теплоты при сжатии и промежуточным отводом теплоты при расширении с регенерацией теплоты: К осевой компрессор; КС камера сгорания; Р регенератор, ТВД турбина высокого давления; ТНД турбина низкого давления; ТСД турбина среднего давления; Н нагнетатель; ПО рекуператор (промежуточный холодильник) Рабочий процесс установки с регенерацией теплоты отходящих газов осуществляется следующим образом: атмосферный воздух после прохождения системы фильтров (на схеме они не показаны) и сжатия в осевом компрессоре (К) поступает в воздухоподогреватель (регенератор) (Р), где за счёт использования теплоты отходящих из турбины газов его температура повышается на С. После регенератора сжатый воздух поступает в камеру сгорания (КС), куда одновременно извне подводится топливный газ. В результате сжигания топлива температура образовавшихся продуктов сгорания перед газовой турбиной высокого давления (ТВД) доводится до величины, обусловленной жаростойкостью дисков и лопаток турбины. После расширения в газовой тур- 71
72 бине продукты сгорания проходят регенератор, в котором они частично охлаждаются, отдавая часть теплоты воздуху, идущему из осевого компрессора в камеру сгорания, и затем через дымовую трубу выбрасываются в атмосферу. Сверху, на рисунке 2.1в показаны процессы, характеризующие образование цикла ГТУ в координатах P v и T S. На этих графиках процесс 1-2 характеризует сжатие в осевом компрессоре; 2-3 процесс подвода теплоты в регенераторе и камере сгорания; 3-4 процесс расширения рабочего тела в газовой турбине; 4-1 процесс выхлопа рабочего тела в атмосферу. Здесь же приведён цикл ГТУ и в координатах T S. Линиями 1-2 и 3-4 отмечены соответственно реальные процессы сжатия и расширения рабочего тела в цикле, штриховыми 1-2 и процессы сжатия и расширения в идеальном цикле ГТУ. Коэффициент полезного действия установок с регенерацией теплоты отходящих газов при существующих параметрах цикла может достигать величины 32-35%, что во всех случаях при тех же параметрах цикла на 4-5% больше, чем в установках без регенерации теплоты отходящих газов. В настоящее время около тысячи агрегатов, в основном мощностью 6 и 10 МВт, эксплуатируются в ОАО «Газпром» с пластинчатыми регенераторами теплоты (рис. 2.2). Однако необходимо отметить, что эти пластинчатые регенераторы имеют ряд конструктивных и технологических недоработок, которые после нескольких десятков пусков и остановок ГТУ начинают сказываться на потере герметичности регенератора. В результате регенератор теряет свои показатели, падает степень регенерации, а следовательно и ухудшаются характеристики ГТУ. В настоящий момент на смену им приходят трубчатые и термопластинчатые регенераторы. Регенераторы экономически эффективно устанавливать на компрессорных станциях, где загрузка по времени работы составляет не менее 80%. Чисто конструктивно такие ГТУ имеют низкую степень сжатия за осевым компрессором и вследствие этого получается значительная разница температуры воздуха за осевым компрессором и температуры отработанных газов, что обеспечивает высокий коэффициент регенерации теплоты в ГТУ. Тем не менее, регенерация теплоты отходящих газов с использованием герметичных регенераторов (в частности, трубчатых) остаётся одним из наиболее доступных и термодинамически эффективных способов повышения экономичности ГТУ в эксплуатационных условиях, когда одним из главных направлений по дальнейшему совершенствованию газотранспортной системы страны является разработка и использование ресурсоэнергосберегающих технологий при транспорте природных газов. 72
73 Рис Воздухоподогреватель (регенератор) пластинчатого типа: 1 теплообменные поверхности; 2 рёбра; 3 коллектор; 4 опора О целесообразности использования регенеративных ГТУ на КС свидетельствует и тот факт, что в последние годы отмечены случаи перевода ряда эксплуатируемых безрегенеративных установок типов ГТК-10И и ГТК-25И на работу по регенеративному циклу с использованием для этого регенераторов трубчатого типа (рис. 2.3). Вопрос о целесообразности применения регенеративных ГТУ на газопроводах должен решаться на основе термодинамических и основанных на них технико-экономических расчётах с учётом накопленного опыта эксплуатации установок подобного типа и для каждой конкретной станции индивидуально, исходя из цены на энергоносители. На рис. 2.1г приведена схема ГТУ простого цикла с двумя осевыми компрессорами без промежуточного охлаждения воздуха между ними и независимой силовой турбиной для привода нагнетателя. Установки подобных схем, 73
74 созданные по типу авиационных ГТУ, позволяют получить в цикле высокую степень сжатия (до 18-25) и обеспечить оптимальную работу компрессоров на пусковых и переменных режимах. Высокая степень сжатия при относительно высоких температурах продуктов сгорания перед турбиной, позволяет получить в таких установках КПД на уровне 33-35% и выше. Компактность таких установок достигается размещением обоих компрессоров, камер сгорания и газовых турбин в одном корпусе. Привод компрессоров низкого и высокого давления осуществляется соответственно от турбины среднего и высокого давления, используя схему «вал в валу». Рис Воздухоподогреватель (регенератор) трубчатого типа: 1 трубчатый пучок; 2 трубная доска; 3 разделительная трубная доска; 4 камера продуктов сгорания; 5 коллектор; 6 опора 74
Источник