Компрессорные станции (КС). Подбор газоперекачивающего оборудования для КС.

На магистральных газопроводах сооружают компрессорные станции (КС), предназначенные для повышения давления газа до величин, определяемых прочностью труб и оборудования. Такие КС называют промежуточными. Компрессорные станции являются составной частью магистральных газопроводов, по которым осуществляется транспортировка природного газа от промыслов к потребителям. Они предназначены для увеличения производительности газопроводов, что достигается путём повышения давления газа на выходе из станции за счёт его сжатия. Кроме того, осуществляется очистка и охлаждение газа, так как при сжатии он нагревается. Применяют два вида КС, имеющих разные технологические схемы: КС, оборудованные газомоторными поршневыми компрессорами (ГМК); КС, оборудованные центробежными нагнетателями с приводом от газотурбинных установок (ГТУ) или электродвигателей. На сегодняшний день общая установленная мощность КС в нашей стране составляет около 42млн. кВт.

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

В настоящее время на КС магистральных газопроводов поршневые ГПА заменяются центробежными ГПА с авиационным приводом различных отечественных производителей.

Основными производственными задачами КС заключаются в обеспечении надёжной, экономичной и бесперебойной работы турбокомпрессорного, теплоэлектросилового, технологического и вспомогательного оборудования в заданном технологическом режиме транспорта газа.

Когда компрессорная станция не работает, газ транспортируется только по газопроводу, минуя КС, тогда запорная арматура на входе и выходе станции закрывается (кр.7, 8), а открывается проходной кран (кр. 20).Максимальное давление газа на входе в КС составляет 50кгс/см², а на выходе – 75кгс/см². Температура газа на выходе не должна превышать 70º C. В настоящее время, для более эффективного транспорта газа температура на входе КС 10-20º C, на выходе КС 35-40º C, после АВО 25-30º C. В зависимости от мощности и числа газоперекачивающих агрегатов КС способна перекачивать от 50 до 150млн. м³ газа в сутки.

Технологическая схема КС зависит от выбранного типа оборудования, числа параллельно работающих групп, производительности газопровода. Она включает в себя газопроводы технологического, топливного, пускового, импульсного и бытового газов. Транспортируемый в пределах КС природный газ называется технологическим, импульсный, пусковой и топливный газ используется для собственных нужд станции.

В них входят установки для очистки газа от пыли, холодильники для его охлаждения, маслоуловители и маслосборники. Общая установочная мощность поршневых ГПА составляет около 1млн. кВт, причём 80% ГМК составляют 10ГК и 10ГКНА. На рис. 11.приведена технологическая схема КС, оборудованная ГМК.

Рис.11. Технологическая схема КС, оборудованная ГМК

Газ, поступая из газопровода 1, проходит очистку в пылеуловителях 2 и направляется в коллектор 3, откуда поступает на ГМК 6. Сжатый газ направляется в нагнетательный коллектор 5, а затем при необходимости в оросительный холодильник 7 или на осушку 8. После этого газ поступает на одоризацию 9 и замерный участок 10 и далее в магистральный газопровод. Для улавливания масла установлены маслоуловители 4. В данной схеме все ГМК подключены параллельно, и при необходимости каждый из них может быть выведен в резерв.

Основным приводом ГПА в нашей стране являются газотурбинные установки, мощность которых составляет около 85% от общей мощности КС. В результате технико-экономических обоснований принят следующий ряд мощностей, обеспечивающих оптимальные параметры компрессорных станций в диапазоне диаметров от 700 до 1400мм: 6, 3; 10; 16; 25 тыс. кВт.

В настоящее время ведётся монтаж на КС «Вавожская» ГПА «Ладога-32», который будет использован при сооружении МГ «Бованенково – Ухта».

На КС газопроводов используются агрегаты и импортного производства. На ОАО «Люлька-Сатурн» было образовано совместное предприятие с фирмой «Нуово-Пиньоне» (Италия) по созданию ГПА PGT-21S с двигателем АЛ-31СТ. ОАО «Невский завод» (г.Санкт-Петербург) тесно сотрудничает с концерном Сименс АГ по производству агрегата мощностью 25МВт на базе турбин GT-10. А НПО «Искра» совместно с фирмой «Мицубиси Хэви Индастриз» с 2002 года ведёт разработку документации центробежных компрессоров. Также в ГПА серии «Урал» применяются центробежные нагнетатели (ЦБН) и СПЧ фирм «Термодин» (Франция), «Борзиг» (Германия) и ОАО «СНПО им.М.В.Фрунзе» (Украина).

Одно из перспективных направлений – создание и освоение в серийное производство «сухих» (безмасляных) компрессоров с «сухими» газодинамическими уплотнениями и магнитными подвесами ротора.

В качестве привода центробежных нагнетателей используются и электродвигатели, например, АЗ-4500-1500, СТМ-4000-2, СТД-4000-2, СДСЗ-4500-1500, которые подключаются к нагнетателям через повышающий редуктор. Мощность применяемых электродвигателей составляет около 12% от общей мощности КС.

Компрессорные станции магистральных газопроводов делятся на головные (ГКС) и промежуточные (линейные) (КС).

Объекты КС условно можно разбить на две группы: для технологических и подсобно-вспомогательных операций.

К первой группе относятся узлы: очистки газа от механических примесей и жидкости; компримирования газа; охлаждения газа.

Ко второй группе относят: узел редуцирования давления пускового и топливного газов и газа на собственные нужды; трансформаторную подстанцию или электростанцию для собственных нужд; котельную; установку утилизации тепла; склад горюче-смазочных материалов (ГСМ); ремонтно-эксплуатационный блок (РЭБ); службу связи; служебно-эксплуатационный блок (СЭБ); объекты водоснабжения; очистные сооружения и канализация.

В комплекс КС входят: котельные, общестанционные системы водоснабжения и канализации с насосными станциями, электростанции собственных нужд или трансформаторные подстанции, узлы дальней и внутренней связи, автотранспортные парки, механические мастерские, различные административно-хозяйственные сооружения. Кроме того, в состав КС входит химическая лаборатория для периодического анализа масла, воды и, если необходимо, других рабочих веществ, систематически проверяет загазованность объектов и плотность транспортируемого газа. Головные КС оснащаются сооружениями и оборудованием для осушки, очистки от вредных примесей.

На рис.12представлен общий вид КС в блочном исполнении

Рис. 12. КС в блочном исполнении ГПУ-16

ХАРАКТЕРИСТИКА КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ

Промежуточная (или линейная) компрессорная станция предназначена для обеспечения расчётной пропускной способности магистральных газопро­водов за счёт повышения давления газа на выходе компрессорной станции с помощью различных типов газоперекачивающих агрегатов.

Компрессорная станция состоит из одного или нескольких компрес­сорных цехов, в которых осуществляется основной технологический процесс, а также вспомогательных систем и служб.

К вспомогательным относятся:

- система связи;

- система энерговодоснабжения и электростанция собственных нужд;

- система хранения, подготовки и раздачи горюче- смазочных ма­териалов;

- система теплоснабжения;

- склады для хранения материалов и оборудования;

- автогараж;

- административно-хозяйственные и служебно-эксплуатационные помещения;

- система электрохимзащиты объектов компрессорной станции. Основным технологическим объектом компрессорной станции являет­ся компрессорный цех с газоперекачивающими агрегатами, установленными
в общем или индивидуальных зданиях. На компрессорной станции может быть несколько компрессорных цехов с различными типами газоперекачи­вающих агрегатов. Обычно число компрессорных цехов на компрессорной станции соответствует числу ниток магистрального газопровода, подходящих к компрессорной станции. После прокладки первой нитки газопровода компрессорная станция имеет один компрессорный цех. При развитии газо­провода, в результате прокладки новых ниток, а также кольцевании и пересе­чении с другими газопроводами на компрессорных станциях строятся новые компрессорные цеха. Таким образом, компрессорную станцию магистральных газопроводов следует рассматривать как объект, постоянно изменяющийся в процессе эксплуатации: одноцеховая компрессорная станция со временем может стать многоцеховой или подвергнуться реконструкции при замене газоперекачивающих агрегатов или другого оборудования. В зависимости от требуемой пропускной способности магистральных газопро­водов выбирается тип и мощность газоперекачивающих агрегатов. В одном компрессорном цехе может быть установлено от 3 до 14 газоперекачиваю­щих агрегатов.

В компрессорных цехах осуществляются следующие основные техно­логические процессы:

- очистка транспортируемого газа от механических и жидких при­месей;

- сжатие газа в центробежных нагнетателях;

- охлаждение газа после сжатия в охладительных устройствах;

- измерение и контроль технологических параметров;

- управление режимом работы газопровода путём изменения коли­чества работающих газоперекачивающих агрегатов и режимного состоя­ния самих газоперекачиваемых агрегатов.

В состав компрессорных цехов входят следующие основные устройст­ва и сооружения:

- узел подключения компрессорного цеха к нитке магистрального газопровода с запорной арматурой и установкой для запуска и приёма очистного поршня;

- технологические газовые коммуникации с запорной арматурой;

- установка очистки технологического газа;

- газоперекачивающие агрегаты;

- установка охлаждения газа после его компримирования;

- системы топливного, пускового, импульсного газа и газа собст­венных нужд;

- система автоматического управления газоперекачивающих агре­гатов и компрессорных цехов;

- система маслоснабжения компрессорных цехов и газоперекачи­вающих агрегатов;

- система пожаротушения и вентиляции.

На компрессорных станциях используют одноступенчатые (с пол­нонапорными нагнетателями) и двухступенчатые (с неполнонапорными нагнетателями) схемы компримирования газа. На дожимных компрессор­ных станциях встречаются схемы с трёхступенчатым сжатием.

Ранее заводами конструировались и выпускались в основном цен­тробежные нагнетатели в одноступенчатом исполнении со степенью сжа­тия 1, 22- 1, 24. Неполнонапорные нагнетатели устанавливались на ком­прессорных станциях с газоперекачивающими агрегатами с газотурбин­ным приводом или электроприводом.

Необходимую степень сжатия равную 1, 45 получают последова­тельным включением двух неполнонапорных центробежных нагнетате­лей, которые образуют группу. Группа газоперекачивающих агрегатов со­стоит из двух нагнетателей типов " 370" и " 280", Н- 300, соединённых по­следовательно по газу с помощью крановой технологической обвязки. Расчётная степень сжатия обеспечивается за вторым по ходу газа нагнета­телем.

К газоперекачивающим агрегатам с неполнонапорными нагнетате­лями относятся:

- ГТ-700-5НЗЛсН-280-12-4;

- ГТ- 750- 6 НЗЛ с Н- 370- 14- 1 или Н 370- 17-1;

- ГТ- 6- 750 ТМЗ с Н- 300- 1, 23;

- ГТК-5 с Н-260-13-2;

- ГПУ- 10 с Н- 370- 18-1.

В качестве энергопривода компрессорных станций эксплуатируются:

- газомотокомпрессоры с приводом от поршневых двигателей внутреннего сгорания, работающих на газе;

- электродвигатели с центробежными нагнетателями;

- газотурбинные установки различных схем и конструкций с цен­тробежными нагнетателями.

Газотурбинный привод распределяется по мощности следующим обра­зом: стационарные газотурбинные установки- 69, 3%; газотурбинные уста­новки авиационного типа- 23, 9%; судовые газотурбинные установки- 6, 8%. Вид привода определяется в основном пропускной способностью магист­рального газопровода. Для магистрального газопровода небольшой пропуск­ной способности на компрессорной станции целесообразно использовать поршневые газомотокомпрессоры. Для магистральных газопроводов с про­пускной способностью более 20- 30 млн. м³ /сут наиболее эффективны цен­тробежные нагнетатели с приводом от газотурбинных установок или элек­тродвигателя.

Газомотокомпрессора - тихоходные машины с числом оборотов 300- 350 об/мин. Имеют высокий КПД привода (35- 40%), возможность по­лучения большой степени сжатия, возможность работы поршневого компрес­сора при широком диапазоне компримирующего газа. Недостатки газомото-компрессоров: малые агрегатная мощность (от 220 до 5515 кВт) и подача га­за, сложность конструкции, большая металлоёмкость, относительно неболь­шой моторесурс.

Наиболее перспективная область применения газомотокомпрессоров -подземные хранилища газа и станции низкотемпературной сепарации (для извлечения жидких углеводородов).

Схемы компрессорных станций с газомотокомпрессорами имеют сле­дующие особенности:

- в компрессорах многоступенчатого сжатия газ после каждой сту­пени охлаждается, очищается от масла и конденсата, то есть после каждой ступени устанавливается маслоотделитель с продувочной ёмкостью, хо­лодильник, сепаратор высокого давления;

- после компрессора устанавливаются вспомогательные ёмкости ресиверы газосборники. Поршневые компрессоры нагнетают газ порция­ми, образуя пульсирующие потоки газа с переменным давлением. Это
снижает подачу, повышает расход мощности, по причине вибрации раз­рушает фундаменты компрессоров и трубопроводы, может явиться при­чиной аварии. Ресиверы или газосборники устанавливают для выравнива­ния давления газа после поршневого компрессора на пути газа в магистральный газопровод.

Выбор между газотурбинными установками и электроприводом цен­тробежных нагнетателей определяется территориальным расположением компрессорной станции. Обычно компрессорные станции с электропривод­ными газоперекачивающими агрегатами строятся на газопроводах, проходя­щих через районы с развитой электроэнергетикой, имеющие резервы элек­троэнергии. По своей надёжности и другим эксплуатационным качествам

электроприводные газоперекачивающие агрегаты, несмотря на зависимость их от внешних источников питания, существенно превосходят другие типы газоперекачивающих агрегатов. Тем более, что при использовании электро­привода экономятся топливо - энергетические ресурсы. Дальнейшее развитие электроприводные газоперекачивающие агрегаты получат при широком ис­пользовании электродвигателей с регулируемой частотой оборотов.

Если рядом находится мощная электростанция, питание компрессор­ной станции с электроприводом может, осуществляется от электростанции при помощи кабельных линий на генератором напряжении (6- 10 кВ).

К основным преимуществам электроприводных газоперекачивающих агрегатов можно отнести большой моторесурс, простоту автоматизации и управления, повышенную культуру эксплуатации и экологической безопас­ности. Упрощаются условия автоматизации управления технологическими процессами компрессорной станции, сокращается численность персонала, улучшаются условия труда рабочих (меньше шум, вибрация, запылённость воздуха газом или парами масла). Они также характеризуются пониженной пожароопасносью, независимостью мощности привода от времени года и времени эксплуатации.

К недостаткам можно отнести необходимость относительно дешёвой электроэнергии в районе компрессорной станции, слабую приспособленность к переменным режимам работы из- за постоянной частоты оборотов. При строительстве линий электропередач и других систем энергоустройетва не­обходимы большие капитальные затраты.

Наибольшее применение нашли газоперекачивающие агрегаты с газо­турбинным приводом, поскольку источникам энергии для него служит пере­качиваемый газ. Газовые турбины имеют следующие положительные качест­ва: относительно высокий КПД, большую мощность в единичном газопере­качивающем агрегате.

Широко распространены стационарные газотурбинные установки с ре­генерацией и без регенерации теплоты отходящих газов, конвертированные авиационные и судовые установки, комбинированные газотурбинные уста­новки из авиационного двигателя, выполняющего роль газогенератора и ста­ционарной силовой турбины. По сравнению с газомотокомпрессорами газо­турбинные установки имеют более простую конструкцию, большую единич­ную мощность, полностью уравновешены, хорошо поддаются автоматиза­ции, имеют малый удельный вес на единицу мощности и относительно не­большие габаритные размеры.

Основные недостатки: умеренная экономичность и заметное влияние переменного режима работы на КПД газотурбинной установки, а, следова­тельно, и на расход газа на нужды компрессорной станции. По сравнению с электроприводными газотурбинные установки - это автономный вид приво­да, так как в качестве топлива используется газ, который перекачивают.

Применение авиационных газотурбинных двигателей позволяет соз­дать мобильные, блочные (и современные стационарные газотурбинные ус-

тановки - блочного типа) газоперекачивающие агрегаты без сооружения гро­моздких и дорогих помещений для компрессорных станций.

Сегодня для обновления парка газоперекачивающих агрегатов и ново­го строительства, газовая промышленность может использовать оборудова­ние из разных источников:

- новое поколение газовых турбин, создаваемых на базе конверси­онного потенциала России и СНГ;

- продукцию совместного производства отечественных и зарубеж­ных фирм;

- продукцию ведущих зарубежных фирм.

Технические особенности новых газоперекачивающих агрегатов по­зволяют обеспечить современный уровень основных эксплуатационных по­казателей и включают в себя:

- приспособленность конструкции к перевооружению эксплуати­руемых агрегатов с минимальными затратами в разных вариантах (замена привода, установка на существующие фундаменты в эксплуатируемых цехах или индивидуальных зданиях, замена блочно- контейнерного газопе­рекачивающего агрегата на существующей площадке и другие);

- блочно - комплектность и заводскую готовность;

- экономичность газотурбинных установок на уровне 31- 37% (в зависимости от единичной мощности);

- унификацию приводов и газовых компрессоров, обеспечивающих их использование в различных комбинациях, а также унификацию с агре­гатами для электростанций;

- автономность газоперекачивающих агрегатов по электроснабже­нию на рабочем режиме;

- надёжность на уровне, обеспечивающем оптимальную и эконо­мичную программу технического обслуживания;

- улучшенные экологические характеристики;

- возможность дальнейшей эволюции конструкции в течении всего срока серийного производства.

Сейчас газоперекачивающие агрегаты нового поколения доводятся до состояния массовой товарной продукции и будут производиться не менее 15 лет. Причём в процессе серийного производства все основные характери­стики - экономичность, надёжность, экологические показатели - должны по­степенно улучшаться.

За последнее время работы по реконструкции охватили 1, 95 млн. кВт компрессорных станций.

- Основные технологические и технические принципы реконструкции компрессорных станций предусматривают: укрупнение единичных мощно­стей агрегатов, приоритет требований экологии и безопасности труда, пере­вод на полнонапорную (параллельную) технологическую схему включения нагнетателей газа, максимальное использование существующего вспомога­тельного оборудования, сокращение резерва, использование типовых проек­тов. Применяются следующие варианты реконструкций: модернизация газотурбинных установок (перевод на регенера­
тивный цикл, поузловая реновация, продление ресурса и другое);

- замена газоперекачивающих агрегатов в общем или индивиду­альном здании в модификациях: замена привода с сохранением существующего центробежного нагнетателя газа; замена привода с использованием новой проточной части центробежного нагнетателя газа в его старом корпусе, возможно, с увеличением мощности; замена газоперекачивающе­го агрегата;

- замена двигателя в существующем контейнере;

- замен контейнерного газоперекачивающего агрегата на сущест­вующей фундаментной площадке, возможно, с увеличением мощности;

- строительство нового цеха.

Дальнейшее развитие газотурбинных технологий требует улучшения потребительских качеств агрегатов. Поскольку в России потребности в газо­турбинных установках будут сосредоточены не только в транспорте газа, же­лательна универсальность конструкций для разных направлений использова­ния: дожимные компрессорные станции, станции охлаждения, сайклинг -процесс, морские платформы, заводы сжижения газа, малые месторождения (компримирование и электроэнергетика), электростанции.