Компрессорные станции магистральных газопроводов

 

 

 

Рис. 3. 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.

 

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 приведет к серьезной  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 ее отключения (закрыты краны № 7 и 8; открыты свечи № 17 и 18).

 

На узле подключения КС установлены камеры приема и запуска  очистного устройства магистрального газопровода. Эти камеры необходимы для запуска и приема очистного  устройства, которое проходит по газопроводу  и очищает его от механических примесей, влаги, конденсата. Очистное устройство представляет собой поршень  со щетками или скребками, который  движется до следующей КС в потоке газа, за счет разности давлений - до и  после поршня.

 

На магистральном газопроводе, после КС, установлен и охранный кран № 21, назначение которого такое  же, как и охранного крана № 19.

 

При эксплуатации КС может  возникнуть ситуация, когда давление на выходе станции может приблизиться к максимальному разрешенному 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 заводом-изготовителем степени сжатия нагнетателя последовательно за краном № 6А врезается ручной кран № 6Д.

 

Рассмотренная схема технологической  обвязки КС позволяет осуществлять только параллельную работу нескольких работающих ГПА. При таких схемах КС применяются агрегаты с полнонапорными нагнетателями со степенью сжатия 1,45-1,5.

 

На рис. 4 представлена схема с последовательной обвязкой ГПА, которая реализуется для работы КС с неполнонапорными нагнетателями.

 

 

 

Рис. 4. Принципиальная технологическая схема КС с последовательной обвязкой ГПА

 

 

Эта схема позволяет осуществлять как параллельную работу одного, двух, трех ГПА, так и параллельную работу группы агрегатов, состоящей из двух или трех последовательно работающих ГПА. Для этой цели используются так  называемые "режимные" краны (№ 41-9), при изменении положения которых  можно осуществить любую необходимую  схему работы ГПА.

 

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, соединенный с входным трубопроводом перед пылеуловителями, позволяющий выводить на "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.

 

 

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:

 

 

Уральский турбомоторный завод (УЗТМ), г. Екатеринбург

 

ГТ-6-750	с ЦБН Н-300-1,23	КПД = 24%	N = 6 МВт	140 шт.
ГТН-6	с ЦБН Н-300-1,23	КПД = 24%	N = 6,3 МВт	83 шт.
ГТК-16	с ЦБН Н-800-1,25	КПД  = 25%	N = 16 MBт	60 шт.
ГТН-25-1	с ЦБН 2 Н-25-76-1,35	КПД = 31%	N = 25 МВт	48 шт.

   

Невский завод  им. Ленина (НЗЛ), г.Санкт-Петербург

 

ГТК-5	с ЦБН 26-12-1	КПД = 26%	N = 4,4 MBT	19 шт.
ГТ-700-5	с ЦБН 280-12-4	КПД = 24%	N = 4,2 МВт	28 шт.
ГТ-750-6	с ЦБН 370-14-1	КПД = 27%	N = 6 МВт	99 шт.
ГТ-750-6	с ЦБН 370-17-1	КПД = 27%	N = 6 МВт	5 шт.
ГТК-10-2	с ЦБН 520-12-1	КПД = 28%	N = 10 МВт	229 шт.
ГТК-10-4	с ЦБН 370-18-1	КПД = 29%	N = 10 МВт	791 шт.
ГТНР-10	с ЦБН 520-12-1	КПД = 28%	N = 10 МВт	1 шт.
ГТК-16	с ЦБН Н-800-1,25	КПД = 25%	N = 16 МВт	3 шт.
ГТН-25	с ЦБН 650-21-2	КПД = 28%	N = 25 МВт	100 шт.

 

Первый Бриенский завод (Чехия), г.Брно

 

Аврора с ЦБН 370-14-1, КПД = 28%,	N = 6 МВт, 1989 г. выпуска
Аврора с ЦБН 370-17-1 М, КПД = 28%,	N = 6 МВт, 1982 г. выпуска
Дон-1 с ЦБН 370-14-1, КПД = 29,5%,	N = 6 МВт, 1987 г. выпуска
Дон-2 с ЦБН 370-14-1, КПД = 30,5%	N = 6,5 МВт, 1991 г. выпуска
Дон-3 с ЦБН 370-14-1, КПД = 30,5%,	N = 5 МВт, 1995 г. выпуска

 

На конец 1995 г. на 245 компрессорных станциях промыслов, магистральных газопроводов и подземных хранилищ газа РАО "Газпром" эксплуатировалось 673 компрессорных цеха, где было установлено свыше 4 тыс. газоперекачивающих агрегатов общей мощностью около 40 млн. кВт

 

Показатели  перспективных газотурбинных установок  нового поколения 

 

Марка ГПА	Марка двигателя	Тип двигателя	Мощность, МВт	КПД	Температ. перед турбиной, °С	Степень сжатия в цикле
ГПА-2,5	ГТГ-2,5	Судовой	2,5	0,27	939	13,0
ГПУ-6	ДТ-71	Судовой	6,3	0,305	1022	13,4
ГПА-Ц-6,3А	Д-336	Авиа	6,3	0,30	1007	15,9
ГТН-6У	ГТН-6У	Промышл.	6,3	0,305	920	12,0
ГПА-Ц-6,3Б	НК-14СТ	Авиа	8,0	0,30	1047	10,5
ГПУ-10А	ДН-70	Судовой	10,0	0,35	1120	17,0
ГПА-12 "Урал"	ПС-90	Авиа	12,0	0,34	1080	15,8
ГПА-Ц-16С	ДГ-90	Судовой	16,0	0,34	1065	18,8
ГПА-Ц-16Л	АЛ-31СТ	Авиа	16,0	0,337	1167	18,1
ГПА-Ц-16А	НК-38СТ	Авиа	16,0	0,368	1183	25,9
ГТНР-16	-	Промышл.	16,0	0,33	940	7,0
ГТН-25-1	-	Промышл.	25,0	0,31	1090	13,0
ГПА-Ц-25	НК-36СТ	Авиа	25,0	0,345	1147	23,1
ГПУ-25	ДН-80	Судовой	25,0	0,35	1220	21,8