Компрессорные станции магистральных газопроводов

Министерство  образования и науки Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение 
высшего профессионального образования

«РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА»

 

Московский вечерний факультет

 

РЕФЕРАТ

по дисциплине:

«Основы нефтегазопромыслового  дела»

 

на тему:

« Компрессорные станции магистральных газопроводов »

 

 

 

 

Выполнил:

студент ЗН-11-1

Коротыгин Д.А.

Проверил:

доц. Лежнев М.А.

 

 

 

 

 

Москва – 2012

 

ВВЕДЕНИЕ

Развитие трубопроводного  транспорта в России тесно связано  с историей развития нефтяной промышленности. Трубопроводный транспорт в нашей стране получил интенсивное развитие во второй половине 20 столетия. По темпам роста грузооборота трубопроводы намного опередили другие виды транспорта. Доля их в общем объеме перевозок быстро росла и достигла почти трети общего грузооборота страны

 Преимущества трубопроводного транспорта:

• дальность перекачки, высокая ритмичность, практически бесперебойная работа в течение всего года с различной пропускной способностью и минимальными потерями;
• возможность перекачки нефти и нефтепродуктов с вязкостью в довольно широких пределах;
• возможность работы в различных климатических условиях;
• возможность прокладки трубопроводов на большие расстояния и в любых регионах;
• высокий уровень механизации строительно-монтажных работ при строительстве трубопроводов;
• возможность внедрения автоматизированных систем управления всеми основными технологическими процессами.

Именно эти преимущества позволяют с развитием сети трубопроводного транспорта стабильно снижать стоимость транспортирования нефти, нефтепродуктов и газа и послужили развитию трубопроводного транспорта.

Развитию сети трубопроводного  транспорта послужило освоение новых  месторождений и обстоятельства, связанные с удаленностью месторождений  от мест переработки и потребления  нефти и газа. Выросли не только объемы перекачек, но и длина трубопроводов, их диаметр, мощность и рабочее давление перекачивающего оборудования и деталей трубопроводов. В настоящее время почти вся добываемая нефть и природный газ транспортируются по магистральным трубопроводам, а так же большая часть продуктов их нефтепереработки.

 

Развитие газовой и  ряда смежных отраслей промышленности сегодня в значительной степени  зависит от дальнейшего совершенствования  эксплуатации и обслуживания систем трубопроводного транспорта природных  газов из отдаленных и порой слабо  освоенных регионов в промышленные и центральные районы страны.

 

Оптимальный режим эксплуатации магистральных газопроводов заключается прежде всего в максимальном использовании их пропускной способности при минимальных энергозатратах на компремирование и транспортировку газа по газопроводу. В значительной степени этот режим определяется работой компрессорных станций (КС), устанавливаемых по трассе газопровода, как правило, через каждые 100-150 км. Длина участков газопровода между КС рассчитывается, с одной стороны, исходя из величины падения давления газа на данном участке трассы, а с другой - исходя из привязки станции к населенным пунктам, источникам водоснабжения, электроэнергии и т.п.

 

Оптимальный режим работы компрессорных станций в значительной степени зависит от типа и числа  газоперекачивающих агрегатов (ГПА), установленных  на станции, их энергетических показателей  и технологических режимов работы.

 

Основными типами ГПА на КС в настоящее время являются: агрегаты с приводом от газотурбинных  установок (ГТУ), электроприводные агрегаты и поршневые газомотокомпрессоры. Особенности работы газотурбинного привода в наилучшей степени, среди отмеченных типов ГПА, отвечают требованиям эксплуатации газотранспортных систем: высокая единичная мощность (от 6 до 25 МВт), небольшая относительная масса, блочно-комплектная конструкция, высокий уровень автоматизации и надежности, автономность привода и работа его на перекачиваемом газе. Именно поэтому этот вид привода получил наибольшее распространение на газопроводах (свыше 85% общей установленной на КС мощности агрегатов). Остальное приходится на электрический и поршневой виды привода. Именно поэтому в настоящей работе автор, исходя из опыта своей практики, основное внимание уделил рассмотрению особенностей использования на КС газотурбинного вида привода.

 

В связи с непрерывным  ростом стоимости энергоресурсов в  стране, увеличением себестоимости  транспорта газа, невозобновляемостью его природных ресурсов, важнейшими направлениями работ в области трубопроводного транспорта газов следует считать разработки, направленные на снижение и экономию энергозатрат.

 

Решение этой важнейшей для  отрасли задачи возможно как за счет внедрения газоперекачивающих агрегатов  нового поколения с КПД 34-36% взамен устаревших и выработавших свой моторесурс, так и за счет повышения эффективности эксплуатации установленных на КС различных типов ГПА. Повышение эффективности эксплуатации газоперекачивающих агрегатов неразрывно связно с обеспечением необходимой энергосберегающей технологии транспорта газа, диагностированием установленного энергомеханического оборудования ГПА, выбором оптимальных режимов его работы, дальнейшим ростом общей технической культуры эксплуатации газопроводных систем в целом.

 

Мощная и разветвленная  сеть магистральных газопроводов с  тысячами установленных на них газоперекачивающих агрегатов, многие из которых уже  выработали свой моторесурс, обязывают эксплуатационный персонал компрессорных цехов и производственных предприятий по обслуживанию газопроводов детально знать технику и технологию транспорта газов, изучать опыт эксплуатации и на основе этого обеспечить прежде всего работоспособность и эффективность эксплуатации установленного энергомеханического оборудования КС.

 

НАЗНАЧЕНИЕ  И ОПИСАНИЕ КС

 

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 путем повышения давления через  определенные 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, где одновременно схематично показаны изменения давления и температуры газа между компрессорными станциями.    

 

 

 

Рис. 1. 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.

 

 

 

Рис. 2. Принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции

 

 

На рис. 2 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.

 

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 газомото-компрессорами. На ГКС предъявляются повышенные требования к качеству подготовки технологического газа.

 

Линейные компрессорные  станции устанавливаются на магистральных  газопроводах, как правило, через 100-150 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 = 5,5 МПа и = 7,5 МПа.

 

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 ( = 1,2; 0,6; 0,3 МПа) перед подачей его в сети газового хозяйства.

 

                            

 

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ КС

 

 

Технологическая обвязка  компрессорного цеха предназначена  для:

 

• - приема 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 трехступенчатом 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 расчетными проектными давлениями газа на входе и выходе компрессорной станции.

 

На рис. 3 представлена принципиальная схема КС с параллельной обвязкой ГПА для применения полнонапорных нагнетателей. По этой схеме, газ из магистрального газопровода с условным диаметром 1220 мм (Ду 1200) через охранный кран № 19 поступает на узел подключения КС к магистральному газопроводу. Кран № 19 предназначен для автоматического отключения магистрального газопровода от КС в случае возникновения каких-либо аварийных ситуаций на узле подключения, в технологической обвязке компрессорной станции или обвязке ГПА.