1.4. Оборудование компрессорных станций

На магистральных газопроводах сооружают компрессорные станции (КС), предназначенные для повышения давления газа до величин, определя­емых прочностью труб и оборудования. Применяют два вида КС, имеющих разные технологические схемы: КС, оборудованные газомоторными порш­невыми компрессорами (ГМК); КС, оборудованные центробежными нагне­тателями с приводом от газотурбинных установок (ГТУ) или электродвига­телей. На сегодняшний день общая установленная мощность КС в нашей стране составляет около 42 млн. кВт [2, 8, 11, 12, 35, 37, 46, 48, 55, 56, 66, 70, 76, 89, 90, 98, 99].

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

В настоящее время в системе КС магистральных газопроводов поршне­вые ГИЛ заменяются на центробежные ГИЛ с авиационным приводом раз­личных отечественных производителей/,

Общая установленная мощность поршневых ГИЛ составляет около 1 млн. кВт, причем 80 % падает на долю ГМК типов 101'К и 10ГК11Л.

По технологической схеме КС, оборудованной ГМК (рис. 1.38), газ, по­ступая из газопровода /, проходит очистку в пылеуловителях 2 и направляет­ся в коллектор 3, откуда поступает на ГМК 6. Сжатый газ направляется в на­гнетательный коллектор 5, а затем при необходимости в оросительный хо­лодильник 7 или на осушку 8. После этого газ поступает на одоризацию 9 и на замерный участок 10 и далее в магистральный газопровод. Для улавли­вания масла установлены маслоуловители 4. В данной схеме все ГMK под­ключены параллельно, и при необходимости каждый из них может быть вы­веден в резерв.

Основным приводом П 1Л 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 1400 мм: 6,3, 10, 16, 25 тыс. кВт (табл. 1.10).

В состав газотурбинной установки входят: турбодетандер 1, редуктор 2, воздушный компрессор 3, блок камер сгорания 4, турбины высокого 5 и низкого 6 давлений (рис. 1.39). Турбодетандер является пусковым двига­телем установки, работающим на природном газе. Расчетная продолжи­тельность пуска агрегата из холодного состояния - 15 мин. Турбодетандер 1 через редуктор 2 запускает в работу воздушный компрессор 3. Лтмосферный воздух засасывается компрессором и сжимается в нем до рабоче­го давления.

Далее сжатый воздух направляется в блок камер сгорания 4, где он нагре­вается за счет сжигания природного газа. Продукты сгорания направляются в газовую турбину (сначала высокого, а затем низкого давления), где они расширяются. Процесс расширения сопровождается падением давления и температуры, но увеличением скорости потока газа, используемого для вра­щения ротора турбины. Отработавший газ через выхлопной патрубок выхо­дит в окружающую среду.

С начала 1970-х годов на отечественных магистральных газопроводах в качестве привода центробежных нагнетателей начали применять авиацион­ные двигатели, отработавшие свой полётный ресурс.

Одним из недостатков газотурбинных приводов является относительно невысокий к.п.д. до 30 %, а также высокое потребление газа на собственные нужды в качестве топлива.

Создаются новые типы ГПА, отвечающие условиям надёжного и эконо­мичного транспорта газа. На КС газопроводов также используют агрега­ты импортного производства.

Центробежные нагнетатели предназначены для комиримирования при­родного газа. Они дают возможность работать при параллельном и последо­вательном соединениях. Конструкция их позволяет легко заменять роторы с рабочими колесами различных диаметров.

Технологическая схема КС с центробежными нагнетателями (рис. 1.40) работает по Принципу двухступенчатого сжатия. Газ из магистрального газо­провода через кран № 7 поступает в пылеуловители для очистки от механических примесей. Затем, пройдя маслоуловитель, направляется в приемный коллектор. В обвязке нагнетателя предусмотрены краны для отключения на­гнетателей № 1 и 2, для перепуска газа с выхода на вход нагнетателя при за­пуске и остановке —№ 3 бис, для заполнения малого контура — № 4, для продувки контура —№5. После сжатия газ поступает через обратные клапа­ны № 6 и 8 в магистральный газопровод. Кран № 6а — кран автоматического управления большого контура.

Центробежные компрессоры устанавливают на плите основания, на кото­рой расположены насосы уплотняющего масла, дренажные ловушки и шит контрольно-измерительных приборов (КИП). Корпус компрессора пред­ставляет собой стальную отливку. Торцовая крышка и входной воздухо­сборник съемные, что обеспечивает доступ к проточной части и ротору. Проточная часть состоит из направляющего аппарата первой ступени, рабо­чих колес, диафрагмы, направляющего аппарата второй ступени. Ротор в сборе включает следующие детали: рабочие колеса первой и второй сту­пеней, кольцо упорного подшипника, разгрузочный поршень, зубчатую пе­редачу вспомогательного привода и вал рабочего колеса.

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.

11а рис. 1.41 представлен общий вид здания цеха ГТУ и территория КС Компрессорные станции магистральных газопроводов делятся на го­ловные (ГКС) и промежуточные.

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

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

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

На рис. 1.42 представлен общий вид КС в блочном исполнении.

Необходимость охлаждения газа диктуется следующими соображени­ями. При компримировании газа возникает тепло, которое сохраняется в газовом потоке, так как теплоотдача в окружающую среду незначитель­ная. Вследствие этого ухудшается режим работы КС, увеличивается расход мощности и расход газа на собственные нужды. Кроме того, увеличение температуры может привести к размягчению изоляции и нарушению ее це­лостности. Количество тепла, подводимое к потоку транспортируемого газа при компримировании, зависит от пропускной способности КС, температуры газа на входе, степени сжатия, показателя адиабаты и политропичес­кого к. п. д. нагнетателя. Это количество тепла эквивалентно рабочей мощ­ности ГИЛ на КС.

При охлаждении газа водой используют следующие теплообменные аппа­раты: кожухотрубчагые, оросительные и типа "труба в трубе". Кроме тепло­обменников, они включают: устройства для охлаждения воды, коммуника­ции, насос, коллектор газа, приборы контроля и управления. При охлаждении воздухом применяют аппараты воздушною охлаждения различных типов.

На рис. 1.43 представлен общий вид аппаратов воздушного охлаждения на КС.

Технологическая схема КС зависит от выбранного типа оборудования, числа параллельно работающих групп, производительности газопровода. Она включает в себя газопроводы технологического, топливного, пусково­го, импульсного и бытового газов. Коммуникации технологического газа обеспечивают транспортировку газа в пределах КС. В них входят установки для очистки газа от пыли, холодильники для его охлаждения, маслоуловите­ли и маслосборники.