Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций
..pdfлинии и сооружения технологической связи, средства телеме ханики, противопожарные средства, противоэрозионные и защит ные сооружения, емкости для сбора, хранения и разгазирования газового конденсата;
здания и сооружения; постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные
вдоль трассы газопроводов, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения газопроводов.
При прохождении газа по трубопроводу возникает трение по тока о стенку трубы, что вызывает потерю давления. Поэтому транспортировать природный газ в достаточном количестве и на большие расстояния только за счет естественного пластового дав ления нельзя. Для этой цели необходимо строить компрессорные станции, которые устанавливают на трассе газопровода через каждые 80—120 км.
Объекты КС, как правило, проектируют в блочно-комплект ном исполнении. В большинстве случаев КС оборудуют центро бежными нагнетателями с приводом от газотурбинных установок илиэлектродвигателей. В настоящее время газотурбинным приводом оснащено более 80 %всех КС, а электроприводом — около 20 %.
К линейным сооружениям относят: собственно магистраль ный трубопровод; линейные запорные устройства; узлы очистки газопровода; переходы через искусственные и естественные пре пятствия; станции противокоррозионной защиты; дренажные уст ройства; линии технологической связи; отводы от магистрального газопровода для подачи части транспортируемого газа потребите лям и сооружения линейной эксплуатационной службы (АЭС).
Расстояние между линейными запорными устройствами (кра нами) должно быть не более 30 км. Управление линейными крана ми следует предусматривать дистанционным из помещения опе раторной компрессорной станции, а также ручным по месту. Линейную запорную арматуру необходимо оснащать автомати ческими механизмами аварийного перекрытия.
При параллельной прокладке двух и более магистральных га зопроводов в одном технологическом коридоре предусматривают соединение их перемычками с запорной арматурой. Перемычки следует размещать на расстоянии не менее 40 км и не более 60 км друг от друга у линейных кранов, а также до и после компрессор ных станций.
162
Для сглаживания неравномерности потребления газа крупны ми населенными пунктами сооружают станции подземного хране ния газа (СПХГ). Для закачки газа в подземное газохранилище СПХГ оборудуют собственной компрессорной станцией.
Вспомогательные линейные сооружения магистрального газо провода принципиально не отличаются от сооружений магист рального нефтепровода. К ним относят линии связи, вдольтрассовые дороги, вертолетные площадки, площадки аварийного запаса труб, усадьбы линейных ремонтеров и т. д.
В зависимости от конкретных условий эксплуатации состав сооружений магистрального газопровода может изменяться. Так, на газопроводах небольшой протяженности может не быть проме жуточных КС. Если в добываемом газе отсутствует сероводород или углекислый газ, то необходимость в установках по очистке газа от них отпадает. Станции подземного хранения газа сооружа ют не всегда.
Перед подачей в магистральные газопроводы газ необходимо подготовить к транспорту на головных сооружениях, которые рас полагают около газовых месторождений. Подготовка газа заклю чается в очистке его от механических примесей, осушке от газово го конденсата и влаги, а также удалении, при их наличии, побоч ных продуктов: сероводорода, углекислоты и т. д.
При падении пластового давления около газовых месторожде ний строят так называемые дожимные компрессорные станции, где давление газа перед подачей его на КС магистрального газо провода поднимают до уровня 5,5 — 7,5 МПа. На магистральном га зопроводе около крупных потребителей газа сооружают газорасп ределительные станции для газоснабжения потребителей.
На газопроводах в качестве энергопривода КС используют газотурбинные установки, электродвигатели и газомотокомпрессоры — комбинированные агрегаты, в которых привод поршнево го компрессора осуществляется от коленчатого вала двигателя внутреннего сгорания.
Вид привода компрессорных станций и их мощность в основ ном определяются пропускной способностью газопровода. Для станций подземного хранения газа, где требуются большие степе ни сжатия и малые расходы, используются газомотокомпрессоры, а также газотурбинные агрегаты, которые могут обеспечивать за данные степени сжатия. Для газопроводов с большой пропускной
163
способностью наиболее эффективное применение находят цент робежные нагнетатели с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей.
Режим работы современного газопровода, несмотря на нали чие станций подземного хранения газа, являющихся накопителя ми природного газа, характеризуется неравномерностью подачи газа в течение года. В зимнее время газопроводы работают в режи ме максимального обеспечения транспорта газа. В случае увеличе ния расходов пополнение системы обеспечивается за счет отбора газа из подземного хранилища. В летнее время, когда потребление снижается, загрузка газопроводов обеспечивается за счет закачки газа на станцию подземного хранения.
Оборудование и обвязка компрессорных станций приспособ лены к переменному режиму работы газопровода. Количество газа, перекачиваемого через КС, можно регулировать включени ем и отключением числа работающих газоперекачивающих агре гатов (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 к меньшему расходу топ ливного газа на нужды перекачки и, как следствие, к увеличению подачи товарного газа по газопроводу. Регулирование пропускной способности газопровода отключением работы отдельных КС при расчетной производительности газопровода обычно не практику ется из-за перерасхода энергозатрат на компримирование газа при такой схеме работы. И только в тех случаях, когда подача газа по газопроводу заметно снижается сравнительно с плановой (ле том) , отдельные КС могут быть временно остановлены.
Переменный режим работы компрессорной станции приво дит к снижению загрузки газоперекачивающих агрегатов и, как следствие, к перерасходу топливного газа из-за отклонения от оп тимального КПД ГПА.
Наибольшее влияние на режим работы КС и отдельных ГПА оказывают сезонные изменения производительности газопрово да. Обычно максимум подачи газа приходится на декабрь —январь, а минимум — на летние месяцы года.
Пропускную способность (млн. м3/сут в пересчете на стандарт ные условия при 293,15 К и 0,1013 МПа) однониточного участка га зопровода для всех режимов течения газа вычисляют (без учета
164
рельефа трассы газопровода) по формуле (3.1)
Q = 105r087D2 5 |
(3-1) |
|
где D — внутренний диаметр газопровода, м;
рн и рк — давление газа соответственно в начале и конце участка газопровода, МПа;
А— коэффициент гидравлического сопротивления; А — относительная плотность газа по воздуху;
Тср — средняя температура по длине газопровода, К;
Zcp — средний по длине газопровода коэффициент сжимаемо сти газа;
L — длина участка газопровода, км.
Затраты мощности КС (кВт) можно определить по формуле (3.2)
где N{ — внутренняя мощность нагнетателя, определяемая по при веденным характеристикам нагнетателей;
0,95 — коэффициент, учитывающий допуски и техническое состояние нагнетателя;
цм — механический коэффициент полезного действия нагне тателя и редуктора (если имеется); для газотурбинных ГПА лежит в пределах 0,985 — 0,995, для электроприводных ГПА можно принимать равным 0,96.
При отсутствии приведенных характеристик нагнетателя допускается приближенное расчетное определение внутренней мощности нагнетателя (кВт) по формуле
(3.3)
где е = ■Р ,на1' — степень повышения давления в нагнетателе;
Р в е
Лпол — политропический КПД нагнетателя, при отсут ствии данных принимаемый равным 0,80.
Ок — производительность центробежного нагнетателя, млн. м3/сут (при 293,15 К и 0,1013 МПа),
ZBс, Твс — коэффициент сжимаемости и температура (К) газа на входе в нагнетатель.
165
6- 2 - 1 6 4
Расчеты показывают, что для прокачки газа с производи тельностью Ок = 90 млн. нм3/сут на участке трубопровода диа метром 1400 мм, L = 100 км необходимо затратить мощность около 55 МВт.
Для повышения эффективности работы газопровода и прежде всего для снижения мощности на транспортировку газа необходи мо 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 гидравли ческого сопротивления во внутренней полости трубопровода. Со здание высокоэффективных очистных устройств позволяет ста бильно поддерживать производительность газопровода на проект ном уровне, снижать энергозатраты на транспорт газа примерно на 10— 15 %.
Для экономии энергоресурсов, в частности для уменьшения затрат мощности КС при перекачке газа, а также с целью увеличе ния пропускной способности газопровода всегда выгодно поддер живать максимальное давление газа в трубопроводе.
3.2. КЛАССИФИКАЦИЯ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ. НАЗНАЧЕНИЕ, СОСТАВ СООРУЖЕНИЙ И ГЕНЕРАЛЬНЫЕ ПЛАНЫ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ
Компрессорные станции на магистральных газопроводах со оружают с целью достижения проектной или плановой произво дительности повышением давления транспортируемого газа, при этом осуществляют следующие основные технологические про цессы: очистку газа от жидких и твердых примесей; компримиро вание газа; охлаждение газа.
На КС газопроводов транспортируемый газ компримируют до давления, обеспечивающего его подачу от источников газа до газораспределительных станций потребителей. Основными парамет рами, контролируемыми на КС, являются количество транспорти руемого газа, его давление и температура на входе и выходе.
166
По технологическому принципу КС делят на головные (ГКС), размещаемые обычно в непосредственной близости от месторож дений газа, и на промежуточные, располагаемые по трассе газо провода, в соответствии с его гидравлическим расчетом, на пло щадках, выбранных в процессе изысканий.
На ГКС газ не только компримируют, но и подготавливают для транспорта. Для обеспечения требований, предъявляемых к транспортируемому газу, на головных станциях газопровода производят сепарацию, осушку, очистку, удаление сероводорода и углекислоты, охлаждение и замер количества газа. На промежу точных КС обязательно производится очистка газа от механиче ских примесей и, при необходимости, охлаждение газа.
По типу применяемых на них газоперекачивающих агрегатов (ГПА) КС разделяют на:
станции, оборудованные поршневыми компрессорами с газо моторным приводом (газомотокомпрессорами);
станции, оборудованные центробежными нагнетателями с га зотурбинным приводом;
станции, оборудованные центробежными нагнетателями с приводом от электродвигателей.
Комплекс компрессорной станции включает, как правило, следующие объекты, системы и сооружения:
один или несколько компрессорных цехов; узлы пуска и приема очистных устройств;
систему сбора, удаления и обезвреживания твердых и жидких примесей, извлеченных из транспортируемого газа;
систему электроснабжения; систему производственно-хозяйственного и пожарного водо
снабжения; систему теплоснабжения и утилизации теплоты;
систему канализации и очистные сооружения; систему молниезащиты; систему ЭХЗ объектов КС; систему связи; диспетчерский пункт (ДП) КС;
административно-хозяйственные помещения; склады для хра нения материалов, реагентов и оборудования; оборудование
исредства технического обслуживания и ремонта линейной части
иКС; вспомогательные объекты.
167
Компрессорный цех включает в себя группу ГПА, установлен ных в общем или индивидуальных зданиях (укрытиях), и следую щие системы, установки и сооружения, обеспечивающие его фун кционирование:
узел подключения к магистральному газопроводу; технологические коммуникации с запорной арматурой; установку очистки газа; установки воздушного охлаждения газа; станцию охлаждения газа (СОГ);
системы топливного, пускового и импульсного газа; систему охлаждения смазочного масла; электрические устройства цеха; систему автоматического управления и КИП;
вспомогательные системы и устройства (маслоснабжения, по жаротушения, отопления, контроля загазованности, пожарной и охранной сигнализации, автоматического пожаротушения, вен тиляции и кондиционирования воздуха, канализации, сжатого воздуха и др.).
Эффективность, надежность и безопасность оборудования КС обеспечивают с помощью технической диагностики состояния оборудования; поддержания оборудования и коммуникаций в ис правном состоянии; модернизации или реновации морально или физически устаревшего оборудования.
Оборудование компрессорной станции должно иметь техно логическую станционную нумерацию, нанесенную несмываемой краской или другим способом.
Основными задачами персонала, осуществляющего эксплуа тацию, техобслуживание и ремонт оборудования, систем и соору жений КС, являются:
осуществление заданного режима компримирования газа; обеспечение надежности, эффективности, экономичности
и безопасности оборудования и систем КС; обеспечение исправного состояния производственных зда
ний, сооружений, территории; поддержание технического состояния оборудования на осно
ве системы ремонтно-технического обслуживания; защита окружающей среды и эксплуатационного персонала
от опасных и вредных производственных факторов; организация и проведение работ по реконструкции, техниче-
168
скому перевооружению, модернизации основного и вспомога тельного оборудования.
Производственные объекты, оборудование и коммуникации КС эксплуатируются службами (участками):
газокомпрессорной — основное и вспомогательное техноло гическое оборудование, системы и сооружения компрессорного цеха;
энерговодоснабжения — электротехнические устройства КС, системы тепло- и водоснабжения, промышленной канализации;
контрольно-измерительных приборов и автоматизации — средства автоматизации основного и вспомогательного оборудо вания КС.
В обязанности газотранспортного Предприятия входит обес печение ведомственного контроля за организацией эксплуатации КС, в том числе:
контроль за организацией эксплуатации; контроль за соблюдением ПТЭ, ПТБ, ППБ и инструкций по эк
сплуатации; периодический контроль за состоянием и техническое освиде
тельствование оборудования, зданий и сооружений; контроль выполнения мероприятий, предусмотренных систе
мой технического обслуживания и ремонта; контроль выполнения нормативно-технических и организаци
онно-распорядительных документов; контроль за расследованием и учет нарушений ПТЭ и инст
рукций по эксплуатации; оценка достаточности предупредительных и профилактиче
ских мероприятий по повышению технического уровня эксплуа тации и предупреждению отказов в работе и производственного травматизма;
контроль и учет мероприятий по предупреждению аварий и готовности к их ликвидации;
ведение работы с заводами-изготовителями по претензиям; контроль за обеспечением государственных и региональных
требований по охране окружающей среды.
Бесперебойная работа КС обеспечивается согласованным функционированием всего комплекса сооружений, который по степени значимости может быть разделен на объекты основного и вспомогательного назначения.
169
6-3 -1 6 4
К основным объектам КС относят: площадки приема и пуска очистных устройств; установки очистки газа от механических примесей; компрессорный цех (КЦ); коллекторы газа высокого давления; узел охлаждения газа.
Объектами вспомогательного назначения являются: узел ре дуцирования давления пускового, топливного газа и газа для соб ственных нужд; электростанция для собственных нужд или транс форматорная подстанция при внешнем источнике энергоснабже ния; котельная или установка утилизации тепла уходящих газов; склад горюче-смазочных материалов; ремонтно-эксплуатацион ный блок; служебно-эксплуатационный блок; служба связи; объекты водоснабжения, канализации и очистные сооружения.
КС располагают, как правило, вблизи населенных пунктов (за границами их перспективного развития) с соблюдением противо пожарных и санитарных разрывов, которые зависят от диаметра газопровода, давления газа в нем и метода его прокладки и регла ментированы СНиП 2. 05. 06 — 85*.
Под строительство КС отводят участки земель, непригодные для жилого строительства и для использования в сельском хозяй стве. При определении размера участков под комплекс сооруже ний КС следует учитывать перспективы его развития. Площадки КС должны быть ориентированы по розе ветров таким образом, чтобы преобладающие ветры были направлены от компрессорно го цеха в сторону газовой обвязки или вдоль цеха. Как правило, КС располагают по одну сторону от магистрального газопровода.
Генеральный план КС (рис. 3.2) разрабатывают с учетом сле дующих основных положений: зонирование объектов КС в соот ветствии с их технологическим назначением; максимальное бло кирование объектов в целях сокращения территории и протяжен ности коммуникаций; соблюдение минимальных противопожар ных разрывов; обеспечение возможности подъезда автотран спорта к любому объекту; возможность расширения КС.
В высотном отношении положение площадки определяется рельефом местности, грунтовыми условиями и уровнем грунто вых вод. Для улучшения отвода поверхностных вод допускается сооружение насыпи высотой 0,5 —0,6 м, на участках с низкой не сущей способностью грунтов делают защитную подсыпку терри тории на высоту 0,6 —0,7 м. На косогорах площадку КС планируют в виде террас, располагая на них вытянутые (вдоль горизонталей)
170