книги / Нефтегазовое дело. Полный курс

12.7.П РИ ВО ДЫ Ц Е Н ТРО БЕЖ Н Ы Х НАГНЕТАТЕЛЕЙ

Привод — это устройство, обеспечиваю щ ее вращ ение вала рабочего колеса. В качестве привода насосов использую тся преим ущ е­ ственно асинхронны е и синхронные электродвигатели (ЭД) высокого напряжения. Это обусловлено надеж ностью ЭД и простотой их обслу­ живания.

При отсутствии внеш него энергоснабж ения, а такж е при часты х изменениях реж им ов перекачки в качестве привода целесообразно ис­ пользовать газотурбинный двигатель.

Э лектродвигатели характери зую тся видом их механической харак ­ теристики: зависимостью угловой скорости вращ ения от вращ аю щ его момента двигателя.

Синхронные двигатели имеют ж есткую м еханическую характерис­ тику. Угловая скорость их ротора постоянна.

Асинхронные двигатели имеют менее ж есткую характеристику. При увеличении вращ аю щ его момента этого двигателя угловая скорость

шенным расходом требуется меньш ий напор, чем определяем ы й рабо­ чей точкой М. то это достигается сниж ением числа оборотов ротора и смещением рабочей точки в новое полож ение М.. Если не использовать регулируемый привод, то напор MjM. необходимо дросселировать.

Двигатели асинхронные серии АТД монтирую т в одном помещении с насосами, поскольку они изготовляю тся во взры вобезопасном испол­

нении. В их корпусе п оддерж и вается избы точное давление воздуха, исклю чаю щ ее проникновение паров нефти. П ри мощ ности двигателя более 5 МВт используется зам кнуты й цикл вентиляции

Двигатели синхронные серии СТД обладаю т лучш ими показателя­ ми устойчивости при падении н апряж ен ия в сети. Их применение бо­ лее эф ф ективно, хотя они дороже. П ри нагрузках 0,5— 0,7 от номиналь­ ной КПД двигателей этой серии значительно сниж ается.

В условиях постоянно изм еняю щ ейся загрузки трубопроводных си­ стем целесообразно использовать регулируем ы е приводы насосных аг­ регатов. В этом случае работа насоса подстраивается к изменяю щ имся нагрузкам .

Регулированию поддаю тся ЭД как постоянного тока, так и перемен­ ного тока. Д вигатели постоянного тока регулирую тся введением реос­ тата в цепь ротора. Д вигатели переменного тока — изменением часто­ ты питаю щ его тока. Технически это осущ ествляется с помощью тирис­ торны х преобразователей частоты .

Одна из причин медленного ввода и сдачи в эксплуатацию МН — отставание строительства линий электропередач и НПС. Выходом из этого полож ения м ож ет быть использование газотурбинного привода с регулируем ы м и оборотами. В качестве силового привода насосов и ком­ прессоров МТ получили распростран ен ие газотурбинны е двигатели (ГТД) с силовой турбиной.

В качестве силового привода газоперекачиваю щ их агрегатов широ­ ко использую тся ГТД авиационного типа и судового типа. ГТД авиаци­ онного типа характери зую тся компактностью и высокой надежностью. Они допускаю т д л я питания применение газообразного и жидкого топ­ лива. И х удельная масса не превы ш ает 8,5 к г / кВт.

Насосные и компрессорные установки на базе ГТД мобильны и лег­ ки в монтаже. П ри газотурбинном приводе с силовой турбиной можно медленно сниж ать частоту вращ ения ротора (нагнетателя) при останов­ ке и постепенно увеличивать обороты при пуске МН. П ри этом снижа­ ется величина гидравлического удара, облегчается работа торцовых уплотнений, повы ш ается надеж н ость всей системы . Газотурбинные насосные установки ш ироко использую тся в И ране, И раке и на шельфе Северного моря.

На неф тепроводе в А лж ире использую тся автом атизированны е на­ сосные агрегаты на базе газовой турбины и высокооборотного насоса (7200 об/мин). Газотурбинны е насосные установки использовались на неф тепроводе Тенгиз-Н овороссийск. Их ресурс до первого ремонта мо­ ж ет доходить до 30 тыс. ч, а общий срок служ бы — до 100 тыс. ч. КПД

при регенерации (утилизации тепла вы хлопны х газов) м ож ет достигать 36%. Тепло вы хлопны х газов можно использовать для подогрева пере­ качиваемой нефти.

При использовании газотурбинного привода хим ическая энергия топлива непосредственно переходит в механическую работу на валу двигателя (до 80 % электроэнергии в мире вы рабаты вается на тепло­ вых станциях, КПД которых не вы ш е 40 %).

Больш инство газоперекачиваю щ их агрегатов (ГПА) имеет в кач е ­ стве привода ГТУ с разрезны м валом, выполненным по термодинами­ ческой схеме, вклю чаю щ ей в себя:

•входное устройство (ВУ);

•осевой компрессор (ОК);

• кам еру сгорания (КСГ);

•турбину высокого давления (ТВД);

•силовую турбину низкого давления (ТНД);

• выходной д и ф ф узор (ВД);

• центробеж ный нагнетатель природного газа (ЦН).

Воздух забирается из воздухозаборной кам еры в осевой компрес­

сор. В ОК воздух сж им ается и н аправляется в теплообменный аппарат. Сжатый и подогреты й воздух поступает в кам еру сгорания, где см е­ шивается с топливны м газом, которы й подается по отдельном у топ­ ливопроводу. После КСГ продукты сгорания, поступив в ТВД и ТНД, совершают м еханическую работу, затем по двум газоходам поступа­ ют в теплообменные аппараты . Роторы осевого компрессора и ЦН име­ ют разную частоту вращ ения.

О парам етрах турбинного привода можно судить на следую щ ем при­

мере. Газовая турбина G ES-2, вы пускаем ая компанией «Д ж енерал М о­ торе», имеет габариты 7,8 х 2,5 х 3,0 м, массу 23 т. М ощность этой турби ­ ны 5,6 МВт, КПД 31 %, число оборотов ротора 12 500 об/мин. В табл. 12.3 приводятся характеристики двух газоперекачиваю щ их агрегатов, вы ­ пускаемых в России.

Для агрегирования с газовой турбиной целесообразно использовать высокооборотный нагнетатель (до 6000 об./мин), обеспечиваю щ ий со­ здание необходимого напора. П араллельное соединение таки х нагнета­ телей обеспечивает ш ирокий диапазон объемов перекачки.

Промыш ленностью вы пускаю тся блоки газоперекачиваю щ их агре­ гатов с газотурбинным приводом. Турбонасосная установка имеет два отсека: двигательны й и насосный, отделенны х друг от друга герметич­ ной перегородкой.

Таблица 12.3. Технические характеристики ГПА с газотурбинным приводом

12.8. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ПЕРЕКАЧИВАЮ Щ ИХ СТАНЦИЙ

12.8.1* Н е ф те п е р е к а ч и в а ю щ и е стан ц и и

Технологическая схема (ТС) — это рисунок, представляю ­ щ ий принцип работы НПС в виде системы трубопроводов и оборудова­ ния с указанием направлений движ ения потоков. На технологической схеме изображ аю тся:

• система обвязки (соединение трубопроводов), отраж аю щ ая техно­ логическую схем у перекачки (рис. 12.18);

• схем а обвязки резерву арн ого п арка, подпорны х и основных на­ сосов;

• узлы учета неф ти и технологических зад ви ж ек (манифольды);

• узлы приема и ввода в трубопровод очистных и диагностических устройств;

•схемы разм ещ ения остального технологического оборудования (ре­ гуляторы давления, предохранительны е клапаны , ф ильтры , дре­ наж и т. д.)

Рис. 12.18. Технологическая схема промежуточной НПС:

1 — насосная; 2 — помещение с регулирующими клапанами; 3 — уст­ ройство приема-пуска очистных идиагностических средств; 4 —фильт­ ры-грязеуловители

Головные НПС предназначены для приема неф ти с промыслов и по­ дачи ее в нефтепровод. Они имею т резервуарны й парк, играю щ ий роль буферной емкости м еж ду промыслом и магистралью и роль аварийной емкости при аварии на м агистрали или промысле.

Н еф ть с промыслов поступает на головную НПС и проходит после­ довательно узел предохранительны х устройств, защ ищ аю щ ий обору­ дование и трубопроводы от повыш енных давлений, узел учета, изм е­ ряющий количество поступаю щ ей с промыслов нефти, и направляется в резервуарны й парк.

Из резервуарного парка неф ть отбирается насосами подпорной стан­ ции и подается с требуем ы м подпором на вход насосов основного насос­ ного цеха. М еж ду подпорным и основным насосными цехами неф ть про­ ходит ч ерез второй у зел учета. Э тот у зел предназначен д ля изм ерения количества неф ти, поступаю щ ей в магистраль. После насосного цеха нефть через узел регулирования давлен ия и кам еру пуска скребка на­ правляется в м агистральны й нефтепровод.

На промеж уточной НПС неф ть от узла подклю чения станции к м а­ гистрали движ ется на вход насосного цеха через площ адку ф ильтровгрязеуловителей и систем у сглаж ивания волн давления. После насос­ ного цеха неф ть вновь поступает в м агистраль через узел регуляторов давления и узел подклю чения.

У зел подклю чения к м агистрали представляет собой объединенные в одно целое кам еры приема и пуска скребка. Система сглаж ивания волн давления прим еняется на неф тепроводах диаметром 720 мм и выше для защ иты линейной части м агистралей и оборудования от гидравличес­ кого удара. С глаж ивание волн давления происходит за счет сброса час­ ти неф ти из приемного трубопровода промеж уточной НПС в безнапор­ ную емкость через специальны е клапаны .

И спользую тся три основные схемы соединения насосов и резервуа­ ров НПС м еж ду собой: из насоса в насос; постанционная; с подключени­ ем резервуаров (рис. 12.19).

Рис. 12.19. Основные технологические схемы перекачки нефти:

а — постанционная; б — через резервуар; в — с подключенным резер­ вуаром; г — из насоса в насос; 1 — резервуар; 2 — насосный цех

Первая схема перекачки исклю чает необходимость сооруж ения ре­ зервуарны х парков» пром еж уточны е технологические операции и свя­ занны е с ними потери нефти. Н едостатком этой схемы является жест­ кая гидравлическая связь участков МН. В частности, авари я на одном из участков приводит к остановке остальны х участков, связанны х дан­ ным реж им ом перекачки.

При использовании постанционной схемы перекачки неф ть прини­ мают поочередно в один из резервуаров, а закачку осущ ествляю т из другого резервуара. Здесь отдельны е участки МН не связаны жесткой гидравлической зависимостью , поэтому неф тепровод имеет большую степень надеж ности, кроме того, возмож ен порезервуарны й учет коли­ чества нефти. Н едостатком этой схемы явл яется вы сокая стоимость

сооруж ения и эксплуатации резервуарн ы х парков, а такж е потери не­ ф ти при «больших ды ханиях» резервуаров.

П ри использовании схемы перекачки с подклю чением резервуаров возм ож ны два варианта. В первом неф ть с преды дущ его участка по-

ступает в р езерву ар и закачи вается из этого ж е резервуара. Т акая схе­ ма делает соединение участков более мягким в гидравлическом отно­ шении. Во втором варианте основное количество неф ти прокачивается, минуя резервуар. При этом расходы неф ти на смеж ны х участках могут не совпадать, а разбаланс расходов ком пенсируется сбросом или под­ качкой неф ти в подклю ченный резервуар .

Обвязка резервуаров м ож ет быть выполнена в одно- и двухпровод­ ном вариантах. В первом случае каж ды й из резервуаров соединен с кол­ лектором отдельным трубопроводом через манифольдную (рис. 12.20).

Рис. 12.20. Схема однопроводной обвязки резервуаров

Обвязка насосов долж на обеспечить бесперебойную работу НПО при выводе в резерв любого из агрегатов. Основные насосы соединяю т пос­ ледовательно, подпорные — параллельно (рис. 12.21).

Рис. 12.21. Обвязка основных и подпорных насосов НПО:

ПН1, ПН2 — подпорные насосы; Н1—Н4 — основные насосы; КО — обратный клапан; С — коллектор

Подпорные насосы для обеспечения большой пропускной способно­ сти соединяю тся параллельно. Линию нагнетания и всасы вания к а ж ­

дого насоса разд ел яет обратный клапан, который пропускает жидкость только в одном направлении при неработаю щ ем насосе. П ри работаю­ щ ем насосе клапан закры т и з-за перепада давления, создаваемого на­ сосом.

О братны й клапан р азд ел яет линию всасы вания и нагнетания насо­ са . Он пропускает ж идкость только при неработаю щ ем насосе.

\ 1 А .2 . К о м п р е с с о р н ы е с те н ц н н

Компрессорные станции (КС) с центробеж ны м и нагнетате­ лям и достаточно р азн ооб разн ы по своим технологическим схемам. О бъясняется это ш ироким перечнем типоразм еров газоперекачиваю ­ щ их агрегатов (ГПА): агрегаты с полнонапорными или неполнонапор­ ными нагнетателям и, с электродвигателям и или с газотурбинными ус­ тановками (ГТУ). Однако эти схемы не имею т м еж ду собой сущ ествен­ ных различий и сводятся, по сути, к принципиальной технологической схеме КС, приведенной на рис. 12*22.

Рис. 12.22. Технологическая схема промежуточной КС с центробежными нагнетателями:

I — магистральный газопровод; 2 — кран; 3 — байпасная линия; 4 — пылеуловители; 5 — газоперекачивающий агрегат; 6 — продувные свечи; 7 — АВО газа; 8 — обратный клапан

Газ из магистрального газопровода (МГ) I через кран 2 поступает в блок пы леуловителей 4. После очистки от ж идких и тверды х примесей основная часть газа направляется в компрессорный цех для комприми-

рования газоперекачиваю щ ими агрегатами (ГПА) 5. Д ругая — м еньш ая часть газа отбирается на установку подготовки газа (УПГ): пускового, топливного и импульсного газа. После сж атия в компрессорном цехе газ подается на аппараты воздуш ного охлаж дения (АВО) 7 и через обрат­ ный клапан 8 вновь поступает в м агистральны й газопровод.

КС располагаю тся по трассе газопровода в соответствии с газодина­ мическими расчетам и при соблюдении необходимых нормативных р а з ­ рывов от границ КС до населенны х пунктов и предприятий. П ы леуло­ вители, ГПА и АВО являю тся основными объектам и компрессорной станции. Тип привода оп ред ел яет лиш ь м асш табы установки подго­ товки газа (УПГ). Когда на станции и сп ользуется электропривод, на УПГ отсутствую т устройства по подготовке топливного и пускового газа, В таком случае на УПГ подготавливается только импульсны й газ, используемый для перестановки кранов, и редуцируется газ д л я м ест­ ного потребления.

Все краны на площ адке КС д елятся на две группы. К первой группе относятся общ естанционные краны узлов подклю чения станции к м а­ гистральному газопроводу и краны пускового контура КС. Ко второй группе относятся краны обвязки нагнетателей.

Входной и выходной краны узла подклю чения КС к м агистрали яв ­ ляются охранными, нормальное их полож ение — открытое. Эти краны предназначены д л я отклю чения от м агистрали участка газопровода, примыкающего к КС, в случае аварии на станции. Кроме охранных су ­ ществует секущ ий кран, нормальное полож ение его при работаю щ ей станции — закры тое. При отклю чении всей КС этот кран откры вается, и газ движ ется по магистрали, м инуя станцию. Краны 2 и 8 служ ат для отключения КС от магистрали. О братны й клапан 8 предотвращ ает пе­ реток газа из м агистрали на выход нагнетателей в случае отклю чения КС, а такж е при пусках, остановках и выводе КС из помпаж а. Помпаж возникает в том случае, когда происходит уменьш ение объемного рас­ хода газа через нагнетатель ниж е критического значения.

К общ естанционным такж е относится регулирую щ ий кран, установ­ ленный на перемы чке 3 м еж ду входным и выходным газопроводами КС (байпасная линия). Эта перемы чка составляет элем ент пускового кон­ тура (станционного кольца) КС, с помощью которого можно часть газа перемещать с выхода станции на ее вход. Пусковой контур с кранами предназначен для осущ ествления плавной загрузки и разгрузки ГПА при пусках и остановках, д ля регулирования реж им а работы КС мето­ дом перепуска, д ля предотвращ ения и вывода центробеж ны х нагнета­ телей из реж им а помпажа.

П уск ГПА сопряж ен с преодолением инерции находящ ихся в покое подвиж ны х частей и с прилож ением значительны х пусковых усилий. Д ля облегчения пусков и сниж ения износа агрегаты пускаю т в работу с минимальной загрузкой по мощности. М инимум загрузки обеспечива­ ется работой агрегатов на пусковой контур через приоткры ты й регу­ лирую щ ий кран на байпасной линии 3. По м ере набора ротором частоты вращ ения и мощности этот кран постепенно закры вается.

Обвязка нагнетателей — трубопроводы с крановыми узлам и распола­ гается в непосредственной близости от цехов со стороны расположения компрессорных машин. Трубопроводы обвязки и краны устанавливаются над землей на железобетонных опорах высотой около одного метра.

В настоящ ее врем я на МГ чащ е всего применяю тся центробежные газоперекачиваю щ ие агрегаты с приводом от газовы х турбин.

Газоперекачиваю щ ие агрегаты (ГПА) разм ещ аю тся в блок-контей­ нерах, состоящ их из отсеков двигателей (приводов) и нагнетателей, разделенны х герметичной перегородкой. Это блоки полной заводской готовности. ГПА предназначены для сж ати я природного газа на линейных компрессорных станциях, а такж е станциях подземны х хранилищ газа (ПХГ).

О бвязка нагнетателей компрессорного цеха м ож ет иметь несколько вариантов. Полнонапорные нагнетатели соединяю тся м еж ду собой толь­ ко параллельно, неполнонапорные нагнетатели обвязы ваю тся по раз­ личны м схемам — параллельно, последовательно и по смешанной схе­ ме (рис. 12.23).

Рис. 12.23. Схема соединения ГПА на компрессорных станциях:

а —параллельное соединение полнонапорных ГПА; б—последователь- но-параллельное соединение неполнонапорных ГПА

Обычно неполнонапорные нагнетатели в компрессорном цехе раз­ бивают на группы. В нутри каж дой группы нагнетатели соединяются последовательно, а группы м еж ду собой — параллельно.