Файл: Проектирование и эксплуатация компрессорной станций магистрального газопровода.docx

Методика выполнения КП на тему «Проектирование и эксплуатация компрессорной станций магистрального газопровода»

На основе метод. указаний:

И.С. ШАБУРО «Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине «Компрессоры и компрессорные станции» Самара Самарский государственный технический университет 2013;

В. Д. Белицкий, С. М. Ломов «Проектирование и эксплуатация магистральных газопроводов» Омск Издательство ОмГТУ 2011.

Технологические схемы компрессорных станций

Основное оборудование компрессорной станции (КС) – компрессор. Схемы соединения компрессорных машин – параллельное, последовательное, смешанное. В качестве компрессоров могут быть использованы газомоторные поршневые компрессоры и центробежные нагнетатели с газотурбинным или электроприводом.

Газомоторные компрессоры (ГМК) – поршневые машины с газомоторным приводом.

Центробежные нагнетатели (ЦБН) – это компрессоры, использующие переход кинетической энергии, приобретаемой при вращении газа вместе с рабочим колесом, в потенциальную энергию давления в свободном пространстве корпуса. ЦБН с двумя рабочими колесами называются полнонапорными, при использовании одного колеса – неполнонапорными. Степень сжатия в первом случае достигает значения 1,45, во втором – 1,23-1,25. Каждый тип компрессора имеет свои достоинства и недостатки.

ГМК характеризуется сравнительно низкими эксплуатационными расходами, т.к. не используется дорогая электроэнергия, позволяет относительно легко регулировать производительность изменением числа ходов поршня в единицу времени, однако громоздкий, имеет низкую производительность.

ЦБН прост в обслуживании, компактен, имеет высокую производительность, но либо потребляет электроэнергию, получаемую от поставщиков, либо очень сложен газотурбинный привод, достаточно трудно обеспечить регулирование производительности изменением числа оборотов вала.

Эффективная работа компрессоров зависит не только от его конструктивных особенностей, но и от степени чистоты газового потока, его температуры. По этой причине компрессорная станция имеет в своем составе пылеуловители, маслоочистители, по трассе устанавливают конденсатосборники. Пропускная способность МГП повышается при понижении температуры газового потока, понижение температуры газа благоприятно сказывается на сроках службы изоляционных покрытий трубопровода, поэтому газ после компрессора проходит через воздушные холодильники и только после этого поступает в МГП.

---

Технологическая схема компрессорного цеха (КЦ) должна обеспечить:

- прием на КС технологического газа из магистрального газопровода;

- очистку технологического газа от мехпримесей и капельной влаги в пылеуловителях и фильтр-сепараторах;

- распределение потоков для последующего сжатия и регулирования схемы загрузки ГПА;

- охлаждение газа после компремирования в АВО газа;

- вывод КЦ на станционное «кольцо» при пуске и остановке;

- подачу газа в магистральный газопровод;

- транзитный проход газа по магистральному газопроводу, минуя КС;

- при необходимости сброс 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 обвязкой, характерная для полнонапорных нагнетателей.

На рис. 1 представлена принципиальная схема КС с параллельной обвязкой ГПА для 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.

После крана №19 газ поступает к входному крану №7, также расположенному на узле подключения. Кран №7 предназначен для автоматического отключения 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.


Рис. 1. Принципиальная схема КС с параллельной обвязкой ГПА

---

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 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 газ 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 серьѐзной 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.

Кран 8р используется при заполнении КС транспортируемым газом. На узле подключения КС между входным и выходным трубопроводами 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 приема и запуска 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 максимально разрешенному или проектному. Для ликвидации такого режима работы станции между выходным и входным трубопроводами 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. 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. 2 представлена схема с последовательной обвязкой ГПА, которая реализуется для работы КС с неполнонапорными нагнетателями.

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 (№41-49), при изменении положения которых можно осуществить любую необходимую схему работы ГПА.

Агрегатные краны относятся непосредственно к обвязке нагнетателя и обеспечивают его подключение к технологическим трубопроводам станции. К ним относятся краны №№ 1, 2, 3, 3бис, 4, 5:

1, 2 – краны, отключающие компрессор;

3 – кран для прохода газа при неработающем компрессоре;

3бис – кран служит для перепуска газа с выкида на прием компрессора (малый контур);

4 – кран для заполнения и продувки малого контура;

5 – продувочная свеча для сброса газа в атмосферу при продувке контуров.

---

Рис. 2. Принципиальная технологическая схема КС с последовательной обвязкой ГПА (неполнонапорный ЦБН)
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 параллельной 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.
Теоретические положения по расчету ЦНБ

Для ЦБН и на стадии проектирования и при эксплуатации, когда оценивают техническое состояние машин, определяют политропический КПД нагнетателя, проверяют реальную степень сжатия газа в компрессорных машинах, рассчитывают внутреннюю мощность ГПА.

(Понятие внутренней мощности для ЦБН равноценно понятию индикаторной мощности для поршневых компрессоров, т.е. Ni – это мощность, затраченная непосредственно на процесс сжатия газа в реальных условиях работы нагнетателя.)

Понятие политропического КПД для характеристики работы компрессора введено из следующих соображений: сжатие газа в компрессорах МГП не соответствует чистым теоретическим процессам сжатия по адиабате или политропе.

В данном случае имеет место внешнеадиабатический процесс сжатия, т.е. сжатие происходит без отвода тепла от сжатого газа в промежуточных холодильниках или отвода тепла от корпуса машины, но в то же время предусмотрено охлаждение отдельных узлов компрессора – торцовых уплотнений, подшипников. Поэтому вместо термина «политропный КПД» использован термин «политропический КПД», который можно оценить, используя уравнение:

---