Реконструкция КС

Оглавление

Введение

Компрессорные станции (КС) являются одним из основных объектов газотранспортных систем. На них приходится порядка 25% всех капиталовложений в системы транспорта газа и 60% всех эксплуатационных расходов по этим системам.

Надежность и экономичность  транспорта газа в значительной мере определяются надежностью и экономичностью КС. Поэтому проектирование и эксплуатация компрессорных станций должны осуществляться с учетом современных достижений науки и техники и перспектив развития районов расположения станций.

Компрессорные станции  представляют собой совокупность относительно разнородных объектов, функционально подчиненных друг другу. Это - основные и вспомогательные технологические установки по транспорту газа, вспомогательные системы, обеспечивающие всю КС и ее технологические установки энергией, водой, тепловой энергией, связью и т.д., а также подсобно-производственные и административно-бытовые помещения, вспомогательные объекты.

Общие технико-экономические  показатели КС в основном определяются типом, количеством и техническим  состоянием компрессорных машин, осуществляющих непосредственный транспорт газа, и приводящих их двигателей.

В силу отмеченного основное внимание при проектировании и эксплуатации КС уделяется газоперекачивающим агрегатам (ГПА) и их вспомогательным системам, определяющим эффективность работы ГПА.

Задание курсового проекта  заключается в проектировании одной  из данных компрессорных, с учетом максимально  возможного количества факторов, действующих  на трубопровод и КС.

1. Общая информация

1.Назначение и описание компрессорной  станции

Все основные месторождения  газа расположены на значительном расстоянии от крупных потребителей. Подача газа к ним осуществляется по магистралям  газопроводам различного диаметра. 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.

К основным объектам КС относят: площадки приема и пуска очистных устройств, установки очистки газа от механических примесей, компрессорный цех, коллекторы газа высокого давления, узел охлаждения газа.

Объектами вспомогательного назначения являются: узел редуцирования  давления пускового, топливного газа и  газа для собственных нужд; электростанции для собственных нужд или трансформаторная подстанция при внешнем источнике энергосбережения; котельная или установка утилизации тепла уходящих газов; склад горюче-смазочных материалов; ремонтно-эксплутационный блок; служеьно-эксплутационный блок; служба связи; объекты водоснабжения, вентиляции, канализации и очистные сооружения.

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.

2. Классификация компрессорных  станций

По технологическому принципу на магистральных газопроводах различают три основных типа КС: головные, линейные и дожимные.

Головные компрессорные станции (ГКС) устанавливаются непосредственно после газового месторождения и предназначены они для поддержания необходимого давления технологического газа для его дальнейшего транспорта по магистральным газопроводам, когда в результате разработки газового месторождения пластовое давление в нём снижается.

Характерной особенностью ГКС является высокая степень  сжатия на станции, обеспечиваемая последовательной работой нескольких газоперекачиваемых агрегатов (ГПА). На ГКС предъявляются  повышенные требования к качеству подготовки технологического газа – очистке от механических примесей, осушке от газового конденсата и влаги, а так же удаления, при их наличии, побочных продуктов: сероводорода, углекислоты и т.д.

Линейные компрессорные  станции устанавливаются на магистральных газопроводах, как правило, через 100-150 км. Назначением КС является компримирование поступающего на станцию природного газа, с давления входа до давления выхода, обусловленных проектными данными, для обеспечения постоянного и заданного расхода газа по магистральному газопроводу. Крупные магистральные газопроводы строятся в основном на давления Р = 5.5 МПа и Р = 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 и на газовом месторождении при падении пластового давления ниже давления в магистральном трубопроводе. Отличительной особенностью ДКС от линейных КС является высокая степень сжатия, 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.

По типу применяемых  газоперекачивающих агрегатов КС разделяют  на:

- станции, оборудованные  поршневыми компрессорами с газомоторным  приводом;

- станции, оборудованные  центробежными нагнетателями с  газотурбинным приводом;

- станции, оборудованные  центробежными нагнетателями с приводом от электродвигателей.

3. Классификация компрессоров

Машины для сжатия и перемещения газов или паров  на-зываются газодувными или компрессорными машинами.

Компрессоры можно классифицировать по целому ряду признаков:

- по виду сжимаемой  среды компрессоры бывают: воздушные;  азотные; этиленовые; для сжатия  углеводородных газов кислородные;  аммиачные; фреоновые; углекислотные.

-  по числу цилиндров  (для поршневых): одноцилиндровые; многоцилиндровые.

-  по давлению всасываемого  газа: нормальные - давление у всасывающего  патрубка равно атмосферному; дожимные  – давление выше атмосферного.

- по роду привода:с  механическим приводом - от трансмиссий,  валов, локомотивных осей и  т. д.;с электрическим приводом - преимущественно от электродвигателей переменного тока;с паросиловым приводом - от паровой машины, паровой турбины;с приводом от газовой турбины;с приводом от двигателя внутреннего сгорания; газомоторные, представляющие из себя единую машину «газовый двигатель-компрессор»;

-  по числу ступеней  сжатия: одноступенчатые; многоступенчатые.

- по местоположению  компрессорного агрегата:стационарные - установленные на неподвижном  фундаменте;транспортные (передвижные) - перемещающиеся со своей фундаментной рамой (авиационные, судовые, локомотивные, трамвайные и т. д.) или перемещающиеся на специальной тележке (для строительных работ, в шахтах и т. д.);

- по охлаждению:неохлаждаемые;охлаждаемые  водой с внутренним (рубашечным) охлаждением (во время цикла сжатия) и с промежуточным охлаждением (между ступенями сжатия); охлаждаемые воздухом;

- по развиваемому давлению:вакуум-компрессоры,  отсасывают газ из пространства  с давлением ниже атмосферного  и обычно нагнетают в пространство, где давление равно атмосферному или выше; вентиляторы, давление нагнетания до 0,01 МПа; газодувки (воздуходувки), давление нагнетания от 0,01 до 0,35 МПа; компрессоры, давление нагнетания свыше 0,35 МПа;

 В свою очередь  компрессоры, давление нагнетания  которых свыше 0,35 МПа подразделяются на: компрессоры низкого давления, работающие в диапазоне давлений 0,35-1 МПа; компрессоры среднего давления, давление 1-10 МПа; компрессоры высокого давления, 10-100 МПа; компрессоры сверхвысокого давления, свыше 100 МПа.

3.1 Поршневые компрессоры

Поршневые компрессоры, сжимающие воздух от 0,5 до 100 Mlla и  производительностью до 1,7 м /с (100 м /мин), рационально применять на компрессорных  станциях производительностью до 8,33 м /с (500 м /мин). Поршневые компрессоры  различают:

- по способу действия: простого и двойного действия;

- по числу работающих  цилиндров: одноцилиндровые и  многоцилиндровые;

- по способу сжатия: одноступенчатые и многоступенчатые;

- по конструктивному  исполнению: вертикальные, горизонтальные  и угловые; однорядные и двухрядные — с последовательным и параллельным расположением цилиндров; с простым и дифференциальным поршнем; крейцкопфные и бескрейцкопфные;

- по способу охлаждения  цилиндров и сжимаемого воздуха:  с водяным и воздушным охлаждением;

- по числу оборотов  вала компрессора: на тихоходные (до 200 об/мин) и быстроходные (от 500 до 1000 о6/мин);

- по производительности: до 10 м3/мин - малой производительности; от 10 до 100 м /мин - средней производительности; свыше 100 м /мин - большой производительности;

- по конечному давлению нагнетаемого воздуха: низкого давления (до 2,5 МПа); среднего давления (до 6 МПа); высокого давления (до 35 МПа) и сверхвысокого давления (свыше 35 МПа).

 В одном цилиндре  при хорошем охлаждении можно  получить сжатие воздуха лишь  до 0,6 МПа при температуре, безопасной для компрессорной установки. Для получения более высокого сжатия с меньшей затратой энергии при условии компактности компрессорной станции применяются многоступенчатые компрессоры с промежуточным охлаждением воздуха и очисткой его от влаги и масла. В таких компрессорах атмосферный воздух сжимается последовательно в каждом цилиндре, очищаясь от водяных паров и паров масел после каждого межступенчатого охладителя воздуха.

 В конструкциях  многоступенчатых компрессоров  широко применяются ступенчатые (дифференциальные) поршни. При этом две и более ступени сжатия могут быть размещены в одном цилиндре.

Поршневые компрессоры  обладают следующими общими недостатками:

- относительно малой  производительностью и малооборотностью, препятствующей в некоторых случаях осуществлению непосредственного соединения компрессора с быстроходными электродвигателями;

- неравномерностью подачи  воздуха в сеть, в результате  чего требуется установка воздухосборника;

- сравнительно большими  габаритами машин и фундаментов (особенно горизонтальные компрессоры);

- неуравновешенностью  движущихся масс.

 Общие недостатки, присущие различным видам поршневых  компрессоров, являются причиной  разработки и применения других типов компрессоров.

3.2 Ротационные компрессоры

После поршневых компрессоров наиболее распространенным типом компрессора является ротационный компрессор. Ротационный компрессор имеет ту же зависимость между подачей воздуха и давлением, что и поршневой, однако в поршневом компрессоре воздух сжимается в цилиндре поршнем, совершающим возвратно-поступательное движение с переменной скоростью, а в ротационном компрессоре воздух сжимается пластинками в камерах, которые образуются между вращающимся с постоянной скоростью ротором и цилиндрическим корпусом компрессора.

  В одноступенчатых  ротационных компрессорах степень  сжатия находится в пределах  от 3 до 5, а в двухступенчатых ротационных  компрессорах с промежуточным  охладителем достигает 9-13.

 На заводах России  ротационные компрессоры выпускаются  производительностью 0,1-1,67 м /с (6-100 м /мин). Конечным давлением сжатия до 0,4 МПа они изготовляются одноступенчатыми, а до 1,2 МПа - двухступенчатыми.

 Число оборотов  ротационного компрессора обычно  равно числу оборотов двигателя,  непосредственно соединенного с  компрессором, что позволяет легко осуществлять регулирование производительности компрессора, выбрав электро-двигатель с необходимым числом оборотов. Ротационные компрессоры успешно применяются там, где не допускаются колебания грунта, и в небольших по объему помещениях. Ротационные компрессоры имеют следующие преимущества:

- большое число оборотов;

- малые габаритные  размеры;

- малый вес;

- равномерная подача  воздуха;

- отсутствие клапанов.

 К недостаткам ротационных  компрессоров следует отнести:

-сложность изготовления, монтажа и ремонта;

- ограниченное количество  марок, выпускаемых типоразмеров  ротационных компрессоров;

- низкий к. п. д.  и малый коэффициент подачи;

- частое снижение  производительности компрессора  ввиду нагара, образующегося на  лопатках ротора;

- высокая конечная  температура сжимаемого газа;

- большой расход смазки  и подача в сеть замасленного  воздуха;

- частые неполадки  и аварии, в связи с чем - непродолжительный срок службы.

3.3 Турбокомпрессоры

К динамическим компрессорным  машинам или турбокомпрессорам относятся все виды центробежных, осевых, диагональных и вихревых машин. Наибольшее распространение в практике сжатия и транспортировки газов получили первые две из перечисленных конструкций машин.

  Приводом турбокомпрессора  обычно является синхронный электродвигатель или паровая быстроходная турбина. Воздух, сжатый турбокомпрессором, не содержит масляных паров, так как в рабочей полости турбокомпрессора нет трущихся и смазываемых поверхностей. Турбокомпрессоры — малогабаритные, быстроходные и высокопроизводительные машины для сжатия воздуха; они выпускаются производительностью 1-55 м/с (4000-200000 м /час) и конечным давлением воздуха 0,7-1,1 МПа. В отличие от поршневых компрессоров турбокомпрессоры обладают свойством работать при различных режимах их эксплуатации. Каждый турбокомпрессор имеет индивидуальную характеристику, зависящую от конструкции машины.

 Режим работы турбокомпрессора  характеризуется производительностью  (подачей) Q, конечным давлением Р,  а также числом оборотов я,  потребляемой мощностью N и коэффициентом полезного действия ц.  Характеристика «подача — давление» является нормальной характеристикой турбокомпрессора.

 Точка пересечения  характеристики трубопровода и  характеристики насоса называется  режимной точной. Влево от этой точки турбокомпрессор работает неустойчиво, а вправо от точки К имеется некоторое равновесие, т. е. при возрастании потребления сжатого воздуха давление в сети трубопроводов снижается, и турбокомпрессор подает в сеть больший объем воздуха, а при уменьшении расхода воздуха давление в трубопроводе увеличивается, вследствие чего подача турбокомпрессора уменьшится.

 В случае продолжающегося  уменьшения расхода воздуха в  сети и возрастания давления  в трубопроводе влево от точки   турбокомпрессор перестает поддерживать наибольшую величину давления и прекращает подачу воздуха. В это время воздух из сети устремляется в турбокомпрессор, вызывая резкое сотрясение трубопровода и машины. Как только давление в напорном трубопроводе снижается до некоторого начального давления действие турбокомпрессора восстанавливается; он начинает подавать в сеть сжатый воздух в количестве, большем, чем требуется потребителям.

 Давление в сети  опять повышается, подача турбокомпрессора  опять снижается до нулевого  значения. Это явление ритмически повторяется и носит название «помпаж». При этом турбокомпрессор работает ненормально, шумно, толчками и действует обратный клапан. Для устранения явления помпажа применяются автоматические регуляторы - антипомпажные устройства, которые поддерживают постоянное давление в сети.

Турбокомпрессор имеет  следующие преимущества перед поршневым  и ротационным компрессорами:

- повышенное число  оборотов;

- сжимает большие  объемы воздуха;

- имеет меньшие габаритные  размеры;

- обладает меньшим  весом и большей компактностью;

- требует меньшего  фундамента из-за малых габаритов  машины и хорошо сбалансированного  ротора;

- не имеет клапанов;

- имеет более равномерную  подачу воздуха;

- прост и удобен  в обслуживании;

- надежен в эксплуатации;

- обладает саморегулируемостью;

- сжатый воздух не  загрязнен парами масла;

-температура воздуха  на выходе из компрессора не  превышает 80 С.

- меньшие расходы на  смазку, ремонт и обслуживание.

Недостатки турбокомпрессора в сравнении с поршневыми машинами следующие:

- меньший к. п. д.;

- ограниченное давление, в основном до 1 МПа;

- неустойчивость при  параллельной работе;

- из-за наличия промежуточных  охладителей очень часто возникает  необходимость в устройстве подвала в машинном зале.

4. Технологическая схема компрессорной станции

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 рисунке 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.

Рис. 3. Принципиальная технологическая схема КС с параллельной обвязкой ГПА

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

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 и 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 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 серьезной 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.

На узле подключения  КС между входным и выходным трубопроводом  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 запуска и приема 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 максимальному разрешенному или проектному. Для ликвидации такого режима работы станции между выходным и входным трубопроводом 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. Диаметр этого крана составляет 10 15 % от сечения трубопровода крана № 6А (~ =150 мм). 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.

2. Расчет компрессорной станции:

Исходные данные: