Компрессорные и насосные станции магистральных трубопроводов

Министерство образования и  науки Российской Федерации

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

             Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Реферат

Дисциплина:                     «Основы нефтегазового производства»

                                     (наименование учебной дисциплины согласно учебному плану)

ТЕМА: Компрессорные и насосные станции магистральных трубопроводов

Санкт-Петербург

2012

СОДЕРЖАНИЕ

    СОДЕРЖАНИЕ 2

Введение 2

1.    Магистральные трубопроводы 4

1.1 Устройство магистрального трубопровода 4

1.2 Надежность 4

2.     Компрессорные станции 12

2.1 Предназначение 12

2.2 Назначение и описание компрессорной станции 12

2.3 Компоновка основного оборудования 13

2.4       Технологические схемы компрессорных станций 15

2.5       Системы охлаждения транспортируемого газа на компрессорных станциях 19

2.6.     Компоновка газоперекачивающих агрегатов на станции 23

2.7.      Система импульсного газа 24

2.8.     Система топливного и пускового газа на станции 27

3. Насосные станции 35

3.1     Предназначение 35

3.2      Устройство и эксплуатация 35

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 41

Введение

Магистральный трубопроводный транспорт является одной из важнейших составляющих топливно-энергетичесого комплекса России. В нашей стране создана огромная сеть магистральных нефтепроводов и газопроводов, которые проходят по территории многих субъектов РФ…В данном  реферате рассмотрены общие и частные положения о компрессорных и насосных станций магистральных трубопроводов, а именно:

1. Определение и классификация  нефте- и газотранспортирующих  сооружений, станций .

2. Основы проектирования  и сооружения компрессорных и  насосных станций.

3. Устройство и эксплуатация, рассмотрены проблемы и способы  повышения надежности станций  и трубопроводов в частности.

Предоставлены схемы и  системы устройства основных механизмов и внутренних разработок в данной отрасли.

1. Магистральные трубопроводы

1. Устройство магистрального трубопровода

 Магистральный газопровод — трубопровод, предназначенный для транспортирования природного газа из районов добычи к пунктам потребления. Основное средство передачи газа на значительные расстояния. Магистральный газопровод — один из основных элементов газотранспортной системы и главное составное звено Единой системы газоснабжения России.  
Сооружается из стальных труб диаметром 720–1420 мм на рабочее давление 5,4–7,5 МПа с пропускной способностью до 30–35 млрд куб. м газа в год. Прокладка магистральных газопроводов бывает: подземная (на глубину 0,8–0,1 м до верхней образующей трубы); надземная — на опорах; наземная — в насыпных дамбах. Для транспортирования газа с морских газовых промыслов на берег сооружаются подводные магистральные газопроводы.

1. Надежность

Надежность магистрального трубопровода определяется как надежностью линейной части, так и надежностью насосных и компрессорных станций. Предложена модель, описывающая отказы в работе центробежных насосов и компрессоров, которые эксплуатируются на насосных и компрессорных станциях магистральных трубопроводов, и позволяющая учитывать процесс изменения основных параметров этих систем во времени.

Проблема  повышения надежности как основного  параметра качества в идеальном  случае решается при условии, что  срок надежности продукции, в данном случае магистрального трубопровода, равен сроку долговечности, а  надежность и долговечность отдельных  его конструктивных элементов также  равновелики. Надежность магистральных  трубопроводов формируется в  процессе проектирования и строительства  и зависит от надежности и долговечности  применяемых строительных материалов, конструкций, технологии строительства  и организации технологического контроля за всеми основными операциями, начиная от проектирования до испытания  трубопровода на прочность перед  сдачей его в эксплуатацию. Соблюдение технических условий по - эксплуатации трубопроводов также оказывает  существенное влияние на его надежность и долговечность.

Действующие строительные нормы и правила  СНиП 2.05.06 - 85 не предусматривают расчета  коррозионно-усталостной долговечности  магистральных нефтепроводов, эксплуатирующихся  в условиях малоцикловой коррозионной усталости. Для оценки надежности магистральных  трубопроводов, эксплуатирующихся  в условиях воздействия пульсирующих нагрузок, был проведен расчет долговечности  магистрального трубопровода для указанных  условий.

Наиболее  часто встречающийся отказ в  системах сбора - нарушение герметичности  вследствие коррозионного износа в  совокупности с высокоинтенсивными пульсациями давления и колебаниями  температуры. Ненадежность промысловых  трубопроводов оказывает существенное влияние на надежность магистральных  трубопроводов. 
Сформулирована научно обоснованная терминология в соответствии с однозначной строгой системой понятий надежности в энергетике, которая имеет межотраслевой характер и распространяется на магистральные трубопроводы и трубопроводный транспорт. Наиболее удачно и комплексно определения и показатели надежности магистральных трубопроводов охарактеризованы в ГОСТ 13377 - 75 и в сборнике Академии наук СССР за 1980 г. Надежность систем энергетики. В действующих отечественных технических условиях работоспособность сварного соединения труб оценивается исходя из условия равнопрочности с основным металлом и определенных значений ударной вязкости металла сварного шва и зоны термического влияния. Имеющиеся как отечественные, так и зарубежные разработки показывают, что этого недостаточно для обеспечения надежности магистральных трубопроводов при расчетном сроке их эксплуатации до 50 лет. Необходимо обоснование дополнительных требований, учитывающих влияние характера нагружения и транспортируемой среды на усталостную прочность и трещиностойкость сварных соединений. 
            Для расчета показателей надежности линейной части, насосных и компрессорных станций следует использовать математическую модель марковской цепи с непрерывным временем, которая в некоторых частных случаях сводится к схеме гибели - размножения. В зависимости от целей расчета, имеющейся информации и характера самого объекта следует использовать предложенные различные модели определения надежности магистральных трубопроводов.

Ремонтопригодность  формируется на стадии осуществления  проектных решений и достижения высокого качества их исполнения в  процессе строительства. Но реализуется  ремонтопригодность как свойство надежности в процессе эксплуатации, когда происходит поддержание, а в необходимых  случаях и повышение надежности магистральных трубопроводов, за счет активного, направленного воздействия  эксплуатационных служб трубопроводных предприятий на контролируемые ими  параметры оборудования, технических  средств и процессов.

Изменение значений параметров качества трубопровода при  эксплуатации вызывает закономерное изменение  его состояния, характеризующегося вполне определенными критериями. Научно обоснованное предсказание конструктивно-технологических  и эксплуатационных свойств трубопровода, опирающееся на такие критерии, составляет одну из наиболее важных задач прогнозирования надежности магистрального трубопровода.

Компрессорные станции магистральных  газопроводов и насосные станции  магистральных нефтепроводов проектируют  и сооружают главным образом  в комплектно-блочном исполнении. Это значит, что перекачивающие агрегаты, основное и вспомогательное технологическое  оборудование станций поставляют в  виде полностью подготовленных к  монтажу блоков. Перекачивающие агрегаты размещают в групповых или  индивидуальных зданиях, а также  в транспортабельных габаритных укрытиях - блок-контейнерах и блок-боксах. Групповые и индивидуальные здания компрессорных и насосных станций - каркасные, со стальным облегченным  каркасом. Стены и крыша этих зданий выполнены из легких трех- и двухслойных  панелей. Трехслойная панель имеет  рамку-каркас, закрытую с двух сторон листами оцинкованной стали, алюминиевого сплава или асбестоцемента. Внутри рамки-каркаса между покровными листами помещен слой теплоизоляции  из эффективного легкого теплоизоляционного материала (жесткая минеральная  вата, пенопласты - пенополиуретан, пенополистирол и др.). Применяют также бескаркасные- панели, состоящие из слоя теплоизоляции  и покровных листов. Двухслойная  панель состоит из теплоизоляционного слоя и внешнего покровного листа  из оцинкованной стали или алюминиевого сплава. КрупноТабаритное технологическое  оборудование размещают на открытом воздухе (например, пылеуловители, аппараты воздушного охлаждения). Малогабаритное технологическое оборудование размещают  в транспортабельных блок-боксах и блок-контейнерах. На всех насосных станциях перекачивающие агрегаты размещают  в общем здании, входящем в состав насосного цеха. В насосном цехе обычно размещают четыре перекачивающих агрегата. Каждый перекачивающий агрегат  устанавливается на собственный  фундамент и состоит из центробежного  одноступенчатого магистрального насоса и привода - электродвигателя необходимой  мощности.

На головных насосных станциях кроме перекачивающих агрегатов, основного  и вспомогательного технологического оборудования сооружают парк из резервуаров общей вместимостью не менее трехсуточной пропускной способности магистрального трубопровода.

Основой компрессорной  станции является компрессорный  цех, осуществляющий собственно транспорт  газа по магистральным газопроводам. Транспорт газа по газопроводу осуществляется за счет энергии, сообщаемой газу в  газоперекачивающих агрегатах (ГПА). Каждый ГПЛ состоит из нагнетателя (одно- или двухступенчатого центробежного  компрессора) и привода. В качестве привода используют газовые турбины  или электродвигатели. Газоперекачивающие агрегаты с электроприводом размещают в общем здании компрессорного цеха; ГПА с приводом от стационарных газовых турбин, а также с приводом от судовых ГТУ - в индивидуальных зданиях (каждый агрегат имеет собственное здание), а ГПА с приводом от авиационных газовых турбин ГПА-Ц-6,3 и ГПА-Ц-16 - в блок-контейнерах, т.е. в транспортабельных габаритных укрытиях, в которых блоки ГПА устанавливают на заводе-изготовителе.

Все работы по сооружению насосных и компрессорных станций  принято разделять на две группы: работы нулевого цикла и работы наземного  цикла. К работам нулевого цикла  относят подготовку строительной площадки, земляные работы, работу по устройству фундаментов под здания, перекачивающие агрегаты и технологическое оборудование, работы по сооружению подземных трубопроводов  и инженерных коммуникаций. К работам  наземного цикла относят работы по возведению зданий насосных и" компрессорных  цехов и вспомогательных зданий, монтажные работы по установке и  закреплению на фундаментах в  проектном положении перекачивающих агрегатов, технологического оборудования, надземных и наземных технологических  трубопроводов и коммуникаций, энергетических объектов, систем связи, телемеханики, водоснабжения, канализации. Работы по монтажу систем водоснабжения, канализации, энергоснабжения, связи, телемеханики относят к специальным строительным работам.

Для зданий насосного  и компрессорного цехов, вспомогательных  зданий, блок-боксов и блок-контейнеров, технологического оборудования широко применяют свайные фундаменты с  железобетонными и стальными  ростверками и безростверковые. Наряду с этим используют плитные  и насыпные (типа подушек) фундаменты. Для перекачивающих агрегатов до последнего времени основным видом  фундамента был массивный фундамент. Однако все большее применение находят  свайные фундаменты. На головных частях забитых или изготовленных в  грунте свай устанавливают специальную  раму из стального проката, на которую  устанавливают и закрепляют перекачивающий агрегат. Работы по устройству фундаментов  на насосных и компрессорных станциях аналогичны описанным при обустройстве промыслов.

Монтаж зданий насосных и компрессорных  цехов выполняют в следующей  последовательности: монтаж стального  каркаса зданий; монтаж ограждающих  конструкций стен и крыши; отделочные работы в здании. Стальной каркас здания обычно выполняют не из отдельных  элементов (колонн, балок-ригелей), а  из предварительно собранных блоков. Каждый блок состоит либо из двух колонн, подкрановой балки и связей (колонный блок), либо из двух стропильных балок-ригелей  и связей (блок покрытия). Применение блочного монтажа зданий позволяет  ускорить процесс монтажа. Монтаж здания ведут самоходным монтажным краном с гусеничным или колесным ходом, перемещающимся вокруг здания. Этим же краном ведут монтаж ограждающих конструкций - трех- или двухслойных стеновых и кровельных панелей. Для ускорения монтажа с помощью специальных траверс осуществляют одновременный подъем трех-четырех панелей с последовательной их установкой в проектное положение. Кроме того, при монтаже стеновых панелей применяют специальный сборочный кондуктор (приспособление), на котором в горизонтальном положении на земле собирают на всю высоту стены полосу панелей и затем путем поворота устанавливают полосу (блок) панелей в проектное положение. После окончания монтажа в здании перекачивающих агрегатов и оборудования приступают к выполнению работ по устройству пола и к отделочным работам. Наиболее распространены полы с покровным слоем типа "террацо". При устройстве такого пола на бетонную подготовку укладывают выравнивающий слой - цементно-песчаную стяжку, а на стяжку - мозаичную смесь (цементно-песчаный раствор с добавкой мраморной крошки). После затвердевания покровного слоя (мозаичной смеси) его выравнивают и отделывают шлифовальной машинкой. Отделочные работы включают штукатурные работы разделительной стенки, которая предназначена для разделения здания насосной или компрессорной станции на отделения привода (электродвигатели, газовые турбины) и насосов или центробежных нагнетателей. Задача разделительной стенки - не допустить проникновения паров нефти или газа в отделение привода во избежание взрыва и пожара при образовании искры или при высокой температуре нагрева. Если в качестве привода используются взрывобезопасные (взрывозащищенные) электродвигатели, то разделительная стенка не нужна. Разделительную стенку выполняют сборной из плит из легкого бетона со сплошным двухсто-ронникя оштукатуриванием. Отделочные работы связаны со штукатуркой разделительной стенки, стальных колонн {при необходимости), с покраской оконных рам, дверей и ворот, внутренних трубопроводов.

Монтаж перекачивающих агрегатов на насосных и компрессорных  станциях - наиболее ответственная  и трудоемкая монтажная операция. Это связано с большой массой монтируемых агрегатов (до 160 т для  ГТН-25), необходимостью высокой точности монтажа, значительными вибрационными  нагрузками и воздействиями. Газоперекачивающие агрегаты с приводом от авиационных  газовых турбин ГПА-Ц-6,3 и ГПА-Ц-16 поставляют с заводов-изготовителей  в виде отдельных блоков, установленных  в блок-контейнерах и полностью  подготовленных к работе. В связи  с этим монтаж таких перекачивающих агрегатов сводится к установке  на свайный или плитный фундамент  в определенной последовательности блок-контейнеров ГПА. При размещении газоперекачивающих агрегатов с  приводом от стационарных турбин и  судовых турбин в общих (для ГПА-СТД-12500) и индивидуальных зданиях (для остальных ГПА этого типа), а также насосных агрегатов в общих зданиях применяют два метода монтажа: до монтажа здания или индивидуальных зданий цеха; после окончания монтажа зданий, т.е. в готовых зданиях. При использовании первого метода создаются лучшие условия для механизированного монтажа с применением самоходных монтажных кранов необходимой грузоподъемности и при любой длине вылета стрелы. Однако при этом на качество монтажа оказывают сильное влияние температура окружающего воздуха и атмосферные осадки. При втором методе ухудшаются условия монтажа, так как внутри одноэтажных зданий малой площади и высоты невозможно применять самоходные монтажные краны и приходится использовать лебедки для затаскивания блоков агрегатов через ворота и смонтированные в здании мостовые краны для установки блоков на фундамент. Но в этом случае ведение монтажных работ практически не зависит от погодных условий и температуры окружающего воздуха. На практике по возможности применяют первый метод монтажа. Блоки перекачивающих агрегатов доставляют на трейлерах непосредственно на фундамент с последующим подъемом на высоту 300-400 мм от уровня платформы трейлера. После этого трейлер вывоэят из-под блока за пределы фундамента, а сам блок плавно опускают на опорную поверхность фундамЬнта. Если по каким-то причинам невозможен въезд трейлера с блоком на фундамент, то трейлер устанавливают рядом с фундаментом, а блок устанавливают на фундамент монтажным краном с поворотом стрелы. Для газоперекачивающих агрегатов с приводом от судовых газовых турбин ГПУ-10собственно газовая турбина (привод) поставляется отдельным готовым блоком в транспортном контейнере. После установки блока на фундамент транспортный контейнер удаляют. Центробежный нагнетатель поставляют в виде отдельного блока. Монтаж ГПА этого типа ведут в следующем порядке. Вначале монтируют индивидуальное здание для укрытия агрегата. Затем на фундамент устанавливают центробежный нагнетатель с помощью монтажного крана или крана-трубоукладчика большой грузоподъемности. После окончания монтажа центробежного нагнетателя проводят монтаж гузотурбинного двигателя в транспортном контейнере. Для того чтобы доставить газотурбинный двигатель в готовое индивидуальное здание, применяют инвентарные катки, перемещаемые по рельсовому пути. Рельсовый путь устанавливают заранее. Перед зданием на рельсовом пути устраивают временные опоры из деревянных инвентарных подкладок (шпал). На эти временные опоры устанавливают блок газотурбинного двигателя массой 40 т с помощью самоходного монтажного крана. На раме двигателя закрепляют стальные катки, блок двигателя вновь поднимают, временные опоры из подкладок удаляют и опускают на рельсовый путь на опорные стальные катки. Затем с помощью полиспастов и лебедок блок двигателя на катках по рельсовому пути перемещают на фундамент. Далее с помощью четырех домкратов блок двигателя поднимают на высоту, позволяющую удалить катки, а после удаления катков с помощью тех же домкратов плавно опускают на опорную поверхность фундамента. После установки перекачивающего агрегата на фундамент любым из описанных способов проводят выверку агрегата в вертикальной и горизонтальной плоскостях, подливку фундаментов мелкозернистой бетонной смесью и окончательно закрепляют с помощью фундаментных (анкерных) болтов.

На насосных и  компрессорных станциях кроме перекачивающих агрегатов необходимо смонтировать большое количество различного по назначению технологического оборудования и трубопроводов. Технологическое оборудование компрессорных  станций включает аппаратуру для  очистки газа от механических примесей и влаги (вертикальные колонные аппараты - пылеуловители и комбинированные  установки с дополнительными  фильтрами), аппараты воздушного охлаждения газа после компримирования перед  подачей в магистральный газопровод, системы различного оборудования для  обслуживания ГПА, управления процессами компримирования и подготовки газа. На насосных станциях технологическое  оборудование включает фильтры-грязеуловители, сборник утечки нефти и нефтепродуктов, гасители ударной волны, оборудование, обслуживающее насосные перекачивающие агрегаты.

Для монтажа технологических  трубопроводов насосных и компрессорных  станций используют индустриальные методы. При строительстве подземных  технологических трубопроводов  в условиях сборочных площадок проводят укрупненную сборку и сварку отдельных  труб в секции длиной до 36 м. На этих же площадках или в заводских  условиях производят сборку и сварку трубных узлов. Трубные секции на этих же площадках покрывают антикоррозионной изоляцией. Готовые трубные узлы и секции доставляют для монтажа  на строительную площадку. На компрессорных  станциях монтируют следующие технологические  трубопроводы: узел подключения компрессорной  станции к магистральному газопроводу; подводящие газопроводы к компрессорному цеху; обвязочные трубопроводы компрессорного цеха; трубопроводы, расположенные  внутри здания компрессорного цеха и  подключающие центробежный нагнетатель  к наружным трубопроводам. На насосных станциях система технологических  трубопроводов включает узел подключения  насосной станции к магистральному нефте- или нефтепродуктопроводу; трубопроводы, соединяющие per зервуарный парк (при  его наличии) с подпорной насосной станцией и насосным цехом; внутренние трубопроводы, обвязывающие насосные агрегаты и соединяющие их с внешними трубопроводами; трубопроводы, соединяющие  насосный цех с блок-боксом регулятора давления, блоком фильтров-грязеуловителей  и сборником утечки нефти и  нефтепродуктов.

На компрессорных  станциях наиболее сложен монтаж трубопроводов  по обвязке центробежных нагнетателей. Перед началом монтажных работ  проводят приемку фундаментов под  трубные узлы и траншеи для  подземных трубопроводов. Трубные  узлы и секции подают к месту монтажа  кранами-трубоукладчиками необходимой  грузоподъемности. Все трубные узлы пронумеровывают и в соответствии с проектом устанавливают и соединяют  с помощью сварки. Повышению производительности и точности сборки трубных узлов  и секций способствует применение специального стенда. Такой стенд состоит из рельсового пути, на котором установлены  на роликах рамы из двух швеллеров. На раме установлены перемещающиеся опоры с регулируемой по высоте опорной  частью. Рельсовый путь предварительно тщательно выверяют на горизонтальность положения. На сборочном стенде можно  вести сборку сразу нескольких трубных  узлов. На насосной станции монтаж обвязки  насосных агрегатов также ведут  из предварительно собранных трубопроводных узлов.

Монтаж линейных участков внутриплощадочных  подземных технологических трубопроводов  проводят из предварительно сваренных и заизолированных трубных секций. Каждая секция опускается на дно траншеи двумя трубоукладчиками. Сварка секций выполняется на дне траншеи. Для удобства и обеспечения необходимых условий для сварки в траншеях через каждые 36 м устраивают уширения и углубления, называемые приялками.

2. Компрессорные станции

2. Предназначение

Компрессорные станции магистральных  газопроводов предназначены для поддержания в них рабочего давления, обеспечивающего транспортировку газа в предусмотренных проектами объемах. КС сооружают по трассе газопровода. Расстояние между ними составляет 125 км. К агрегатам КС ( головной и промежуточным) газ поступает под давлением около 4 МПа. Здесь он очищается от примесей, осушается, компримируется, охлаждается и под давлением 7 5 МПа подается в газопровод. 

2. Назначение и описание компрессорной станции

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. 2.2, где одновременно схематично показаны изменения давления и температуры газа между компрессорными станциями.    

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.

Рисунок 2.2 - Схема газопровода и изменения давления и температуры газа вдоль трассы

3.  Компоновка основного оборудования

Рисунок 2.3-Принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции

На Рис. 2.3 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.

На магистральных газопроводах различают три основных типа КС: головные компрессорные станции, линейные компрессорные станции и дожимные компрессорные станции.

Головные компрессорные  станции (ГКС) устанавливаются непосредственно  по ходу газа после газового месторождения. По мере добычи газа происходит падение  давления в месторождении до уровня, когда транспортировать его в  необходимом количестве без компремирования  уже нельзя. Поэтому для поддержания  необходимого давления и расхода  строятся головные компрессорные станции. Назначением ГКС является создание необходимого давления технологического газа для его дальнейшего транспорта по магистральным газопроводам. Принципиальным отличием ГКС от линейных станций  является высокая степень сжатия на станции, обеспечиваемая последовательной работой нескольких ГПА с центробежными  нагнетателями или поршневыми газомото-компрессорами. На ГКС предъявляются повышенные требования к качеству подготовки технологического газа.

Линейные компрессорные  станции устанавливаются на магистральных  газопроводах, как правило, через 100-150 км. Назначением КС является компремирование  поступающего на станцию природного газа, с давления входа до давления выхода, обусловленных проектными данными. Тем самым обеспечивается постоянный заданный расход газа по магистральному газопроводу. В России строятся линейные газопроводы в основном на давление = 5,5 МПа и = 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 на газовом месторождении при падении пластового давления ниже давления в магистральном трубопроводе. Отличительной особенностью ДКС от линейных КС является высокая степень сжатия 2-4, 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.

2.4 Технологические схемы компрессорных станций

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.

Рисунок 2.4- Принципиальная схема КС с параллельной обвязкой ГПА для применения полнонапорных  нагнетателей

На Рис. 2.4 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.

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.