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 газоперекачива-ющий 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 где одновременно схематич

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.

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\%амеры запуска и приема очистного устройства магистрального газопровода; 3 - установ­ка очистки технологического газа, состоящая из пылеуловителей и фильтр-сепараторов; 4- установка охлаждения технологического газа; 5- газо-перекачивающие 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 магистраль-

ных 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 Р_п =5,5 МПа и Р_п =1,5 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 строят\также на газовом месторождении при падении пластового давления, ни^е 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 (Р= 1,2; 0,6; 0,3 МПа) перед подачей его в сети газового хозяйства.

2.3. Системы очистки технологического газа на КС

Система подготовки технологического газа служит для очистки газа от механических примесей и жидкости перед подачей его потребителю в соответствии с требованиями ГОСТ 5542-87.

При добыче и транспортировке в природном газе содержатся раз­личного рода примеси: песок, сварной шлам, конденсат тяжелых угле­водородов, вода, масло и т.д. Источником загрязнения природного газа является призабойная зона скважины, постепенно разрушающаяся и загрязняющая газ. Подготовка газа осуществляется на промыслах, от эффективности работы которых зависит и качество газа. Механические примеси попадают в газопровод как в процессе его строительства, так и при эксплуатации.

Наличие механических примесей и конденсата в газе приводит к преж­девременному износу трубопровода, запорной арматуры, рабочих ко­лес нагнетателей и, как следствие, снижению показателей надежности и экономичности работы компрессорных станций и в целом газопровода.

Все это приводит к необходимости устанавливать на КС различные системы очистки технологического газа. Первое время на КС для очис­тки газа широко использовали масляные пылеуловители (рис. 2.4), ко­торые обеспечивали достаточно высокую степень очистки (до 97-98%). Масляные пылеуловители работают по принципу мокрого улавливания разного рода смесей, находящихся в газе. Примеси, смоченные маслом, сепарируются из потока газа, само масло очищается, регенерируется и вновь направляется в масленый пылеуловитель. Масляные пылеулови­тели чаще выполнялись в виде вертикальных сосудов, принцип действия которых, хорошо иллюстрируется схемой рис. 2.4.

Очищаемый газ поступает в нижнюю секцию пылеуловителя, ударя­ется в отбойный козырек 8 и, соприкасаясь с поверхностью масла, меня­ет направление своего движения. При этом наиболее крупные частицы остаются в масле. С большой скоростью газ проходит по контактным трубкам 3 в осадительную секцию II, где скорость газа резко снижается и частицы пыли по дренажным трубкам стекают в нижнюю часть пыле­уловителя I. Затем газ поступает в отбойную секцию III, где в сепара­торном устройстве 1 происходит окончательная очистка газа.

Недостатками масляных пылеуловителей являются: наличие посто­янного безвозвратного расхода масла, необходимость очистки масла, а также подогрева масла при зимних условиях эксплуатации.

В настоящее время на КС в качестве первой ступени очистки широ­ко применяют циклонные пылеуловители, работающие на принципе использования инерционных сил для улавливания взвешенных частиц (рис.2.5). Циклонные пылеуловители более просты в обслуживании нежели масляные. Однако эффективность очистки в них зависит от количества циклонов, а также от обеспечениея эксплуатационным пер­соналом работы этих пылеуловителей в соответствии с режимом, на который они запроектированы. На рис. 2.6 показан график зависи­мости производительности пылеуловителя при различных перепадах давления на аппарате АР. Наибольшая очистка газа достигается при обеспечении работы этого пылеуловителя в зоне ограниченной кривы­ми (2_min и Q_max а при выходе рабочей точки из этой зоны эффективность очистки резко падает.

Циклонный пылеулойитель (см. рис. 2.5) представляет собой сосуд цилиндрической формы, рассчитанный на рабочее давление в газопрово­де, со встроенными в него циклонами 4.

Циклонный пылеуловитель состоит из двух секций: нижней отбой­ной 6 и верхней осадительной 1, где происходит окончательная очистка газа от примесей. В нижней секции находятся циклонные трубы 4.

ных 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 Р_а =5,5 МПа и Р_п =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 строяШХтакже на газовом месторождении при падении пластового давления, нй'^е 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 (Р= 1,2; 0,6; 0,3 МПа ) перед подачей его в сети газового хозяйства.

2.3. Системы очистки технологического газа на КС

Система подготовки технологического газа служит для очистки газа от механических примесей и жидкости перед подачей его потребителю в соответствии с требованиями ГОСТ 5542-87.

При добыче и транспортировке в природном газе содержатся раз­личного рода примеси: песок, сварной шлам, конденсат тяжелых угле­водородов, вода, масло и т.д. Источником загрязнения природного газа является призабойная зона скважины, постепенно разрушающаяся и загрязняющая газ. Подготовка газа осуществляется на промыслах, от эффективности работы которых зависит и качество газа. Механические примеси попадают в газопровод как в процессе его строительства, так и при эксплуатации.

Наличие механических примесей и конденсата в газе приводит к преж­девременному износу трубопровода, запорной арматуры, рабочих ко­лес нагнетателей и, как следствие, снижению показателей надежности и экономичности работы компрессорных станций и в целом газопровода.

Все это приводит к необходимости устанавливать на КС различные системы очистки технологического газа. Первое время на КС для очис­тки газа широко использовали масляные пылеуловители (рис. 2.4), ко­торые обеспечивали достаточно высокую степень очистки (до 97-98%). Масляные пылеуловители работают по принципу мокрого улавливания разного рода смесей, находящихся в газе. Примеси, смоченные маслом, сепарируются из потока газа, само масло очищается, регенерируется и вновь направляется в масленый пылеуловитель. Масляные пылеулови­тели чаще выполнялись в виде вертикальных сосудов, принцип действия которых, хорошо иллюстрируется схемой рис. 2.4.

Очищаемый газ поступает в нижнюю секцию пылеуловителя, ударя­ется в отбойный козырек 8 и, соприкасаясь с поверхностью масла, меня­ет направление своего движения. При этом наиболее крупные частицы остаются в масле. С большой скоростью газ проходит по контактным трубкам 3 в осадительную секцию II, где скорость газа резко снижается и частицы пыли по дренажным трубкам стекают в нижнюю часть пыле­уловителя I. Затем газ поступает в отбойную секцию III, где в сепара­торном устройстве 1 происходит окончательная очистка газа.

Недостатками масляных пылеуловителей являются: наличие посто­янного безвозвратного расхода масла, необходимость очистки масла, а также подогрева масла при зимних условиях эксплуатации.

В настоящее время на КС в качестве первой ступени очистки широ­ко применяют циклонные пылеуловители, работающие на принципе использования инерционных сил для улавливания взвешенных частиц (рис.2.5). Циклонные пылеуловители более просты в обслуживании нежели масляные. Однако эффективность очистки в них зависит от количества циклонов, а также от обеспечениея эксплуатационным пер­соналом работы этих пылеуловителей в соответствии с режимом, на который они запроектированы. На рис. 2.6 показан график зависи­мости производительности пылеуловителя при различных перепадах давления на аппарате АР. Наибольшая очистка газа достигается при обеспечении работы этого пылеуловителя в зоне ограниченной кривы­ми (2_min и 2_тах а при выходе рабочей точки из этой зоны эффективность очистки резко падает.

Циклонный пылеуловитель (см. рис. 2.5) представляет собой сосуд цилиндрической формы, рассчитанный на рабочее давление в газопрово­де, со встроенными в него циклонами 4.

Циклонный пылеуловитель состоит из двух секций: нижней отбой­ной 6 и верхней осадительной 1, где происходит окончательная очистка газа от примесей. В нижней секции находятся циклонные трубы 4.

газопровода приведена на рис. 2.2,

Рис. 2.4. Вертикальный масляный пылеуловитель. 1 - сепараторное устройство;

2 - выходной патрубок; 3,4,5 - контактные и дренажные трубки; 6 - люк;

7 - входной патрубок; 8 - отбойный козырёк

Рис. 2.5. Циклонный пылеуловитель: 1 - верхняя секция; 2 - входной патрубок;

3 - выходной патрубок; 4 - циклоны; 5 - нижняя решётка; б - нижняя секция;

7 - люк-лаз; 8 - дренажный штуцер; 9 - штуцеры контролирующих приборов;

, 10 - штуцеры слива конденсата

4. А. Н. Козаченко

Q, млн. нм³

Рис. 2.6. График зависимости производительности пылеуловителя от давления Q= f (Р) при различных перепадах давления на аппарате ДР

Газ через входной патрубок 2 поступает в аппарат к распределите­лю и приваренным к нему звездообразно расположенным циклонам 4, которые неподвижно закреплены в нижней решетке 5. В цилиндричес­кой части циклонных труб газ, подводимый по касательной к поверхно­сти, совершает вращательное движение вокруг внутренней оси труб цик­лона. Под действием центробежной силы твердые частицы и капли жид­кости отбрасываются от центра к периферии и по стенке стекают в кони­ческую часть циклонов и далее в нижнюю секцию 6 пылеуловителя. Газ после циклонных трубок поступает в верхнюю осадительную секцию 1 пылеуловителя, и затем, уже очищенный, через патрубок 3 выходит из аппарата.

В процессе эксплуатации необходимо контролировать уровень отсе-парированной жидкости и мехпримесей с целью их своевременного уда­ления продувкой через дренажные штуцеры. Контроль за уровнем осу­ществляется с помощью смотровых стекол и датчиков, закрепленных к штуцерам 9. Люк 7 используется для ремонта и осмотра пылеуловителя при плановых остановках КС. Эффективность очистки газа циклонны­ми пылеуловителями составляет не менее 100 % для частиц размером 40 MKMji более, и 95% для частиц капельной жидкости.

В с'изи с невозможностью достичь высокой степени очистки газа в циклонных пылеуловителях появляется необходимость выполнять вто­рую ступень очистки, в качестве которой используют фильтр-сепарато­ры, устанавливаемые последовательно после циклонных пылеуловите­лей (рис. 2.7).

Работа фильтр-сепаратора осуществляется следующим образом: газ после входного патрубка с помощью специального отбойного козырька направляется на вход фильтрующей секции 3, где происходит коагуля­ция жидкости и очистка от механических примесей. Через перфориро­ванные отверстия в корпусе фильтрующих элементов газ поступает во вторую фильтрующую секцию - секцию сепарации. В секции сепарации происходит окончательная очистка газа от влаги, которая улавливает­ся с помощью сетчатых пакетов. Через дренажные патрубки мехприме-си и жидкость удаляются в нижний дренажный сборник и далее в под­земные емкости.

Для работы в зимних условиях фильтр-сепаратор снабжен электро­обогревом его нижней части, конденсатосборником и контрольно-изме­рительной аппаратурой. В процессе эксплуатации происходит улавли­вание мехпримесей на поверхности фильтр -элемента, что приводит к увеличению перепада давлений на фильтр -сепараторе. При достиже­нии перепада, равного 0,04 МПа, фильтр - сепаратор необходимо от­ключить и произвести в нем замену фильтр - элементов на новые.

Как показывает опыт эксплуатации газотранспортных систем, на­личие двух степеней очистки обязательно на станциях подземного хра­нения газа (СПХГ), а также и на первой по ходу линейной компрессор­ной станции, принимающей газ из СПХГ. После очистки, содержание механических примесей в газе не должно превышать 5 мг/м³.

Газ, поступающий на головные компрессорные станции из скважин, как отмечалось, практически всегда в том или ином количестве содер­жит влагу в жидкой и паровой фазах. Наличие влаги в газе вызывает коррозию оборудования, снижает пропускную способность газопрово­да. При взаимодействии с газом при определенных термодинамических условиях, образуются твердые кристаллические вещества - гидраты,

которые нарушают нормальную работу газопровода. Одним из наибо­лее рациональных и экономичных методов борьбы с гидратами при боль­ших объемах перекачки является осушка газа. Осушка газа осуществ­ляется сепараторами различной конструкции с использованием твердых (адсорбция) и жидких (абсорбция) поглотителей,

С помощью устамЬвок осушки газа на головных сооружениях умень­шается содержание шров воды в газе, снижается возможность выпада-ния конденсата в трубопроводе и образования гидратов.

Очищенный природный газ не имеет ни цвета, ни запаха, поэтому для обнаружения его утечек и определения наличия в воздухе, газ пред­варительно одорируют, т.е. добавляют в него специальные вещества -одоранты, обладающие сильным специфическим запахом. В качестве одорантов обычно используют этилмеркаптан и тетрагидротиофен. Одоризация газа производится, как правило, на специальных соору­жениях магистрального газопровода перед его раздачей потребите­лям, но иногда одоризацию производят и на газораспределительных станциях (ГРС).

Газ, поступающий к бытовым потребителям, должен быть обязатель­но одоризирован. Одоризацию газа осуществляют с помощью автома­тизированных установок, регулирующих расход одоранта в зависимос­ти от расхода природного газа. Обычно норма одоризации составляет 16 г на 1000 нм³.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: