на каком расстоянии располагают по трассе газопровода промежуточные компрессорные станции пкс
Размещение компрессорных станций на трассе газопровода
Компрессорные станции на трассе газопровода размещают как с технологических, так и с экономических соображений. В частности, необходимо стремиться к тому, чтобы размещение КС отвечало требованиям удобства их строительства и эксплуатации. Число КС и их размещение по трассе должны обеспечивать транспорт газа в заданном объеме, возможность реализации максимальной пропускной способности и работу оборудования и всего газопровода с максимальной эффективностью. Как было показано ранее (уравнение 2а), при прочих равных условиях пропускная способность газопровода тем больше, чем ближе к его началу расположены КС. Физически увеличение пропускной способности МГ при смещении КС к началу трассы объясняется двумя причинами. Во-первых, при перемещении КС к началу трубопровода повышается давление газа на входе в станцию (рисунок 4, а), что приводит к снижению объемной производительности на входе в компрессоры и, как следствие, к повышению степени сжатия КС.
Рисунок 4. График изменения режима работы газопровода при смещении КС (а) и промежуточной КС (и) к началу газопровода: 1 и 2 линии снижения давления газопровода после и до смещения.
Во-вторых, повышение давления газа в участке приводит к уменьшению его объема, следовательно, к снижению скорости течения газа и потерь давления на преодоление сил трения. Максимально возможная пропускная способность газопровода при заданном числе КС, с учетом ограничения давления ЦН будет достигнута при таком расположении КС по трассе, когда на всех станциях давление нагнетания будет равно максимально допустимому Рmax. Так, при однотипных КС и отсутствии сбросов и подкачек по трассе газопровода оптимальное расположение КС, обеспечивающее максимально возможную пропускную способность газопровода, может быть найдено из следующей системы уравнений характеристик участков трубопровода и КС:
; 
; 
. (19)
Отсюда находим максимально возможную пропускную способность газопровода Qmax при n промежуточных КС: 
,
а затем расстояние между КС:
,
и давление на входе в ЦН: 
.
Давление нагнетания головной КС так же принято равным Рmax. Следует подчеркнуть, что давление ЦН головной КС необходимо во всех случаях (в том числе и при падении пластового давления на промысле) поддерживать на уровне Рmax за счет ввода дополнительных мощностей, так как это позволяет максимально использовать пропускную способность газопровода в целом и уменьшить затраты энергии на перекачку газа.
При строительстве крупных газопроводов в несколько очередей возникает задача определения очередности ввода в эксплуатацию КС. Минимально возможное число КС, которые должны быть введены в первую очередь, для обеспечения необходимой пропускной способности газопровода, определяется из системы уравнений (19). При этом необходимо лишь учитывать, что на КС к этому времени могут быть в эксплуатации не все ГПА, что отразится на коэффициентах α и b в уравнении характеристик КС.
В некоторых случаях размещение КС на трассе газопровода может быть проводиться из условия минимальных энергозатрат на перекачку заданного количества газа. Это, в частности, возможно в том случае, когда на расстоянии КС в соответствии с системой уравнений (19) пропускная способность газопровода окажется больше необходимой.
Так, при одной промежуточной КС и постоянным давление газопровода РH1 (рисунок 4,б) мощность этой КС при неизменной (заданной) пропускной способности газопровода будет существенно зависеть от ее положения на трассе газопровода. Чем ближе она расположена к началу газопровода, тем меньше будет степень сжатия ЦН и тем меньше будет потребляемая мощность ГПА. Следовательно на уменьшение энергозатрат на перекачку газа надо КС располагать как можно ближе к началу газопровода, т.е. размещать их на трассе таким образом, чтобы давления нагнетания было равно Рmax.
С энергетической точки зрения при поэтапном вводе в эксплуатацию протяженного газопровода с большим числом КС предпочтителен одновременный пуск возможно большого числа КС, что позволит при заданной пропускной способности на первых этапах развития газопровода уменьшить расход энергии на перекачку газа (за счет снижения степеней сжатия отдельных КС) по сравнению с вариантом, где та же самая пропускная способность обеспечивается строительством меньшего числа КС (с большей степенью сжатия). Так если при полном развитии газопровода все его КС будут работать по параллельно-последовательной схеме, то уже на первом этапе строительства, когда пропускная способность меньше проектной, может оказаться целесообразным ввод в эксплуатацию большей части КС (или всех КС) на режим параллельной работы ЦН, в этом случае энергозатраты на транспорт газа снижаются. Однако в этом случае увеличивается объем строительно-монтажных работ, поскольку их необходимо вести на большом числе площадок, что имеет свои минусы. В каждом конкретном случае необходим детальный и технико-экономический расчет для выбора оптимального варианта наращивания мощности газопровода в целом.
Характерной особенностью работы магистрального газопроводов является наличие сезонной и суточной неравномерности газопотребления. В некоторых случаях может оказаться экономически целесообразным при определении числа КС и их расстановке учитывать необходимость покрытия часовой неравномерности потребления газа. Прежде всего, это касается длины последнего участка. Аккумулирующая способность последнего участка газопровода определяется:
,
и как видно из уравнения она зависит от его геометрических размеров (диаметра и длины) и рабочего давления, а, следовательно, от расположения последней КС. При прочих равных условиях длина участка зависит от перепада давления в нем и поэтому будет различна для участков между КС и для конечного участка. Для определения длин участков воспользуемся уравнением пропускной способности:
где индекс К относится к конечному участку газопровода.
Расстояние между КС при Pвых = Рmах зависит от давления в конце участка, т. е. в конечном счете, от степени сжатия установленных на станции компрессоров. Степень сжатия КС и компрессоров следует определять из условия полного использования располагаемой мощности ГПА.
Определим во сколько раз длина последнего участка больше длины промежуточных участков:
. (20)
Так как в дальнейшем длины участков будут уточняться, то вторым сомножителем в (20) можно пренебречь.
Зная длину всего МГ L и длины участков можно определить теоретическое число КС n0:
. (21)
Теоретическое число КС, как правило, получится в виде неправильной дроби и появляется проблема округления этой величины.
Округление в меньшую сторону приведет к снижению пропускной способности МГ и при недопустимости этого по условиям заказчика потребуется сооружение лупингов на всех участках газопровода, что при эксплуатации создаст дополнительные трудности.
При округлении n0 числа КС в большую сторону пропускная способность МГ возрастет, что хорошо с точки зрения, покрытия сезонной неравномерности потребления газа.
Чаще всего число КС округляется в большую сторону. После округления числа станций необходимо уточнить длины участков. Для этого воспользуемся уравнением (21):
; (22), 
. (23)
Расстановка КС в соответствии с (22) и (23) справедлива в случае использования ГПА с электроприводом, когда производительность МГ от участка к участку не меняется. Если на КС установлены ГПА с приводом от газовой турбины или двигателя внутреннего сгорания, то часть транспортируемого газа будет потребляться на собственные нужды и производительность МГ будет от участка к участку снижаться. Для такого газопровода производительность каждого участка можно записать следующим образом:
Используя уравнение пропускной способности участка, запишем соотношение длин участков с различной производительностью:
. (24)
Тогда для принятого числа КС можно записать длину газопровода как сумму длин участков его составляющих
, (25)
При принятом числе КС из (25) определяется средняя длина участка между КС. Затем используя (24) рассчитывается длина всех промежуточных участков. Определяется длина конечного участка. Правильность принятого числа КС проверяется по пропускной способности участков.
Расстановка КС с учетом топливного газа позволяет повысить эффективность работы МГ при принятом числе станций, а в некоторых случаях и уменьшить число КС.
В процессе эксплуатации МГ решаются следующие основные задачи:
— обеспечение безопасной работы оборудования и газопровода в целом (Р 29 >
Дата добавления: 2017-02-13 ; просмотров: 4136 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
1.2 Технологические операции на кс.
Компрессорные станции являются составной частью магистрального газопровода и предназначены для увеличения производительности за счет повышения давления газа на выходе станции путем его компримирования газоперекачивающими агрегатами, а так же для подготовки газа к транспорту.
КС в зависимости от назначения и месторасположения на магистральном газопроводе (далее МГ) разделяются на головные и промежуточные. Головные компрессорные станции (ГКС) устанавливаются на начальном пункте газопровода, расположенного в районе газового промысла или на некотором расстоянии от него, где осуществляется подготовка газа к транспорту и компримирование его до расчетного давления. Промежуточные компрессорные станции (ПКС) располагают на трассе газопровода на расстоянии 100-200 км.
Технологические схемы ГКС и ПКС схожи за исключением установок по подготовке газа к дальнему транспорту. На ГКС подготовка газа к транспорту осуществляется полностью, т.е. производится пылеулавливание, очистка от серы, очистка газа от жидких и механических примесей. На ПКС эта подготовка газа к транспорту ограничивается очисткой от механических примесей, конденсата и воды.
На КС «Новый-Уренгой» производятся следующие технологические процессы: очистка газа от жидких и механических примесей, сжатие газа, охлаждение газа после сжатия, измерение и контроль технологических параметров, управление режимом газопровода путем изменения количества и режимов работы ГПА.
В комплексе компрессорной станции включены следующие объекты, системы и сооружения:
один или несколько компрессорных цехов;
оборудование для очистки полости газопровода;
система сбора, удаления и обезвреживания механических и жидких примесей, уловленных из транспортируемого газа;
система производственно-хозяйственного и пожарного водоснабжения;
система канализации и очистные сооружения;
система ЭХЗ объектов КС;
станционная система автоматического управления и телемеханики;
административно-хозяйственные помещения; оклады для хранения материалов, реагентов и оборудования; оборудование и средства технического обслуживания и ремонта сооружений линейной части и КС; вспомогательные объекты.
Компрессорный цех включает в себя группу ГПА, установленных в общем или индивидуальных зданиях, и следующие системы, установки и сооружения, обеспечивающие его функционирование:
узел подключения к магистральному газопроводу;
технологические коммуникации с запорной арматурой;
установку очистки газа;
остановку охлаждения газа;
системы топливного, пускового и импульсного газа;
систему охлаждения смазочного масла;
электрические устройства цеха;
систему автоматического управления и КИП;
вспомогательные системы и устройства (маслоснабжения, пожаротушения, отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха, канализации, сжатого воздуха для технологических целей и др.).
Каждый ГПА наряду с заводским имеут станционный порядковый номер, нанесенный краской или изображенный крупной выпуклой цифрой. Устройства и механизмы, предназначенные для обслуживания одного агрегата, имеют станционный номер этого агрегата.
В качестве основных газоперекачивающих агрегатов в зависимости от требуемых условий применяют: поршневые газомоторные компрессоры и центробежные нагнетатели с газотурбинным или электрическим приводами.
Поршневые газомоторные компрессоры, объединяющие в одном агрегате силовую часть и компрессор, обладают высокой надежностью, однако в связи с относительно небольшой мощностью (до 3700 кВт) их применяют в основном на газопроводах с небольшой пропускной способностью, на компрессорных цехах при ПХГ (подземные хранилища газа) а так же на станциях низкотемпературной сепарации.
Газоперекачивающие агрегаты с центробежным нагнетателем и газотурбинным приводом являются высокопроизводительными агрегатами. Поэтому их применяют главным образом на мощных газопроводах. Такие ГПА типа «Урал» применяются на КС «Новый–Уренгой». Газотурбинные агрегаты, кроме большой мощности, обладают и другими преимуществами по сравнению с поршневыми газомотокомпрессорами. Они меньше расходуют масла и могут работать без мощных установок водяного охлаждения (связанного с сооружением громоздких градирен, очистительных сооружений и др.). Кроме того, они имеют меньшую вибрацию по сравнению с газопоршневыми агрегатами, а также способны повышать мощность при низких температурах воздуха и более приспособлены для дистанционного управления. Однако КПД этих агрегатов ниже КПД газопоршневых. Газотурбинные агрегаты изготовляют мощностью 4000—25000 кВт.
Газоперекачивающие агрегаты с центробежным нагнетателем и электроприводом имеют более низкую стоимость, весьма компактны, требуют меньшей площади застройки, более приспособлены для автоматического управления и менее опасны в пожарном отношении. К недостаткам этих агрегатов можно отнести — недостаточную приспособленность к колебаниям нагрузки нагнетателя, и, кроме того, не обладают свойствами газовых турбин повышать мощность с понижением температуры наружного воздуха. Степень сжатия у этих агрегатов находится в пределах 1,2—1,3, а КПД — в пределах 0,21—0,28.
Очистка транспортируемого газа от механических и жидких примесей.
Газ от пыли на КС очищается с помощью пылеуловителей, которые выпускают трех типов:
— жидкостные (вертикальные масляные).
На КС «Новый–Уренгой» установлены циклонные пылеуловители типа ГП144 представляющие собой аппарат вертикального цилиндрической формы диаметром 2000мм с пятью встроенными циклонными элементами типа ЦН-15 диаметром 600мм и состоит из трех технологических секций:
— ввода и распределения поступающего газа
— сбора уловленных жидких и механических примесей.
Секция ввода газа состоит из вводной трубы диаметром 500мм с фланцем и распределительного корпуса. Неочищенный газ поступает в секцию очистки газа сбоку. Циклоны приварены к нижней решетке и расположены звездообразно по кругу. Каждый циклонный элемент состоит из корпуса в виде трубы диаметром 600мм, винтового завихрителя, трубы выхода очищенного газа диаметром 350мм и дренажного конуса. В циклонных элементах благодаря закручиванию потока газа в завихрителе происходит очистка газа от мех. примесей и жидкости. Отсепарированные в пяти циклонных элементах мех. примеси с конденсатом собираются в секции сбора мех. примесей, расположенной в нижней части аппарата, откуда автоматически удаляются через дренажный штуцер диаметром 150мм, а очищенный газ выходит из аппарата через выходную трубу с фланцем на конце. Секция сбора мех. примесей и конденсата имеет змеевиковый подогреватель, установленный под днищем.
Охлаждения газа. В процессе компримирования механическая работа, совершаемая компрессором над природным газом, затрачивается на увеличение его энергии, и в частности на повышение температуры. Для охлаждения газа перед его подачей на следующую ступень сжатия или в магистральный газопровод применяют водяное или воздушное охлаждение. Воздушное охлаждение газа вследствие простоты конструкции и экономичности наиболее широко используют на КС и так же установлена на КС «Новый–Уренгой».
1.2 Технологические операции на кс.
Компрессорные станции являются составной частью магистрального газопровода и предназначены для увеличения производительности за счет повышения давления газа на выходе станции путем его компримирования газоперекачивающими агрегатами, а так же для подготовки газа к транспорту.
КС в зависимости от назначения и месторасположения на магистральном газопроводе (далее МГ) разделяются на головные и промежуточные. Головные компрессорные станции (ГКС) устанавливаются на начальном пункте газопровода, расположенного в районе газового промысла или на некотором расстоянии от него, где осуществляется подготовка газа к транспорту и компримирование его до расчетного давления. Промежуточные компрессорные станции (ПКС) располагают на трассе газопровода на расстоянии 100-200 км.
Технологические схемы ГКС и ПКС схожи за исключением установок по подготовке газа к дальнему транспорту. На ГКС подготовка газа к транспорту осуществляется полностью, т.е. производится пылеулавливание, очистка от серы, очистка газа от жидких и механических примесей. На ПКС эта подготовка газа к транспорту ограничивается очисткой от механических примесей, конденсата и воды.
На КС «Новый-Уренгой» производятся следующие технологические процессы: очистка газа от жидких и механических примесей, сжатие газа, охлаждение газа после сжатия, измерение и контроль технологических параметров, управление режимом газопровода путем изменения количества и режимов работы ГПА.
В комплексе компрессорной станции включены следующие объекты, системы и сооружения:
один или несколько компрессорных цехов;
оборудование для очистки полости газопровода;
система сбора, удаления и обезвреживания механических и жидких примесей, уловленных из транспортируемого газа;
система производственно-хозяйственного и пожарного водоснабжения;
система канализации и очистные сооружения;
система ЭХЗ объектов КС;
станционная система автоматического управления и телемеханики;
административно-хозяйственные помещения; оклады для хранения материалов, реагентов и оборудования; оборудование и средства технического обслуживания и ремонта сооружений линейной части и КС; вспомогательные объекты.
Компрессорный цех включает в себя группу ГПА, установленных в общем или индивидуальных зданиях, и следующие системы, установки и сооружения, обеспечивающие его функционирование:
узел подключения к магистральному газопроводу;
технологические коммуникации с запорной арматурой;
установку очистки газа;
остановку охлаждения газа;
системы топливного, пускового и импульсного газа;
систему охлаждения смазочного масла;
электрические устройства цеха;
систему автоматического управления и КИП;
вспомогательные системы и устройства (маслоснабжения, пожаротушения, отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха, канализации, сжатого воздуха для технологических целей и др.).
Каждый ГПА наряду с заводским имеут станционный порядковый номер, нанесенный краской или изображенный крупной выпуклой цифрой. Устройства и механизмы, предназначенные для обслуживания одного агрегата, имеют станционный номер этого агрегата.
В качестве основных газоперекачивающих агрегатов в зависимости от требуемых условий применяют: поршневые газомоторные компрессоры и центробежные нагнетатели с газотурбинным или электрическим приводами.
Поршневые газомоторные компрессоры, объединяющие в одном агрегате силовую часть и компрессор, обладают высокой надежностью, однако в связи с относительно небольшой мощностью (до 3700 кВт) их применяют в основном на газопроводах с небольшой пропускной способностью, на компрессорных цехах при ПХГ (подземные хранилища газа) а так же на станциях низкотемпературной сепарации.
Газоперекачивающие агрегаты с центробежным нагнетателем и газотурбинным приводом являются высокопроизводительными агрегатами. Поэтому их применяют главным образом на мощных газопроводах. Такие ГПА типа «Урал» применяются на КС «Новый–Уренгой». Газотурбинные агрегаты, кроме большой мощности, обладают и другими преимуществами по сравнению с поршневыми газомотокомпрессорами. Они меньше расходуют масла и могут работать без мощных установок водяного охлаждения (связанного с сооружением громоздких градирен, очистительных сооружений и др.). Кроме того, они имеют меньшую вибрацию по сравнению с газопоршневыми агрегатами, а также способны повышать мощность при низких температурах воздуха и более приспособлены для дистанционного управления. Однако КПД этих агрегатов ниже КПД газопоршневых. Газотурбинные агрегаты изготовляют мощностью 4000—25000 кВт.
Газоперекачивающие агрегаты с центробежным нагнетателем и электроприводом имеют более низкую стоимость, весьма компактны, требуют меньшей площади застройки, более приспособлены для автоматического управления и менее опасны в пожарном отношении. К недостаткам этих агрегатов можно отнести — недостаточную приспособленность к колебаниям нагрузки нагнетателя, и, кроме того, не обладают свойствами газовых турбин повышать мощность с понижением температуры наружного воздуха. Степень сжатия у этих агрегатов находится в пределах 1,2—1,3, а КПД — в пределах 0,21—0,28.
Очистка транспортируемого газа от механических и жидких примесей.
Газ от пыли на КС очищается с помощью пылеуловителей, которые выпускают трех типов:
— жидкостные (вертикальные масляные).
На КС «Новый–Уренгой» установлены циклонные пылеуловители типа ГП144 представляющие собой аппарат вертикального цилиндрической формы диаметром 2000мм с пятью встроенными циклонными элементами типа ЦН-15 диаметром 600мм и состоит из трех технологических секций:
— ввода и распределения поступающего газа
— сбора уловленных жидких и механических примесей.
Секция ввода газа состоит из вводной трубы диаметром 500мм с фланцем и распределительного корпуса. Неочищенный газ поступает в секцию очистки газа сбоку. Циклоны приварены к нижней решетке и расположены звездообразно по кругу. Каждый циклонный элемент состоит из корпуса в виде трубы диаметром 600мм, винтового завихрителя, трубы выхода очищенного газа диаметром 350мм и дренажного конуса. В циклонных элементах благодаря закручиванию потока газа в завихрителе происходит очистка газа от мех. примесей и жидкости. Отсепарированные в пяти циклонных элементах мех. примеси с конденсатом собираются в секции сбора мех. примесей, расположенной в нижней части аппарата, откуда автоматически удаляются через дренажный штуцер диаметром 150мм, а очищенный газ выходит из аппарата через выходную трубу с фланцем на конце. Секция сбора мех. примесей и конденсата имеет змеевиковый подогреватель, установленный под днищем.
Охлаждения газа. В процессе компримирования механическая работа, совершаемая компрессором над природным газом, затрачивается на увеличение его энергии, и в частности на повышение температуры. Для охлаждения газа перед его подачей на следующую ступень сжатия или в магистральный газопровод применяют водяное или воздушное охлаждение. Воздушное охлаждение газа вследствие простоты конструкции и экономичности наиболее широко используют на КС и так же установлена на КС «Новый–Уренгой».
Шпаргалки к экзаменам и зачётам
студентам и школьникам
Размещение КС по трассе газопровода
Компрессорные станции на трассе газопровода размещают с учетом технологических и экономических соображений, с учетом удобства их строительства и эксплуатации.
Расположение КС по трассе влияет на пропускную способность отдельных участков и газопровода в целом, а также на суммарную мощность КС. П ри прочих равных условиях пропускная способность газопровода тем больше, чем ближе к его началу расположены КС.
Физически увеличение пропускной способности газопровода при смещении КС к началу газопровода объясняется двумя причинами.
1) при приближении КС к началу газопровода увеличиваются давления на входе станций, при этом уменьшается подача КС, отнесенная к условиям всасывания. Это, в свою очередь, приводит к увеличению степени сжатия КС, а значит, и пропускной способности газопровода.
2) при смещении КС к началу газопровода повышается среднее давление на участках между станциями, что приводит к уменьшению затрат энергии (при прочих равных условиях) на преодоление сил трения при движении газа по трубопроводу, так как снижается скорость движения газа.
Максимально возможная пропускная способность газопровода при заданном числе КС с учетом ограничения давления нагнетания, следовательно, будет достигнута при таком расположении КС по трассе, когда на всех станциях давление нагнетания будет равно максимально допустимому ртах.
Так, при однотипных КС и отсутствии сбросов и подкачек по трассе газопровода оптимальное расположение КС на трассе, обеспечивающее максимально возможную пропускную способность газопровода, может быть найдено из следующей системы уравнений характеристик участков трубопровода и КС:
Отсюда максимально возможная пропускная способность ГП Qmax при п промежуточных КС
Оптимальное расстояние между КС 
давление всасывания КС 
Его необходимо поддерживать во всех случаях (в том числе и в процессе падения пластового давления на промысле) за счет ввода дополнительных мощностей (увеличения числа ступеней сжатия), т.к. это позволяет максимально использовать пропускную способность газопровода в целом и уменьшить затраты энергии на перекачку газа.
В некоторых случаях размещение КС на трассе газопровода может проводиться из условия минимальных энергозатрат на перекачку заданного количества газа. Это возможно в том случае, когда при расстановке КС в соответствии с системой уравнений пропускная способность ГП окажется больше необходимой подачи газа или возможностей промысла.
Если при полном развитии газопровода все его КС будут работать по схеме двуступенчатого компримирования(сжатия), то уже на первом этапе строительства, когда пропускная способность его меньше проектной, может оказаться целесообразным ввести в эксплуатацию большую часть КС (а возможно, и все КС) на режиме одноступенчатого компримирования, так как это может уменьшить энергозатраты на перекачку газа. Однако в этом случае увеличивается фронт строительно-монтажных работ, поскольку их необходимо вести на большем числе площадок, что имеет свои минусы. В каждом конкретном случае необходим технико-экономический расчет.