Глава 3

КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ

МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

3.1. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О МАГИСТРАЛЬНОМ

ГАЗОПРОВОДЕ. КОМПРЕССОРНАЯ СТАНЦИЯ

КАК СОСТАВНАЯ ЧАСТЬ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА-

ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Система доставки продукции газовых месторождений до по­требителей представляет собой единую технологическую цепоч­ку. С месторождений газ поступает через газосборный пункт по промысловому коллектору на установку подготовки газа, где про­изводят осушку газа, очистку от механических примесей, углекис­лого газа и сероводорода. Далее газ поступает на головную комп­рессорную станцию и в магистральный газопровод (рис. 3.1).

В состав магистральных газопроводов входят следующие сооружения:

• линейная часть (ЛЧ) с отводами и лупингами, запорной арма­турой, переходами через естественные и искусственные препят­ствия, узлами пуска и приема очистных устройств и дефекто­скопов, узлами сбора и хранения конденсата, устройствами для ввода метанола в газопровод, перемычками;

• компрессорные станции (КС) и узлы их подключения, газо­распределительные станции (ГРС), подземные хранилища газа (ПХГ), станции охлаждения газа (СОГ), узлы редуцирования газа (УРГ), газоизмерительные станции (ГИС);

• установки электрохимической защиты (ЭХЗ) газопроводов от коррозии; линии электропередачи, предназначенные для обслу­живания газопроводов, устройства электроснабжения и дистан­ционного управления запорной арматурой и установками ЭХЗ;

Рис. 3.1. Состав сооружений магистрального газопровода: 1 — промыслы; 2 — газосборный пункт; 3 — промысловый коллектор; 4 — установка подготовки газа; 5 — голов­ная компрессорная станция (КС); 6 — магистральный трубопровод; 7— промежуточная КС; в—линейные запор­ные устройства; 9 — подводный переход с резервной ниткой; 10 — переход под железной дорогой; 11 — отвод от магистрального газопровода; 12 — газораспределительная станция (ГРС); 13 — конечная ГРС; 14 — станция под­земного хранения газа (СПХГ); 15 — газорегуляторный пункт (ГРП); 16 — тепловая электростанция; 17 — газо-2 перерабатывающий завод (ГПЗ)

• линии и сооружения технологической связи, средства телеме­ханики, противопожарные средства, противоэрозионные и защит­ные сооружения, емкости для сбора, хранения и разгазирования газового конденсата;

• здания и сооружения;

• постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы газопроводов, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения газопроводов.

При прохождении газа по трубопроводу возникает трение по­тока о стенку трубы, что вызывает потерю давления. Поэтому транспортировать природный газ в достаточном количестве и на большие расстояния только за счет естественного пластового дав­ления нельзя. Для этой цели необходимо строить компрессорные станции, которые устанавливают на трассе газопровода через каждые 80 — 120 км.

Объекты КС, как правило, проектируют в блочно-комплект-ном исполнении. В большинстве случаев КС оборудуют центро­бежными нагнетателями с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей. В настоящее время газотурбинным приводом оснащено более 80 % всех КС, а электроприводом — около 20 %.

К линейным сооружениям относят: собственно магистраль­ный трубопровод; линейные запорные устройства; узлы очистки газопровода; переходы через искусственные и естественные пре­пятствия; станции противокоррозионной защиты; дренажные уст­ройства; линии технологической связи; отводы от магистрального газопровода для подачи части транспортируемого газа потребите­лям и сооружения линейной эксплуатационной службы (АЭС).

Расстояние между линейными запорными устройствами (кра­нами) должно быть не более 30 км. Управление линейными крана­ми следует предусматривать дистанционным из помещения опе­раторной компрессорной станции, а также ручным по месту. Линейную запорную арматуру необходимо оснащать автомати­ческими механизмами аварийного перекрытия.

При параллельной прокладке двух и более магистральных га­зопроводов в одном технологическом коридоре предусматривают соединение их перемычками с запорной арматурой. Перемычки следует размещать на расстоянии не менее 40 км и не более 60 км друг от друга у линейных кранов, а также до и после компрессор­ных станций.

Для сглаживания неравномерности потребления газа крупны­ми населенными пунктами сооружают станции подземного хране­ния газа (СПХГ). Для закачки газа в подземное газохранилище СПХГ оборудуют собственной компрессорной станцией.

Вспомогательные линейные сооружения магистрального газо­провода принципиально не отличаются от сооружений магист­рального нефтепровода. К ним относят линии связи, вдоль трассовые дороги, вертолетные площадки, площадки аварийного запаса труб, усадьбы линейных ремонтеров и т. д.

В зависимости от конкретных условий эксплуатации состав сооружений магистрального газопровода может изменяться. Так, на газопроводах небольшой протяженности может не быть проме­жуточных КС. Если в добываемом газе отсутствует сероводород или углекислый газ, то необходимость в установках по очистке газа от них отпадает. Станции подземного хранения газа сооружа­ют не всегда.

Перед подачей в магистральные газопроводы газ необходимо подготовить к транспорту на головных сооружениях, которые рас­полагают около газовых месторождений. Подготовка газа заклю­чается в очистке его от механических примесей, осушке от газово­го конденсата и влаги, а также удалении, при их наличии, побоч­ных продуктов: сероводорода, углекислоты и т. д.

При падении пластового давления около газовых месторожде­ний строят так называемые дожимные компрессорные станции, где давление газа перед подачей его на КС магистрального газо­провода поднимают до уровня 5,5 — 7,5 МПа. На магистральном га­зопроводе около крупных потребителей газа сооружают газорасп­ределительные станции для газоснабжения потребителей.

На газопроводах в качестве энергопривода КС используют газотурбинные установки, электродвигатели и газомотокомпрессоры — комбинированные агрегаты, в которых привод поршнево­го компрессора осуществляется от коленчатого вала двигателя внутреннего сгорания.

Вид привода компрессорных станций и их мощность в основ­ном определяются пропускной способностью газопровода. Для станций подземного хранения газа, где требуются большие степе­ни сжатия и малые расходы, используются газомотокомпрессоры, а также газотурбинные агрегаты, которые могут обеспечивать за­данные степени сжатия. Для газопроводов с большой пропускной способностью наиболее эффективное применение находят цент­робежные нагнетатели с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей.

Режим работы современного газопровода, несмотря на нали­чие станций подземного хранения газа, являющихся накопителя­ми природного газа, характеризуется неравномерностью подачи газа в течение года. В зимнее время газопроводы работают в режи­ме максимального обеспечения транспорта газа. В случае увеличе­ния расходов пополнение системы обеспечивается за счет отбора газа из подземного хранилища. В летнее время, когда потребление снижается, загрузка газопроводов обеспечивается за счет закачки газа на станцию подземного хранения.

Оборудование и обвязка компрессорных станций приспособ­лены к переменному режиму работы газопровода. Количество газа, перекачиваемого через КС, можно регулировать включени­ем и отключением числа работающих газоперекачивающих агре­гатов (ГПА), изменением частоты вращения силовой турбины у ГПА с газотурбинным приводом и т. п. Однако во всех случаях стремятся к тому, чтобы необходимое количество газа перекачать меньшим числом агрегатов, что приводит к меньшему расходу топ­ливного газа на нужды перекачки и, как следствие, к увеличению подачи товарного газа по газопроводу. Регулирование пропускной способности газопровода отключением работы отдельных КС при расчетной производительности газопровода обычно не практику­ется из-за перерасхода энергозатрат на компримирование газа при такой схеме работы. И только в тех случаях, когда подача газа по газопроводу заметно снижается сравнительно с плановой (ле­том), отдельные КС могут быть временно остановлены.

Переменный режим работы компрессорной станции приво­дит к снижению загрузки газоперекачивающих агрегатов и, как следствие, к перерасходу топливного газа из-за отклонения от оп­тимального КПД ГПА.

Наибольшее влияние на режим работы КС и отдельных ГПА оказывают сезонные изменения производительности газопрово­да. Обычно максимум подачи газа приходится на декабрь — январь, а минимум — на летние месяцы года.

Пропускную способность (млн. м³/сут в пересчете на стандарт­ные условия при 293,15 К и 0,1013 МПа) однониточного участка га­зопровода для всех режимов течения газа вычисляют (без учета рельефа трассы газопроводавода) поформуле (3.1)

(3.1)

где D — внутренний диаметр газопровода, м;

р_н и р_к — давление газа соответственно в начале и конце участка

газопровода, МПа;

λ — коэффициент гидравлического сопротивления;

 — относительная плотность газа по воздуху;

Т_ср — средняя температура по длине газопровода, К; Z_cp — средний по длине газопровода коэффициент сжимаемо­сти газа;

L — длина участка газопровода, км.

Затраты мощности КС (кВт) можно определить по формуле (3.2)

, (3.2)

где N_i — внутренняя мощность нагнетателя, определяемая по при­веденным характеристикам нагнетателей;

0,95 — коэффициент, учитывающий допуски и техническое состояние нагнетателя;

_м — механический коэффициент полезного действия нагне­тателя и редуктора (если имеется); для газотурбинных ГПА лежит в пределах 0,985 — 0,995, для электропривод­ных ГПА можно принимать равным 0,96.

При отсутствии приведенных характеристик нагнетателя допускается приближенное расчетное определение внутренней мощности нагнетателя (кВт) по формуле

(3.3)

где - степень повышения давления в нагнетателе;

_ПОЛ - политропический КПД нагнетателя, при отсут­ствии данных принимаемый равным 0,80.

Q_к — производительность центробежного нагнетателя,

млн. м³/сут (при 293,15 К и 0,1013 МПа),

Z_BC, T_вс — коэффициент сжимаемости и температура (К) газа на входе в нагнетатель.

Расчеты показывают, что для прокачки газа с производи­тельностью Q_K = 90 млн. нм³/сут на участке трубопровода диа­метром 1400 мм, I = 100 км необходимо затратить мощность около 55 МВт.

Для повышения эффективности работы газопровода и прежде всего для снижения мощности на транспортировку газа необходи­мо на выходе каждой КС устанавливать аппараты воздушного охлаждения газа. Снижение температуры необходимо еще и для сохранения изоляции трубы.

Важным фактором по снижению энергозатрат на транспорт газа является своевременная и эффективная очистка внутренней полости трубопровода от разного вида загрязнений. Внутреннее состояние трубопровода довольно сильно влияет на изменение энергетических затрат, связанных с преодолением сил гидравли­ческого сопротивления во внутренней полости трубопровода. Со­здание высокоэффективных очистных устройств позволяет ста­бильно поддерживать производительность газопровода на проект­ном уровне, снижать энергозатраты на транспорт газа примерно на 10- 15%.

Для экономии энергоресурсов, в частности для уменьшения затрат/мощности КС при перекачке газа, а также с целью увеличе­ния пропускной способности газопровода всегда выгодно поддер­живать максимальное давление газа в трубопроводе.