1. Описание технологического процесса
1.1Общие принципы организации хранения газа.
В практике газоснабжения крупных городов встречаются случаи (обычно в зимний период), когда суточное потребление газа значительно превышает суточную производительность газопровода. Для покрытия пиковых расходов газа пользуются специальными хранилищами, которые располагают вблизи крупных потребителей. Наиболее эффективно подземное хранение газа в пористых пластах. Газ подают в пласт под давлением 65—200 кГ/см2. Для нагнетания применяются поршневые компрессоры. В газе, нагнетаемом в подземное хранилище, не должно быть даже следов масла, которое может засорить пласт и вывести его из строя.
Схема компрессорной станции для подземного хранения газа показана на рисунке 1. Из газопровода 1 через открытую задвижку (кран) 2 газ поступает в пылеуловители 3, из которых по трубопроводам 4 направляется во всасывающий коллектор 5 газомоторного компрессора 6 первой ступени сжатия. Сжатый газ идет в холодильники 7 и далее в установку 8 для осушки. После осушки по трубопроводу 9 через открытую задвижку 10 он попадает в коллектор 11 компрессоров 12 второй ступени сжатия. Сжатый во второй ступени до рабочего давления газ поступает в сепаратор 13 для предварительной очистки от масла. Затем он направляется в холодильники 14, из которых идет в сепараторы 15 для дальнейшей очистки от масла. Тонкой очистке от следов масла газ подвергается в адсорберах 16. Очищенный газ под рабочим давлением направляется в подземное хранилище по газопроводу 17. При необходимости по трубопроводу 17 через открытую задвижку 18 он поступает в пылеуловители 3, из которых при бескомпрессорной подаче в газопровод по трубопроводу 20 через открытую задвижку 19 подается в установку 8 для осушки. Осушенный газ по трубопроводу 22 через открытую задвижку 21 поступает в газопровод 1.
При компрессорной подаче газ из пылеуловителей поступает на первую ступень компрессоров 6. После сжатия до рабочего давления в компрессорах первой ступени он поступает в холодильники 7, а далее — в установку для осушки и по трубопроводу 22 — в газопровод.
Пополнение хранилища производится при избытке газа в магистральном газопроводе.
Рис. 1. Принципиальная технологическая схема компрессорной станции подземного хранилища газа.
1.2Оборудование кс пхг.
Головной производительной единицей КС ПХГ является компрессорный цех (КЦ). По типу газоперекачивающего оборудования КЦ делятся на цеха с электроприводными, газотурбинными и газомотокомпрессорными газоперекачивающими агрегатами (ГПА), служащий для повышения давления газа путем его сжатия. ГПА функционально и конструктивно состоит из компрессора и привода. [1, с. 8]
Наименее распространены КЦ с и газомотокомпрессорами, имеющими в качестве приводов поршневые компрессоры природного газа и поршневые двигатели внутреннего сгорания. В этих цехах достаточно легко получить высокую степень сжатия перекачиваемого газа, что в ряде случаев (например, на подземных хранилищах газа ПХГ, при газлифте нефти) чрезвычайно важно. Однако невысокая производительность и надежность, большие пульсации давления газа на выходе ограничивают их применение.
В состав КЦ входят:
автоматизированные ГПА в количестве от 3 до 10 (в зависимости от единичной мощности агрегата);
технологические трубопроводы компримируемого, топливного, импульсного и пускового газа, турбинного масла и сжатого воздуха;
запорная арматура на технологических трубопроводах, в том числе электропневматические шаровые дистанционно управляемые краны;
установки очистки компримируемого газа от пыли, блоки сепарации компримируемого газа от влаги и конденсата;
аппараты воздушного охлаждения газа;
узлы подготовки топливного, импульсного и пускового газа;
емкости для хранения турбинного масла с подогревателями и маслонасосами;
подстанции электроснабжения;
аварийные дизельные или газотурбинные электростанции;
установки гарантированного резервного аккумуляторного электропитания;
цеховые средства пожаротушения, контроля загазованности, приточной и аварийно-вытяжной вентиляции.
В зависимости от степени сжатия, развиваемой ГПА, КЦ делятся на цеха с полнонапорной схемой включения ГПА, предусматривающей параллельную работу агрегатов, и с неполнонапорной схемой включения ГПА, предусматривающей последовательно-параллельную работу агрегатов.
Параллельное включение ГПА применяется для обеспечения необходимой производительности КЦ и надёжности.
Согласно принятой технологии на КС должна обеспечиваться степень сжатия транспортируемого газа до 1,44. Не всякие центробежные нагнетатели обеспечивают такую степень сжатия. В этом случае применяется последовательно-параллельное включение ГПА.
В настоящее время схемы трубной обвязки КЦ и нумерация их кранов унифицированы (рисунок 1).
Рис. 1. Схема трубной обвязки компрессорного цеха (7, 8, 20 - управляемые краны; 36, З6р -регулирующие краны; ОК- обратный клапан КЦ).
Электропневматические шаровые дистанционно управляемые краны являются основным типом запорной арматуры и представляют собой прецизионные, сложные и дорогостоящие изделия. С помощью фановой аппаратуры устанавливаются основные режимы работы КС и обеспечивается ее безопасность [1, с. 10].
Во избежание загрязнения и эрозии оборудования и коммуникаций перед подачей транспортируемого газа на компримирование в ГПА он очищается то твердых и жидких примесей. Очистка осуществляется, как правило, в одну ступень - в пылеуловителях циклонного типа - блок пылеуловительной установки (БПУ). Параметрами контроля являются уровень конденсата в сборной емкости и величина перепада давления на пылеуловителе. Управление установкой очистки газа заключается в отводе из пылеуловителей накопленной в ней жидкости. Вторая ступень очистки газа применяется на отдельных КС - это очистка в фильтрах-сепараторах - блок фильтров-сепараторов (БФС).
Компримирование газа сопровождается повышением его температуры. Поэтому газ охлаждают в агрегатах воздушного охлаждения (АВО). Согласно действующим отраслевым нормам достаточным считается охлаждение компримированного газа до температур, превышающих температуру наружного воздуха не более, чем на 10 - 15 °С.
На площадках КЦ с газотурбинными ГПА используются установки (блоки) для подготовки топливного, пускового и импульсного газа (БПТГ), а также газа для собственных нужд цеха.
Природный газ под давлением от 5,5 до 7,5 МПа и температурой от -20 до 80°С поступает в БПТГ, где он очищается, редуцируется и подогревается. Выходящий из этой установки пусковой газ имеет давление 1,2-1,5 МПа, топливный газ с давлением 2,5 МПа, температурой от 25 до 70 °С и точкой росы по влаге -40 °С, импульсный газ пневмоприводной аппаратуры высокого давления 5,5-7,5 МПа и пневмоприводной аппаратуры низкого давления 2,5 МПа, а также газ для нужд цеха с давлением 0,6 МПа.
Параметрами контроля БПТГ являются давление, температура и расход газа. Вычисление и регистрация последнего требуют высокой точности, так как этот показатель является хозрасчетным на КС.
Контролируемыми параметрами КЦ являются давление и температура газа на выходе, предельные значения, которых выбираются исходя из механической прочности труб и температурной прочности изоляции. Контролируется также температура и давление газа на входе в КЦ. Система технико-экономических и расчетных показателей КЦ выбирается АСУ ТП.
Наряду с оборудованием КЦ в состав КС входит оборудование служебно-технологического комплекса (СПТК), т.е. станционные средства тепло-, электро-, водоснабжения, склады и административно-хозяйственные здания и сооружения.
КС непосредственно связана с прилегающей линейной частью газопровода и вместе с ней образуют линейное производственное управление магистрального газопровода (ЛПУ МГ).