Предмет дисциплины «Компрессоры и компрессорные станции», ее задачи и место в подготовке бакалавров. Особенности дальнего транспорта природных газов.

Назначение и устройство компрессорных станций на магистральных газопроводах.

Предмет дисциплины «Компрессоры и компрессорные станции», ее задачи и место в подготовке бакалавров. Особенности дальнего транспорта природных газов.

Основные месторождения газа в России расположены на значительном расстоянии от крупных потребителей. Подача газа к ним осуществляется по газопроводам различного диаметра. При прохождении газа возникает трение потока о стенку трубы, что вызывает потерю давления. Например, при расходе газа 90 млн.нм /сут по трубе 1400 мм давление убывает с 7,6 до 5,3 МПа на участке = 110 км. 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 (КС), которые устанавливаются на трассе газопровода через каждые 100 -200 км.

Перед подачей газа в магистральные газопроводы его необходимо подготовить к транспорту на головных сооружениях, которые располагаются 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 сооружаются газораспределительные станции для газоснабжения потребителей.

Принципиальная схема расположения КС вдоль трассы магистрального газопровода приведена на рис. 1.1, где одновременно схематично показаны изменения давления и температуры газа между компрессорными станциями.

Рис. 1.1. Схема газопровода и изменения давления и температуры газа вдоль трассы

Транспорт газа на большие расстояния представляет собой весьма сложную техническую задачу, от решения которой во многом зависит развитие газовой промышленности и экономики страны в целом.

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

Вид привода компрессорных станций и ее 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 типа "Солар" и ГПА-Ц-6,3, 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 газа снижается, загрузка газопроводов обеспечивается за счет закачки газа на станцию подземного хранения газа.

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 естественно 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 компремирование 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.

Характерный вид графиков переменного режима работы газопровода при изменении его производительности показан на рис. 1.2. Из рисунка видно, что 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.

Рис. 1.2. Схема сезонного колебания расхода газа крупного промышленного центра: А - ТЭЦ; Б - промышленность (включая котельные); В - отопление; Г - коммунально-бытовые потребители

Расход газа, млн.нм /сут, через трубопровод длиной км определяется следующей формулой (при давлении 0,1013 МПа и 20°С):

, (3.1)

где - внутренний диаметр газопровода, мм; и - давление газа соответственно в начале и конце участка газопровода, МПа; 0,009 - коэффициент гидравлического сопротивления; - относительная плотность газа по воздуху; - средняя температура по длине газопровода. К; - средний по длине газопровода коэффициент сжимаемости газа; - длина участка газопровода, км.

На основании этой формулы можно вычислить пропускную способность газопровода на участке между двумя КС.

Положение КС на трассе МГ ориентировочно определяется расчетным путем. Далее место строительства КС уточняется с учетом условий строительства станции, близости населенных пунктов, возможности совмещения с уже существующими КС и наличия источников электроэнергии и воды.

Расчет режима работы МГ производится после окончательной расстановки КС, уточнения участков с различной толщиной стенок труб и протяженности участков с резервными нитками и лупингом. Для каждого месяца года определяется пропускная способность газопровода, давление и температура на входе и выходе каждой из КС и потребление топливного газа и электроэнергии. Расчет заканчивается определением годовой производительности Q_г

Q_г = К_и , (3.2)

где Q_г - годовая производительность МГ, млрд. м³ год;

К_и - коэффициент использования пропускной способности;

q _i- суточная пропускная способность МГ в i-ом месяце;

t_i - количество суток в месяце.

С ростом пропускной способности газопроводов за счет увеличения диаметра трубы и рабочего давления растет температура газа, протекающего по трубопроводу. 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 с большим моторесурсом позволяет стабильно поддерживать производительность газопровода на проектном уровне, снижать энергозатраты на транспорт газа примерно на 10-15%.

Таким образом, для уменьшения затрат мощности КС на перекачку газа, увеличения пропускной способности газопровода и экономии энергоресурсов на перекачку газа всегда выгодно поддерживать максимальное давление газа в трубопроводе, снижать температуру перекачиваемого газа за счет его охлаждения на станциях, использовать газопроводы большего диаметра, периодически осуществлять очистку внутренней полости трубопровода.