ИТС 20-2016 Промышленные системы охлаждения

     1.4 Компрессорные станции

По принципу работы компрессоры можно разделить на объемные и динамические. К компрессорам объемного действия относятся поршневые и винтовые, а к динамическим - центробежные.

Рисунок 1.3 - Типы компрессоров

_______________

Данные Premium Engineering, .

Процесс сжатия любых газов связан с повышением его температуры. Для того чтобы температура сжимаемого газа, выходящего из компрессора, не превышала допустимого предела для нормальной, экономичной и безопасной работы компрессора (140°С-160°С), применяется охлаждение сжимаемого газа - воздушное и/или водяное. Воздушное охлаждение малоэффективно и используется преимущественно в компрессорах малой производительности. Чаще применяется оборотное водяное охлаждение компрессоров.

Система охлаждения компрессоров не предъявляет особых требований к температуре подаваемой воды. В зависимости от величины расхода нагрев воды может достигать 10°С-25°С. Желательно, чтобы температура нагретой воды не превышала 40°С-45°С для того, чтобы не происходило выпадение солей временной жесткости и образование накипи на охлаждаемой поверхности.

Если охлаждающая вода содержит большое количество солей, рекомендуется применять двухступенчатую или двухконтурную системы охлаждения. При такой системе охлаждения рубашки компрессоров охлаждает химически очищенная вода, циркулирующая по закрытой, замкнутой сети (первого контура), снабженной поверхностным теплообменником. Вода второго контура используется, в свою очередь, для охлаждения поверхностного теплообменника, после чего она поступает на водоохладитель.

Компрессоры применяются в промышленности очень широко, практически во всех отраслях промышленности.

В электроэнергетике мощные компрессоры применяются для обеспечения необходимого давления топливного газа перед газотурбинными установками.

На нефтепромыслах до недавнего времени было принято сжигать на факелах попутный нефтяной газ, образующийся в результате первичной обработки нефти и перед ее подачей в трубопровод. В настоящее время введено государственное регулирование, в соответствии с которым доля попутного газа, которая может быть сожжена в факелах, ограничивается. Для сжигания попутного газа его необходимо компримировать. Как правило, рабочее давление на нагнетании компрессора на промысле составляет 2-5 МПа. Для этих целей в большинстве случаев используются поршневые компрессоры с газопоршневым приводом. Единичная мощность такого компрессорного агрегата составляет 150-3500 кВт. Топливом для привода служит перекачиваемый газ.

Еще одной задачей для нефтепромысловых объектов является поддержание пластового давления с помощью закачки газа в пласт. В качестве газа может быть использован попутный газ, иногда воздух. Рабочее давление компрессора для этих целей составляет 15-35 МПа. На давно эксплуатируемых месторождениях для повышения дебита скважин применяется газлифтный способ добычи, когда течение нефти в трубу интенсифицируется потоком газа, подаваемого в пласт через другую скважину.

На газопромысловых объектах компрессоры необходимы для обеспечения стабильных параметров газа при подаче его в газопровод, поскольку со временем дебит скважины и пластовое давление снижаются. Для этих целей применяются поршневые (для средних и малых месторождений) и центробежные (для крупных месторождений) компрессоры со сменными проточными частями.

Поршневые компрессоры с газопоршневым приводом широко применяются для транспорта газа (на небольших магистралях) и для технологий его первичной переработки на месторождениях. Единичная мощность таких компрессорных установок бывает от 50 кВт до 6 МВт и могут иметь от одной до 4 ступеней сжатия.

Основные месторождения газа в России расположены на значительном расстоянии от крупных потребителей. Подача газа к ним осуществляется по газопроводам. При прохождении газа по трубам его давление снижается. Например, при расходе газа 90 млн.нм/сут по трубе диаметром 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 невозможно. Для этой цели необходимо строить компрессорные станции (КС), которые устанавливаются на трассе газопровода через каждые 100-200 км.

В настоящее время только на магистральных газопроводах газотранспортной системы России эксплуатируется более 4 тыс. компрессоров общей установленной мощностью порядка 40 млн.кВт.

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.

Рисунок 1.4 - Схема газопровода и изменения давления и температуры газа вдоль трассы ([56])

На газопроводах в качестве привода 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 наибольшее применение находят центробежные нагнетатели с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей.

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 затрат энергии на транспортировку газа необходимо на выходе каждой КС устанавливать аппараты воздушного охлаждения газа. Снижение температуры газа необходимо еще и для сохранения изоляции трубы. 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 поверхности трубопровода.

Современная компрессорная станция (КС) - это сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа.

1 - узел подключения КС к магистральному газопроводу; 2 - камеры запуска и приема очистного устройства магистрального газопровода; 3 - установка очистки технологического газа, состоящая из пылеуловителей и фильтрсепараторов; 4 - установка охлаждения технологического газа; 5 - газоперекачивающие 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

Рисунок 1.5 - Принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции ([56])