Подготовка газа к транспортировке 2 (стр. 9 из 12)
Опыт эксплуатации АВО га КС показывает, что снижение температуры газа в этих аппаратах можно осуществить примерно на значение порядка 15 - 25 °С. Одновременно опыт эксплуатации указывает на необходимость и экономическую целесообразность наиболее полного использования установок охлаждения газа на КС в годовом цикле эксплуатации, за исключением тех месяцев года с весьма низкими температурами наружного воздуха, когда включение всех аппаратов на предыдущей КС приводит к охлаждению транспортируемого газа до температуры, которая может привести к выпадению гидратов. Обычно это относится к зимнему времени года.
При проектировании компрессорной станции количество аппаратов воздушного охлаждения выбирается в соответствии с отраслевыми нормами ОНТП51-1-85. На основании этих норм температура технологического газа на выходе из АВО должна быть не выше 15 -20 °С средней температуры наружного воздуха.
Уменьшение температуры технологического газа, поступающего в газопровод после его охлаждения в АВО, приводит к уменьшению средней температуры газа на линейном участке трубопровода и, как следствие, к снижению температуры и увеличению давления газа на входе в последующую КС. Это, в свою очередь, приводит к уменьшению степени сжатия на последующей станции (при сохранении давления на выходе из нее) и энергозатрат на компремирование газа по станции.
Очевидно также, что оптимизация режимов работы АВО должна соответствовать условию минимальных суммарных энергозатрат на охлаждение и компремирование газа на рассматриваемом участке работы газопровода.
Следует также отметить, что аппараты воздушного охлаждения газа являются экологически чистыми устройствами для охлаждения газа, не требуют расхода воды, относительно просты в эксплуатации. В эксплуатации применяются следующие типы АВО газа: 2АВГ-75, АВЗД, фирм «Нуово Пиньоне» и «Крезо Луар».
В настоящее время установки охлаждения транспортируемого газа являются одним из основных видов технологического оборудования КС.
4. Газоперекачивающие агрегаты.
4.1. Компоновка газоперекачивающих агрегатов на станции
Газоперекачивающий агрегат - сложная энергетическая установка, предназначенная для компремирования природного газа, поступающего на КС по магистральному газопроводу.
На рис. 22 приведена принципиальная схема ГПА с газотурбинным приводом, где показаны все основные узлы, входящие в агрегат:
1. Воздухозаборная камера (ВЗК) нужна для подготовки циклового воздуха, поступающего из атмосферы на вход осевого компрессора. На разных типах ГПА воздухозаборные камеры имеют различные конструкции, но все предназначены для очистки поступающего воздуха и понижения уровня шума в районе ВЗК.
2. Пусковое устройство (турбодетандер, воздушный или электрический стартер) необходимо для первоначального раскручивания осевого компрессора (ОК) и турбины высокого давления (ТВД) в момент пуска ГПА.
3. Осевой компрессор предназначен для подачи необходимого количества воздуха в камеру сгорания газотурбинной установки.
4. Турбина высокого давления служит приводом осевого компрессора
и находится с ним на одном валу.
5. Турбина низкого давления (ТНД) служит для привода центробежного нагнетателя.
6. Нагнетатель природного газа представляет собой центробежный газовый компрессор без наличия промежуточного охлаждения и предназначен для компремирования природного газа.
7. Краны обвязки ГПА.
8. Регенератор (воздухоподогреватель) представляет собой теплообменный аппарат для повышения температуры воздуха, поступающего после ОК в камеру сгорания (КС), и тем самым снижения расхода топливного газа по агрегату.
9. Камера сгорания предназначена для сжигания топливного газа в потоке воздуха и получения продуктов сгорания с расчетными параметрами (давление, температура) на входе в ТВД.
10.Блок подготовки пускового и топливного газа представляет собой комплекс устройств, при помощи которых часть газа, отбираемого из магистрального газопровода, очищается от механических примесей и влаги, доводится до необходимых параметров, обусловленных требованиями эксплуатации газоперекачивающих агрегатов.
11.Аппараты воздушного охлаждения масла предназначены для охлаждения смазочного масла после подшипников турбин и нагнетателя.
Кроме того, каждый ГПА снабжен системой регулирования основных параметров агрегата, системами агрегатной автоматики, автоматического пожаротушения, обнаружения загазованности помещения.
 |
Рис. 22 Принципиальная схема компоновки ГПА.
4.2. Типы газоперекачивающих агрегатов, применяемых на КС
Газоперекачивающие агрегаты, применяемые для компремирования газа на компрессорных станциях, по типу привода подразделяются на три основных группы: газотурбинные установки (ГТУ), электроприводные агрегаты (ЭГПА) и газомотокомпрессорные установки (ГМК).
К первой группе относятся ГПА с приводом от центробежного нагнетателя от газовой турбины; ко второй - агрегаты с приводом от электродвигателя и к третьей группе - агрегаты с приводом от поршневых двигателей внутреннего сгорания, использующих в качестве топлива природный газ.
К агрегатам первой группы - основного вида привода компрессорных станций, относятся: стационарные, авиационные и судовые газотурбинные установки.
К стационарным газотурбинным установкам, специально сконструированных для использования на газопроводах страны.
4.3. Нагнетатели природного газа. Их характеристики.
Нагнетателями природных газов принято называть лопаточные компрессорные машины с соотношением давления сжатия свыше 1,1 и не имеющие специальных устройств для охлаждения газа в процессе его сжатия.
Все нагнетатели условно можно разделить на два класса: неполнонапорные (одноступенчатые) (см. рис. 23.) и полнонапорные (см. рис.24). Первые, имеющие степень сжатия в одном нагнетателе 1,25-1,27, используются при последовательной схеме компремирования газа на КС, вторые - полнонапорные, имеющие степень сжатия 1,45-1,51, используются при коллекторной схеме обвязки компрессорной станции.
Важной характеристикой нагнетателя является его производительность. Применительно к газопроводу различают объемную Q, м3/мин, массовую G, кг/ч, и коммерческую подачу газа Qк, млн*нм3/сут. Перевод одних величин в другие осуществляется и использованием уравнения Клапейрона с поправкой на сжимаемость газа z, Рv = zRT. При использовании G кг газа применяется уравнение Клапейрона — Менделеева также с использованием поправки на сжимаемость газа z, РQ =GzRТ, где Q - объемная подача газа, G - массовая подача, характеризующая количество газа, протекающее в единицу времени через сечение всасывающего патрубка. Коммерческая подача Qк определяется по параметрам состояния во всасывающем патрубке, приведенным к нормальным физическим условиям ( t = 20°С; Р = 0,101 МПа). Для определения коммерческой подачи используется уравнение Клапейрона для «стандартных» условий: Р0v0 = RТ0, Qк=G/ρ0, ρ 0=Р0/RТ0.
Характеристики ряда типов центробежных нагнетателей, используемых на газопроводах, приведены в табл. 15. Каждый тип нагнетателя характеризуется своей характеристикой, которая строится при его натурных испытаниях. Под характеристикой нагнетателей принято понимать зависимость степени сжатия ε, политропического КПД (η пол) и удельной приведенной мощности (N. I р )п от приведенного объемного расхода газа Qпр, . Строятся такие характеристики для заданного значения газовой постоянной Rпр, коэффициента сжимаемости zпр, показателя адиабаты, принятой расчетной температуры газа на входе в нагнетатель Твв принятом диапазоне изменения приведенной относительной частоты вращения (п/п0)пр. Типовая характеристика нагнетателя типа 370-18-1 приведена на рис. 25 Характеристики других типов имеют такой же вид, как для неполнонапорных, так и для полнонапорных нагнетателей.
Рис. 23. Неполнонапорный одноступенчатый нагнетатель 370-18 агрегатаГТК-10-4 производства НЗЛ: 1 - корпус; 2 - крышка; 3 - лопаточный диффузор;4 - рабочее колесо; 5 - гильза; 6 - зубчатая муфта; 7 - клиновые прокладки;
8 - анкерные болты.
Рис. 24 Полнонапорный двухступенчатый нагнетатель НЦ-16/76 агрегата ГПА У16 производства АО «СМПО им. Фрунзе»: 1-опорный подшипник;2 - крышка; 3 - корпус; 4 - внутренний корпус; 5 - ротор; 6 - крышка;7 - уплотнение; 8 - опорно-упорный подшипник; 9 - блок масляных насосов;10 - думмис; 11 - улитка; 12 - обратный направляющий аппарат.
Рис. 25. Приведённые характеристики нагнетателя 370-18-1 при [Ти]пр=288К; zпр=0,9; Rмр=490 Дж / (кг -К)
Таблица 15
Характеристики центробежных нагнетателей для транспорта природных газов