Компрессорные станции с поршневым газоперекачивающим агрегатом ГПА

Газоперекачивающий агрегат (ГПА) - предназначен для компримирования природного газа на компрессорных станциях газопроводов и подземных хранилищ газа.

ГПА состоит из нагнетателя природного газа, привода нагнетателя, всасывающего и выхлопного устройств (в случае газотурбинного привода), систем автоматики, маслосистемы, топливовоздушных и масляных коммуникаций и вспомогательного оборудования.
ГПА различают: по типу нагнетателей - поршневые газомоторные компрессоры (газомотокомпрессоры) и ГПА с центробежными нагнетателями; по типу привода - ГПА с газовым двигателем внутреннего сгорания (газомоторные двигатели), с газотурбинным приводом, с электроприводом. ГПА с газотурбинным приводом, в свою очередь, подразделяются на агрегаты со стационарной газотурбинной установкой и с приводами от газотурбинных двигателей авиационного и судового типов.

Рис.1 Принципиальная технологическая схема компрессорной станции: 1 - установка очистки газопровода; 2 — установка очистки газа; 3 - газоперекачивающий агрегат; 4 — обратный клапан; 5 - установка охлаждения газа.

 

Компрессорные станции с центробежными газоперекачивающими агрегатами

На компрессорных станциях магистральных газопроводов применяют также газоперекачивающие агрегаты с приводом центробежного нагнетателя от электродвигателей. В этом случае для привода центробежных нагнетателей используют синхронные электродвигатели мощностью 4, и 12,5 тыс. кВт. Причем наибольшее применение для привода находят синхронные электродвигатели мощностью 4 и 12,5 тыс. кВт. Электродвигатели имеют обозначения СТД-4000-2 и СТД-12500-2. Газоперекачивающие агрегаты имеют маркировку по типу электродвигателя, например, ГПА-СТД-4000 и ГПА-СТД-12500. Газоперекачивающие агрегаты с электроприводом обладают следующими преимуществами перед газоперекачивающими агрегатами с приводом от газовых турбин значительное упрощение и удешевление монтажных и пусконаладочных работ меньшая площадь, занимаемая агрегатом, и меньший объем фундамента большой ресурс и большая эксплуатационная надежность значительное упрощение системы автоматического управления компрессорной станцией снижение эксплуатационных расходов на 50 % по сравнению с этими расходами газотурбинного привода одинаковой мощности.

Системы охлаждения технологического газа на компрессорных станциях АВО

В процессе компремирования газа, в частности повышается t (температура). Излишне высокая температура, с одной стороны может привести к разрушению изоляционного покрытия трубопровода, а с другой – к снижению подачи технологического газа и увеличению энергозатрат на его компремирование (из-за увеличения его объемного расхода).

В северных районах, где газопроводы проходят в зоне вечномерзлых грунтах, газ охлаждают до отрицательных величин, с целью недопущения оттаивания грунтов, что может привести к смещению трубопровода и возникновению аварийных ситуаций. Охлаждение газа может осуществляться в холодильниках различных систем и конструкций: кожухотрубных (типа труба в трубе), воздушных компрессорных и абсорбирующих холодильных машинах, различного типа градильнях, воздушных холодильниках.

Наибольшее распространение на КС схемы с использованием аппаратов воздушного охлаждения АВО. Температура газа после охлаждения в АВО не может быть ниже температуры наружного воздуха. Конструктивно аппараты охлаждения подразделены на вертикальные (АВВ), горизонтальные (АВГ), зигзагообразные, шатровые (АВШ) и кольцевые (АВК).принцип действия АВО состоит в том, что поток воздуха, нагнетаемый вентилятором, направляется на поверхность теплообмена (батарею труб) и охлаждает проходящий по трубам газ.

На рамную конструкцию установлены охлаждающие секции. Холодный теплоноситель (наружный воздух) подается к охлаждающим секциям вентилятором, через диффузор.

В зависимости от условий эксплуатации АВО выпускают нескольких типов: без жалюзи; Ж – с жалюзи; Н – с приводом для работы во взрывобезопасной среде; В – с приводом для работы во взрывоопасной среде; 1 – с тихоходным электродвигателем.

Варианты исполнения привода дистанционного механизма поворота лопастей вентилятора: Р – ручной; П – пневматический; Э – электромеханический; У – с центральным ручным регулированием угла установки лопастей при остановленном вентиляторе. Поворотные лопасти позволяют регулировать расход воздуха для регулировки t газа при изменении t окружающего воздуха. АВО также могут быть поставлены с увлажнителем.

Подземные хранилища газа

Подземное хранилище газа (ПХГ) — это комплекс инженерно-технических сооружений в пластах-коллекторах геологических структур, горных выработках, а также в выработках-ёмкостях, созданных в отложениях каменных солей, предназначенных для закачки, хранения и последующего отбора газа, который включает участок недр, ограниченный горным отводом, фонд скважин различного назначения, системы сбора и подготовки газа, компрессорные цеха.

ПХГ сооружаются вблизи трассы магистральных газопроводов и крупных газопотребляющих центров для возможности оперативного покрытия пиковых расходов газа. Они создаются и используются с целью компенсации неравномерности (сезонной, недельной, суточной) газопотребления, а также для резервирования газа на случай аварий на газопроводах и для создания стратегических запасов газа.

В настоящее время наибольшее распространение получили ПХГ созданные в пористых пластах (истощенные месторождения и водоносные структуры). Кроме пористых пластов пригодны для создания хранилищ и залежи каменных солей (создаваемые путём размыва так называемой каверны), а также в горных выработках залежей каменного угля и др. полезных ископаемых.

Всего в мире действует более 600 подземных хранилищ газа общей активной ёмкостью порядка 340 млрд м³.

Наибольший объём резерва газа хранится в ПХГ, созданных на базе истощенных газовых и газоконденсатных месторождений. Менее ёмкими хранилищами являются соляные каверны, есть также единичные случаи создания ПХГ в кавернах твердых пород.

Типы газовых хранилищ

Газовое хранилище представляет собой геологическую структуру или искусственный резервуар, используемый для хранения газа. Работа хранилища характеризуется двумя основными параметрами — объемным и мощностным. Первый характеризует ёмкость хранилища — активный и буферный объёмы газа; второй показатель характеризует суточную производительность при отборе и закачке газа, продолжительность периода работы хранилища при максимальной производительности.

По режиму работы ПХГ подразделяются на базисные и пиковые.

Базисное ПХГ предназначено для циклической эксплуатации в базисном технологическом режиме, который характеризуется сравнительно небольшими отклонениями (увеличением или уменьшением в пределах от 10 до 15 %) суточной производительности ПХГ при отборах и закачках газа от среднемесячных значений производительности. Пиковое ПХГ предназначено для циклической эксплуатации в пиковом технологическом режиме, который характеризуется значительными приростами (пиками) свыше 10-15 % суточной производительности ПХГ в течение нескольких суток при отборах и закачках газа относительно среднемесячных значений производительности.

По назначению ПХГ подразделяются на базовые, районные и локальные.

Базовое ПХГ характеризуется объёмом активного газа до нескольких десятков миллиардов кубических метров и производительностью до нескольких сотен миллионов кубических метров в сутки, имеет региональное значение и влияет на газотранспортную систему и газодобывающие предприятия. Районное ПХГ характеризуется объёмом активного газа до нескольких миллиардов кубических метров и производительностью до нескольких десятков миллионов кубических метров в сутки, имеет районное значение и влияет на группы потребителей и участки газотранспортной системы (на газодобывающие предприятия при их наличии). Локальное ПХГ характеризуется объёмом активного газа до нескольких сотен миллионов кубических метров и производительностью до нескольких миллионов кубических метров в сутки, имеет локальное значение и область влияния, ограниченную отдельными потребителями. По типу различают наземные и подземные газовые хранилища. К наземным относятся газгольдеры (для хранения природного газа в газообразном виде) и изотермические резервуары (для хранения сжиженного природного газа), к подземным — хранилища газа в пористых структурах, в соляных кавернах и горных выработках.

Типы газовых хранилищ

ГАЗОВОЕ ХРАНИЛИЩЕ— природная или искусственная ёмкость для резервирования больших объёмов газа и регулирования его подачи в соответствии с неравномерностью газопотребления. Газовые хранилища сооружаются вблизи трассы магистральных газопроводов и потребляющих центров.
Различают: наземные газовые хранилища — газгольдеры (низкого, среднего и высокого давления), предназначенные для хранения избыточного газа, поступающего в период минимального (ночного) потребления и выдачи его в городскую сеть в период максимального (дневного) потребления; подземные поверхностные газовые хранилища — участки газопроводов от последней компрессорной станции до газораспределительной станции, используемые для выравнивания неравномерности потребления газа в течение суток и недели; подземные газовые хранилища, называемые обычно подземными хранилищами газа (ПХГ), — создаются в естественных и искусственных подземных резервуарах. В отличие от газгольдеров ПХГ обеспечивают сглаживание сезонной неравномерности газопотребления. Наибольшее значение имеют ПХГ, способные вмещать сотни млн. м³ газа и более. Особый тип газового хранилища — изотермические хранилища сжиженного газа, предназначенные для покрытия т.н. пиковых нагрузок, т. е. при необходимости ускоренного отбора газа. В районах, где невозможно создание ПХГ, но существует значительная неравномерность газопотребления, размещают хранилища сжиженных природных газов (СПГ).