ВЫСШЕЕ
А.А. КОРШАК
КОМПРЕССОРНЫЕ
СТАНЦИИ______
МАГИСТРАЛЬНЫХ
Серия «Высшее образование»
А. А. Коршак
КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ
Допущено Учеб но-методическим объединением вузов Российской Федерации по нефтегазовому образованию в качестве учебного пособия для студентов образовательных организаций высшего образования, обучающихся по направлению подготовки бакалавриата «Нефтегазовое дело», по представлению Ученого Совета Уфимского государственного нефтяного технического университета (выписка из протокола № 905/28 от 16.06.2014)
Феникс
2016
УДК 621.6(075.8)
ББК 39.76я73
КТК267
К70
Рецензенты:
зав. кафедрой транспорта и хранения нефти и газа Института нефти и газа САФУ им. М. В. Ломоносова, д-р г.-м. наук, проф. Af. Г Губайдуллин,
директор ООО «Энергня-2», заслуженный деятель науки РФ, д-р техн, наук, проф. В, Н. Антипьев
Коршак А. А.
К70 Компрессорные станции магистральных газопроводов : учебное пособие / А. А. Коршак. — Ростов н/Д : Феникс, 2016.— 157, [1] с. — (Высшее образование).
ISBN 978-5-222-24078-6
Изложены основные сведения об оборудовании компрессорных станции магистральных газопроводов, их проектировании и эксплуатации.
' чсбнос пособие предназначено для студентов специальности 10  < проектирование, сооружение и эксплуатация газопроводов и газонсфтсхранилищ» направления подготовки дипломированных " дна.’ истов 0 (Ю «Нсфтешювое дело», бакалавров и магистров, обучающихся по направлению подготовки бакалавров и магистров 130500 «Нефтегазовое дело», а также для широкого круга инженер-но-техш<ческих работников
ISBN 978-5-222-24078-6
•=- —_ —. «  «
УДК 621.6(075.8)
ББК 39.76я73
о Коршак А. А., 2014
® Оформление: ООО «Феникс», 2015
ВВЕДЕНИЕ
Практически весь добываемый в нашей стране газ транспортируется по трубопроводам. Магистральным газопроводам (МГ) называется комплекс производственных объектов, обеспечивающих перекачку природного или попутного нефтяного газа из мест добычи в места потребления, в состав которого входят:
•	линейные сооружения;
•	компрессорные станции (КС);
•	подземные хранилища газа (ПХГ);
•	газораспределительные станции (ГРС).
К линейным сооружениям магистрального газопровода относятся: собственно трубопровод, сваренный из труб диаметром от 530 до 1420 мм; линейные краны; переходы через естественные и искусственные препятствия; средства защиты трубопровода от коррозии; линии диспетчерской связи и электропередачи; вертолетные площадки; вдольтрассовые дорого.
Подземные хранилища газа (станции подземного хранения газа) предназначены для компенсации неравномерности газопот-ребления в течение года и смягчения последствий аварийных ситуаций в системе газоснабжения. Основными объектами ПХГ являются: дожимная компрессорная станция (ДКС), технологические трубопроводы, а также скважины для закачки газа в пласт и его извлечения.
Газораспределителъные станции предназначены для понижения давления газа, подаваемого из магистральных газопроводов потребителям. Основными объектами ГРС являются: узлы переключения станции, очистки газа, предотвращения гидратов, регулирования давления, учета и одоризации газа.
Ведущую роль в транспортировке газа по трубопроводу играют компрессорные станции. В данном учебном пособии рассматриваются вопросы их проектирования и эксплуатации.
ГЛАВА 1
Общие сведения о компрессорных станциях магистральных газопроводов
1.1. Классификация КС
Компрессорные станции магистральных газопроводов классифицируются по:
•	назначению;
•	типу установленных компрессорных машин;
•	типу привода газоперекачивающего аппарата.
По назначению компрессорные станции магистральных газопроводов бывают головные, линейные (промежуточные) и дожимные.
Головная и линейные КС магистрального газопровода предназначены для компенсации потерь давления, имеющих место при транспортировке газа от мест добычи до мест потребления. Кроме того, на К( осуществляются доочистка газа от механических примесей и капельной влаги, его охлаждение, а также измерение (при необходимости) его расхода (на входящих в состав этих КС газоизмерительных станциях).
На КС, предшествующих морским участкам газопроводов, размещают также станции дополнительной осушки газа.
Головная КС размещается непосредственно возле газового месторождения. На нее поступает товарный газ. уже прошедший через промысловую установку комплексной подготовки, где осуществляются его очистка от мехпримесей и капельной влаги, осушка, очистка от углекислого газа и сероводорода, извлечение гелия. Характерной особенностью головной КС является высокая степень с жатия г аза под которой понимают отношение давления его нагнетания к давлению всасывания станции.
4
Глава 1. Общие сведения о компрессорных станциях газопроводов
Линейные КС размещаются, как правило, через каждые 100-150 км. Степень сжатия современных линейных КС составляет, как правило, около 1,34, что соответствует давлению всасывания Рл = 5,6 МПа и давлению нагнетания Р,11Г= 7,5 МПа. Исключение составляют линейные КС газопроводов, построенных до 1980 г., а также береговые КС, где давление нагнетания достигает 19,6 МПа.
Дожимные КС (ДКС) устанавливаются на подземных храни* л и щах газа. Они служат для его закачки из магистрального газопровода в пласт, а также для отбора газа in пласта (в периоды дефнци-та) с целью закачки в магистральный газопровод или непосредственной подачи потребителям. Отличительной особенностью ДКС является высокая степень сжатия — от 2 до 4.
По типу установленных компрессорных машин различают поршневые и цс1гтробежныс КС. В первом случае на них установлены поршневые компрессоры, а во втором — центробежные нагнетатели.
Поршневые компрессоры использовались для перекачки газа на начальном этапе развития газопроводов. Однако они очень громоздки и малопроизводительны. В настоящее время в системе магистральных газопроводов они используются только на дожимных КС подземных хранилищ газа.
Головные и линейные КС современных МГ оснащают центробежными нагнетателями. Они бывают полнонапорными и неполнонапорными. В первом случае каждый газоперекачивающий агрегат (ГПА) обеспечивает компримирование газа от давления Рм до Р1ИП а во втором — для достижения требуемой степени сжатия необходимо последовательное включение двух и более агрегатов.
По типу привода газоперекачивающего агрегата различают КС с газотурбинным и электрическим приводом. В настоящее время первый тип привода имеют более 88% ГПА, а второй — около 12%.
1.2.	Состав сооружений компрессорной станции
В общем случае в состав компрессорной станции входят следующие основные объекты:
•	узел подключения КС к магистральному трубопроводу;
•	установка очистки газа с системой сбора продуктов очистки;
Компрессорные станции могмстрольных газопроводов__
•	площадка газоперекачивающих агрегатов (ГПА с оборудованием. трубопроводами и системами, обеспечивающими их работу);
•	установка охлаждения технологического газа;
•	блок подготовки топливного, пускового и импульсного газа (БПТПИГ);
•	технологические трубопроводы и арматура.
Кроме того, на КС имеются многочисленные вспомогательные системы и сооружения:
•	система электроснабжения, молмнезащиты и заземления;
•	система маслоснабжсния;
•	система водоснабжения и канализации;
•	система отопления и вентиляции (в составе зданий и сооружений);
•	система теплоснабжения;
•	системы пожарной сигнализации, водоснабжения и автоматического пожаротушения;
•	система газоснабжения (собственные нужды КС);
•	система элскгрохимзащнты;
•	система обеспечения инертными газами;
•	установка воздухоснабження ГПА (при необходимости ).
Совокупность данных объектов составляет компрессорный цех —основную часть компрессорной станции, выполняющую технологические функции очистки, компримирования и охлаждения газа. На площадке КС их может быть несколько.
Кроме того, на КС имеются здания и сооружения, нс задействованные непосредственно в технологическом процессе транспорта г а за К ним относятся:
•	склад оборудования и арматуры.
•	склад материалов и реагентов;
•	склад метанола;
•	ремонтно-эксплуатационный блок;
о	юобно-производствснные и административные здания;
•	пожарное депо;
•	проходная и пр.
Обычно они размещаются за пределами площадки КС, в зоне служебно-вспомогательного производственного комплекса, и не менее чем в 350 м от линейной части магистрального трубопровода.
6
Глова 1. Общие сведения о компрессорных станциях газопроводов
1.3.	Технологические схемы КС
В соответствии с типами применяемых ГПА различают:
•	компрессорные станции с поршневыми газоперекачивающими агрегатами (газомото комп ре ссорам и);
•	компрессорные станции с газоперекачивающими агрегата* ми, имеющими газотурбинный привод (газотурбинные ГПА);
•	компрессорные станции с газоперекачивающими агрегата* ми, имеющими привод от электродвигателя (элсктропр и водные ГПА).
На рисунке 1.1 представлена принципиальная технологическая схема КС с параллельной обвязкой полнонапорных ГПА.
Рис. 1.1. Принципиальная технологическая схема КС с параллельным соединением полнонапорных центробежных нагнетателей
В соответствии с ней газ поступает на компрессорную станцию через входной кран № 7, предназначенный для автоматического отключения (в случае необходимости) КС от магистрального газопровода. Далее газ последовательно проходит через блоки пылеуловителей и фильтр-сепараторов. после чего поступает во всасывающий коллектор компрессорного цеха (КЦ). Здесь он разделяется по количеству параллельно включенных ГПА и через кран № 1 поступает на вход центробежных нагнетателей.
7
Компрессорные станции могмстрсмьных газопроводов
После компримирования газ проходит обратный клапан, кран № 2 и поступает в нагнетательный коллектор, из которого попадает в группу аппаратов воълушного охлаждения (АВО газа). Здесь его температура снижается. Далее сжатый и охлажденный газ через обратный клапан и выходной кран № 8 поступает в магистральный газопровод.
Технологическая схема КС предусматривает ряд защит. Охранные краны № 19 и 21 предназначены для автоматического отключения магистрального газопровода от станции в случае возникновения каких-либо повреждений на узле подключения, а равно являются элементами секционирования линейной «засти в случае се повреждения.
Дэя предотвращения гидродинамического удара при заполнении газом технологической обвязки КС кран № 7 снабжен обводной линией меньшего диаметра с краном № 7р. Заполнение обвязки производится путем его открытия и осуществляется до тех пор, пока давление в ней и в магистральном газопроводе не сравняются. Только после этого открывается кран № 7.
Серьезную опасность для оборудования КС представляют огромные потоки газа из нагнетательного коллектора или магистрального газопровода. Они могут привести к обратной раскрутке центробежного нагнетателя и ротора силовой турбины, что в конечном irroi i приведет к аварии на станции. Обратное течение газа в обвязке КС предотвращается с помощью обратных клапанов. Они установлены как в нагнетательной линии каждого ГПА, так и на выходе КС в целом (перед выходным краном № 8)
Для стравливания газа из технологической обвязки КС и газоперекачивающих агрегатов при проведении ремонтных и профи-зактнческих работ предусмотрены свечи, снабженные свечными кранами № 5,17 и 18.
При жсп 1уатации К( возможна ситуация, когда давление на выходе из нес может приблизиться к максимально разрешенному, я предотвращения его превышения между входным и выходным ТР» пР°В0Дам,< устроена перемычка с краном № 6А. Этот кран ходим также при пуске или остановке компрессорного цеха: открытие обеспечивает снижение выходного и увеличение входного давления КС, что ведет к уменьшению степени сжатия. Работа
8
Глава I. Общие сведения о компрессорных станциях газопроводов
КС с открытым краном № 6Л называется работой станнин на «станционное кольцо».
Кроме того, технологическая схема компрессорной станции обеспечивает:
. прием и запуск средств очистки и диагностики линейной части магистрального газопровода с помощью соответствующих камер;
♦ транзитную перекачку газа, минуя КС, с помощью перемычки, на которой установлен кран № 20.
Принципиальный план размещения объектов КС приведен на рис. 1.2.
Рис. 1.2. Принципиальный план компоновки основного оборудования компрессорной станции: 1 — байпас КС; 2 камеры приема и запуска очистных устройств; 3 — установка очистки технологического газа; 4 — установка охлаждения технологического газа, 5 — газоперекачивающий агрегат; 6 — технологические трубопроводы обвязки КС; 7 — запорная арматура технологических трубопроводов; 8 — блок подготовки пускового, топливного и импульсного газа; 9 — оборудование электрохимической защиты трубопроводов обвязки КС; 10— главный щит управления
Компрессорные станции магистральных газопроводов
Он включает 3 зоны:
•	узел переключения КС;
•	зона основного производства;
•	служебно-производственный комплекс.
Узел подключения КС расположен вне ее территории и включает в себя:
•	участок магистрального газопровода, включая байпас;
•	камеры приема и запуска очистных устройств;
•	всасывающий и нагнетательный трубопроводы КС с запорной арматурой (до установки очистки и за установкой охлаждения газа).
В зоне основного производства находятся:
• установка очистки технологического газа, состоящая в общем случае из пылеуловителей и фильтр-сспараторов;
ГПА в тощем здании компрессорного цеха или индивидуальных укрытиях;
установка охлаждения технологического газа;
технологичсскис трубопроводы обвязки КС с запорной арматурой;
блок к )дг.Hi.вки 'гускового, топливного и импульсного газа; оборудование мсктрохнмической защиты трубопроводов обвязки КС;
различное вспомогательное оборудование (маслохозяйство, котельная, склад ГСМ, аппараты воздушного охлаждения масла, резервуары воды и пены для пожаротушения);
энергетическое оборудование (трансформаторная подстанция, дггзельная электростанция или передвижная аварийная электростанция);
. вныи щит управления или диспетчерский пункт.
ся алмшшгт^ а1^ебн^пРоим°дственного комплекса находят-шнн нт я 371,81,06 адание, гараж, мойка и стоянка для автома-напорные п	,аводами выпускались в основном исполне-
нии) со степень 0С>И1Ь,С нагнстателн (в одноступенчатом нсполне-ншу со степенью сжатия до I эа п «
Для обеспечения необхолик В С СС неДостэточностью’ ния КС такие ип СОбходнмого Давления газа на стороне нагнста-пгетатели в тсхнолоп1чсской обвязке соединяли
10
Глава 1. Общие сведения о компрессорных станциях газопроводов параллельно-последовательно: два последовательно соединенных ГПЛ составляли группу, а несколько групп газоперекачивающих агрегатов соединялись параллельно. Принципиальная технологическая схема КС с параллельно-последовательной обвязкой нсполно-напорных нагнетателей приведена на рис. 1.3.
«в 19	Кдмсра приема Камера пуска	№ 21
Рис. 1.3. Принципиальная технологическая схема КС с последовательно-параллельным соединением неполнонапорных центробежных нагнетателей
В начальный период развития трубопроводного транспорта газа для его перекачки использовались поршневые ГПА. Принципиальная технологическая схема КС в этом случае приведена на рис. 1.4.
Ее отличиями являются:
•	использование масляных пылеуловителей;
•	наличие маслоотделителей, сепараторов и абсорберов.
Масляные пылеуловители использовались, с одной стороны, в силу относительно небольшой производительности газопроводов диаметром 530 мм и менее, а с другой — в силу того, что циклонные пылеуловители еще находились в стадии разработки.
В связи с имеющим место уносом масла из пылеуловителей возникла необходимость применения маслоотделителей после них.
Унос масла наблюдается и при работе поршневых ГПА. Для улавливания основного его количества в виде капель предназначены
Компрессорные станции магистральных газопроводов
Рис. 1.4. Принципиальная технологическая схема КС с поршневыми ГПА
сепараторы, капельки же масла, сконденсировавшегося из его паров в АВ() газа, собираются в маслоотделителях.
каждый поршневой ГПА имеет обводную редукционную линию и линию сброса газа на свечу. Дзя гашения пульсации газового потока и уменьшения вибрации ГПА и трубопроводов его обвязки предусматриваются буферные емкости и акустические фильтры на всасывающих и нагнетательных трубопроводах.
Компрессорные станции с поршневыми ГПА в настоящее время применяются преимущественно на промысловых газопроводах, а также в составе подземных хранилищ газа.
Дожимные компрессорные станции в составе подземных хранилищ газа развивают давление до 20 МПа. До последнего времени на ДКС ПГХ работали в основном газомотокомпрессоры, так как они имеют:
высокую степень повышения давления в одной ступени (до 6); высокое давление сжатия (до 105 МПа);
возможность работы в широком диапазоне давлений компримируемого газа.
пе1гтлА^Т0ЯЩСС ВРСМЯ на ПХГ все шире применяют ГПА с <ыми нагнетателями, что обеспечивает снижение приве-
12
Глово L Общие сведения о компрессорных станциях газопроводов денных газовых затрат на их сооружение и эксплуатацию, способствует уменьшению численности обслуживающего персонала. Однако конструкция ГПА в этом случае сложнее вследствие необходимости применения мультипликатора (повышающего редуктора) для достижения степени сжатия до 3-4-х и давления закачки газа в хранилище до 20 МПа.
Технологические схемы ДКС ПХГ выполняют с двумя-тремя степенями (или цехами) сжатия. Режим их работы — циклический. Продолжительность периодов закачки и отбора газа составляет 90-150 суток. Остальное время ДКС ПХГ простаивает.
Принципиальная технологическая схема ДКС ПХГ приведена на рис. 1.5.
CciiipJivpu АНО гги
кц
Рис. 1.5. Принципиальная технологическая схема ДКС IX
Газ из магистрального газопровода проходит через блок пылеуловителей и поступает в компрессорный цех, где подвергается компримированию. Если на ДКС установлены поршневые ком прессоры, то сжатый газ сначала очищается оз масла в сепараторах, затем охлаждается в АВО газа, после чего дочищается в маслоотделителях. Если на ДКС установлены центробежные
13
Компрессорные станции магистральных газопроводов____
нагнетатели, то необходимость в отделении масла от сжатого газа от су гствуст.
Скомпримированнын газ поступает в газораспредсл1ггсльный пункт (ГРП), откуда распределяется по скважинам подземного хранилища. Казнчество закачиваемого газа измеряется расходомерами.
При отборе газа из скважин он сначала подвергается очистке от мехпримесей и капельной влаги, а затем дросселируется в ГРП до давления, превышающего давление в магистральном газопроводе на величину потерь в соединяющей их линии, абсорберах и узле учета газа.
ГЛАВА 2
Основные системы компрессорных станций магистральных газопроводов
2.1. Система подготовки газа
2.1.1. Необходимость и требования к подготовке газа
Газ, извлекаемый из недр земли, в общем случае содержит в своем составе механические примеси, воду (в капельном и парообразном виде), тяжелые углеводороды, примеси азота, гелия, сероводорода и углекислоты. Их присутствие в товарном газе недопустимо, так как:
11 механические примеси подвергают газопроводы износу, запивают ко1гтрольно-измеритсльные приборы;
2)	присутствие воды создает условия для образования пиратов и для внутренней коррозии;
3)	тяжелые углеводороды, конденсируясь, образуют в полости трубопроводов скопления жидкости, увеличивающие П1дравлнчс-скос сопротивление;
4)	азот и углекислота уменьшают теплоту сгорания газа, гелий является ценным сырьем для радиотехнической промышленности, присутствие сероводорода ведет к усилению коррозии.
Поэтому добываемый газ на промыслах подвергается подготовке* отделению мехпримесей, осушке, отделению инертных и кислых газов.
Однако промысловой подготовки газа недостаточно. На пути от установок комплексной подготовки газа до головной компрессорной станции, как и в линейной части мап!стрального газопровода, в газ могут попасть продукты износа труб и арматуры и сконденсировавшаяся вода. Подготовка требуется и для газа, извлекаемого из подземных хранилищ газа (особенно в водоносных пластах).
15
Компрессорные станции могмстрольных газопроводов_
Требования к подготовленному газу таковы:
• суммарная остаточная запыленность нс должна превышать
1 мг/м\
•	наличие капельной влаги нс допускается;
•	точка росы должна быть ниже минимальной температуры газа в газопроводе.
Очистка газа от мехпримесей, как правило, предусматривается в одну ступень в пылеуловителях.
2.1.2. Расчет параметров газовой смеси
Газ, транспортируемый по магистральным трубопроводам, представляет собой смесь парафиновых углеводородов, в которой преобладает метан. Знание параметров этой смеси при различных давлении и температуре— необходимое условие расчета аппаратов, используемых при подготовке газа, а также режима работы КС.
Все параметры газовой смеси могут быть разделены на две группы: адд»пивные и неаддитивные. К аддитивным (т. с. вычисляемым по правилу пропорционального сложения) относятся плотность рг молярная масса а также пссвдокритические давление Рпк и температура Гпк:
где о/ объемная доля /-го компонента смеси; р? Л/,.	—
его плотность, молярная масса, кр1ггнчсское давление и критическая температура.
Плотность газовой смеси также может быть найдена из уравнения Менделеева-Клапейрона
Рг z-яг’	^2*2^
ГДС ? дакление и температура; Z— коэффициент сжимаемости, л газовая постоянная
Используя формулу (2.2), можно производить пересчет плотно-стн газовой смеси рГ1 с одних условий (Р„ Г,) „а ДруП1с (Р2, Г,).
(2.3)
16
Глава 2. Основные системы компрессорных станций газопроводов
В расчетах нередко используют также величину относительной плотности Д газовой смеси по воздуху
Рг
Рмил
(2.4)
Замечательное свойство относительной плотности заключается в том, что если пренебречь различием коэффициентов сжимаемости двух газов, то величина Д не зависит от давления и температуры.
Пссвдокритические давление и температура также могут быть найдены по приближенным формулам:
Рт = 0.1737-(26,831-рст); Гпк =155,24-(0,564+рст), (2.5) где рст— плотность газовой смеси при стандартных условиях (Р = 0,1 МПа; Г = 293 К).
Все остальные параметры газовой смеси неаддитивны. Из них проще всего вычислить газовую постоянную
Л = —.	(2-6)
Мг
гае R —универсальная газовая постоянная (/? - 8314,3 Дж1 кмоль • К}.
При расчете других параметров (коэффициента сжимаемости Z, динамической вязкости ц, теплоемкости Ср и коэффициента Джоуля-Томсона D ) используются приведенное давление и приведенная температура Т*.
Согласно СТО Газпром 2-35-051-2006 «Нормы технологического проектирования магистральных трубопроводов» расчет параметров транспортируемого газа при давлениях до 15 МПа и температурах 250—400 К может быть выполнен по формулам вида:
где Y— рассчитываемая величина; Ло, Л|, Л2, А расчетные коэффициенты, равные
. я +А+А	(2.9)
А - «О + т + т2 * ТУ ’
* npl Д пр> 1 пр
приве-
дены в табл. 2.1.
17
Компрессорные станции магм
льных газопроводов
Таблица 2.1
Коэффициенты в формуле (2.9)
Рассчитываемая величина
Пара* метр Jo Ji Ji
Величины коэффициентов Яо
0,0423
2,03 0,1812
Jo
Рг
Но
-0,67 0,80
2,36
-2,89 0354
-1.015-Г,?„
4,437
Jo
R
0,568
24,96
5,66
Jo
-16,27 0,908
- 203 • Т1
-19,92
14,68
В
0,591 • Т
3,16 0,2124
-1,93 2,65
4.57 Г
16,89
-1339
1.79
10,9
В
Z
Величина в таблице рассчитывается по формуле
ЙО =(1,81+5,95* Гпр)40ч>.	(2.10)
При давлениях ниже 7,5 МПа хорошо зарекомендовали себя другие более простые формулы:
0,0241* Р,
‘-^•Лф+о/гв-г^+о,0107-т^, ’
(2.11)
[о.озт+т^-а-олм.т-п. 1+
(2.12)

(2.13)
18
Глава 2. Основные системы компрессорных станций газопроводов
0,98-106 Т2
(2.14)
2.1.3. Типы и принцип работы пылеуловителей
Для очистки газа от мехпримесей используют масляные или циклонные пылеуловители.
Масляный пылеуловитель (рис. 2.1) работает по принципу «мокрого» улавливания.
Рис. 2.1. Масляный пылеуловитель:
1 — труба для удаления загрязненного масла; 2 — труба для заполнения ПУ чистым маслом; 3 — уровнемер масла; 4 — контакт ные трубки; 5 — нижняя разделительная перегородка; 6— верхняя перегородка; 7— выходной патрубок; 8 — о'бойные перегородки; 9— отбойный козырек: 10 — входной патрубок; 11 дренажные трубки; 12 — люк-лаз
Он представляет собой вертикальный цилиндрический сосудвы-сокого давления оснащенный входным /0 и выходным патрубка-ми, люк-лазом 72, уровнемером масла 5, трубой / для удаления за-грязненного масла. Внутри цилиндрического корпуса расположены
19
Компрессорные станции могистрапьных газопроводов отбойный козырек 9, контактные 4 и дренажные // трубки, нижняя 5 и верхняя 6 разделительные перегородки, а также скрубберная насадка 8.
Функционально пылеуловитель состоит из трех секций, каждая из которых имеет свое назначение:
•	секция А (промывочная) занимает положение от нижнего днпша до нижней разделительной перегородки; в ней отделяются наиболее крупные частицы, а мелкие соединяются с маслом;
•	секция Б (осадительная) находится между верхней и нижней разделительными перегородками; здесь газ освобождается от оставшихся частиц мехпримесей и капель масла;
•	секция В (отбойная) занимает положение от верхней разделительной перегородки до верхнего днища; здесь газ окончательно освобождается от капельно-жидкостных частиц.
Пылеуловитель работает следующим образом. Очищаемый газ входит через патрубок /0, меняет благодаря отбивному козырьку 9 направление движения с горизонтального на вертикальное и соприкасается с поверхностью масла. Наиболее крупные механические и капельно-жидкие частицы при этом за счет сил инерции выпадают в масло. Далее газ снова меняет направление движения на горизонтальное и перемещается над поверхностью масла к контактным трубкам 4. В процессе этого движения, а также при входе в контактные трубки, находящиеся в 25-30 мм от поверхности, газ захватывав капельки масла, которые обволакивают частицы мехпримесей. При попадании 1 аза в осадительную секцию его скорость резко снижается, в результате чего частицы мехпримесей оседают на нижнюю разде пгге тьную перегородку и по дренажным трубкам 11 вместе с маслом стекают в секцию А Завершается очистка газа в отбойной секции В, где размещена скрубберная насадка 8, состоящая из пакета волнообразных элементов. При прохождении через них газ много раз меняет направление движения, а частицы масла по инерции продолжают свое движение, ударяются в эти элементы и стекают сначала на верхнюю разделительную перегородку б, таг ем ц > дренажным трубкам .! в секцию А. Очищенный газ выхолю из пылеуловителя ««срез патрубок 7. Загрязненное масло из секции А по мере необходимости удаляют через трубу 1 (за счет избы-
20
Глава 2. Основные системы компрессорных станций газопроводов точного давления). Чистое масло доливают насосом через трубу 2, а его уровень контролируют по уровнемеру 3. Для проникновения внутрь пылеуловителя служит люк-лаз 12.
Недостатками масляных пылеуловителей являются:
•	относительно невысокая пропускная способность, которую ограничивает унос масла (норма уноса — 25 г на 1000 м’);
•	его безвозвратные потерн;
•	необходимость очистки загрязненного масла, а также его подогрева в зимнее время.
Ц	иклонный пылеуловитель (рис. 2.2) работает по принципу «сухого» улавливания пыли.
imaiiiiniisiiii lillll! IIIIIH
Выход rata
12
10 Вход газа
Рис. 2.2. Циклонный пылеуловитель:
1 — слив конденсата; 2 — патрубок для слива шлама; 3 люк-лаз, 4 — выходной патрубок; 5 — металлическая решетка; 6 циклонные трубы; 7 — перегородка; 8 — слив из осадительной камеры, 9 — конусная емкость; 10 — входной патрубок; 11 подогрева тель; 12 — дренажная труба
21
Компрессорные станции могистрольных газопроводов
Он также представляет собой вертикальный цилиндрический сосуд высокого давления с входным 10 и выходным 4 патрубками, трубками /, 2,12 для слива конденсата и шлама, люк-лазами 3. Внутри цилиндрического корпуса расположены конусная емкость 9, перегородка 7, циклонные элементы б, дренажные трубы 8, пароподогреватель //, а также металлическая решетка 5.
Перегородкой 7 внутреннее пространство делится на две секции: нижнюю — отборную и верхнюю — осадительную.
Работает пылсулов1гтсль следующим образом. Очищаемый газ вход1гг в него через патрубок 10. Ударяясь о стенки пылеуловителя и конусную емкость 9, газ меняет направление движения на вертикальное, а наиболее крупные частицы мехпримесей и жидкости выпадают в нижнюю часть аппарата. Далее газ подвод!гтся по касательной к шиншдрическон части циклонных элементов. В результате закрутки газового потока за счет действия центробежных сил капли влаги и частицы мехпримесей отбрасываются к стенке циклонных элементов, затормаживаются в результате трения о нее и выпадают в конусную емкость 9. Очищенный же газ, изменив направление движения на вертикальное, поднимается в осадительную секцию. Здесь за стет резкого уменьшения его скорости и благодаря металлической решетке 5 от газа отделяется оставшаяся часть мехпримесей, после чего через пат рубок 4 он покидает аппарат. Смесь же жидкости и мехпримесей по дренажным трубкам 8 стекает в конусную емкость 9.
Периодическая очистка полости пылеуловителя от шлама производится через трубки /, 2 и 12. Для предотвращения замерзания шлама в зимнее время служит пароподогреватель 11
Достоинствами циклонных пылеуловителей являются:
•	высокая пропускная способность;
•	простота эксплуатации.
Для дополнительной очистки газа при необходимости используют фильтры-сепараторы (рис. 2.3)
Они состоят из корпуса 4, разделенного перегородкой 7 на две секции и снабженного торцевой крышкой / с быстросъёмным затвором и патрубками для входа 3 и выхода 9 газа. В первой по ходу газа секции располагаются 54 фильтрующих элемента 5, предназначенные для улавливания твердых частиц размером 1 мкм и более, нтроль за степенью загрязнения фильтрующих элементов ведст-
22
В дренажный коллектор
Рис. 2.3. Фильтр-сепаратор:
1 — торцевая крышка; 2 — отбойный щиток; 3 — входной шаровой
кран; 4 — корпус; 5 — фильтрующие элементы; 6 — указатель
давления; 7 — перегородка; 8 — пакет туманоуловителя; 9 — выходной шаровой кран
ся с помощью указателя давления 6. Для гашения скорости потока и защиты фильтрующих элементов от прямого удара струи газа установлен отбойный щиток 2. Во второй секции фильтров-сепараторов размещен пакет туманоуловителя 8, в котором газ окончательно очищается от жидких частиц, находящихся в капельном или туманообразном состоянии. Под корпусом 4 расположен дренажный коллектор, разделенный на две части перегородкой и снабженный дренажными патрубками из каждой части коллектора.
Фильтр-сепаратор работает следующим образом. Газ, вошедший в него через патрубок 3, с помощью отооиного щитка 2 направляется на вход фильтрующих элементов 5, где происходят коагуляция жидкости и очистка его от механических примесей. Далее через перфорированные отверстия в корпусе фильтрующих элементов газ поступает во вторую секцию — секцию сепарации. Здесь в пакете туманоуловителя 8 происходит окончательная очистка газа, после чего мехпримеси и влага удаляются в иижнии дренажный коллектор, а оттуда через дренажные патрубки в подземную емкость.
Для обеспечения работы фильтра-сепаратора в зимнее время в его нижней части находится электроподогрсватель.
В процессе эксплуатации фильтрующие элементы фильтра по степенно забиваются, что приводит к увеличению его гидравли ского сопротивления. При достижении перепада давления, равно
23
Компрессорные станции мошстропьных газопроводов 0,04 МПа, фильтр-сепаратор отключают, а его фильтрующие элементы заменяют на новые.
Очистка газа предусматривается, как правило, в одну ступень (в пылеуловителях). Вторая ступень очистки газа в фильтрах-сепараторах предусматривается на отдельных компрессорных станциях с повышенной вероятностью поступления капельной влаги. К таковым, в частности, относятся станции подземного хранения газа (СПХГ), а также первая по ходу линейная КС, принимающая газ in СПХГ.
2.1.4. Расчет циклонного пылеуловителя
Целью расчета циклонного пылеуловителя является определение его гидравлического сопротивления и пропускной способности.
Исходными данными для расчета являю! ся:
•	плотность газа при стандартных условиях р т;
•	давление Р и температура Т газа на входе в пылеуловитель;
•	коэффициент сжимаемости газа Z при этих условиях. Алгоритм расчета циклонного пылеуловителя следующим: 1) плотность газа при рабочих условиях
(2.15)
Per ^ст стандартные давление и температура;
оверхнее нос натяжение на границе раздела фа з при рабочих условиях
1 + 10’.о0
(2.16)
гае о0	поверхностное натяжение на границе раздела фаз при стан-
дартных условиях;
1) критическая скорость газа в пылеуловителе
\0.25
(2.17)
4> действительная площадь, занятая центробежными элемигта-мн в пылеуловителе:
^=О,785-(7ц2.лц,
(2.18)
24
Глеи 2 Основные системы компрессорных стонций гоюпроводов-
" . „ _ соответственно диаметр и число центробежных эле-где Мцэ г,ц центов в пылеуловителе,
5)	максимально допустимая производительность пылеуловителя по газу
о, =<о„Л~Ч?-;	(219)
Vnui <Р u Р *Т'* ст
6)	площадь штуцеров входа и выхода газа диаметром dm
Fm = 0,785 • а;;	(2-20)
7)	скорость газа в штуцерах входа и выхода i а и
F,,. ’ р * ' ш
(2.21)
8)	максимально возможное гидравлическое сопротивление.
• входного штуцера
(2.22)
• центробежных элементов
(2.23)
• выходного штуцера
ДР вых
(2.24)
где — коэффициенты местного сопротивления рассматриваемых элементов пылеуловителя. По данным ЦКБН, — 1,2, = 9;£виж = 0.5;
9) максимально возможное гидравлическое сопротивление пы
леуловителя
ДР = а • (ДР„ + ДРц + Д/>.и« )•
(2.25)
ГДС ос— коэффициент неучтенных потерь, а =
Пример 2.1. Рассчитать максимальную пропускную способность пылеуловителя при следующих исходных данных: рст ж 0,7	’
°о=0,073 Н/м; лц = 90; </ш = 0,4 м; Р = 5,6 МПа; Т= 300 К; Z* 0,94 К.
25
Компрессорные станции магистральных газопроводов
Решение:
1.	Вычислим плотность газа при рабочих условиях по формуле (2.15):
Рг “ 0» *
5,6*293 0,1-300-0,94
= 40,7 кг/м3.
2.	Определим поверхностное натяжение на границе раздела фат при рабочих условиях по формуле (2.16):
1 + 10’ 0,073-
•10'3 =0,0605 Н/м.
3.	Вычислим критическую скорость газа в пылеуловителе по формуле (2.17):
со =12-ч*
= 4,17 м/с.
9,81-0,0605 40,7
4.	Определим достоверную площадь, занятую центробежными элементами в пылеуловителе, по формуле (2.18):
Гц = 0,785 • 0,12 • 90 = 0,707 м2.
5.	Вычислим максимально допустимую производительность пылеуловителя по газу по формуле (2.19):
5 6-*>93
= 4,17-0,707—±2^. =1715 0,1-300 0,94
м3/с =
 617539 м3/ч = 14,8 млн м3/сут.
6.	Рекомендуемую производительность пылеуловителя принимаем равной 85% от максимально допустимой:
(?п - 0,85 •	= 0,85 • 14,8 = 12,6 млн м '/сут.
7.	Вычислим площадь штуцеров входа и выхода газа по форму ле (2.20):
Лл =0,785-0,42 =0,126 м2.
8.	Определим скорость газа в штуцерах входа и выхода газа по рмуле (2.21):
ш =4,17-5291 = 23 5 м/с. 0,126
26
Слово 2. Основные системы компрессорных станций газопроводов
9.	Вычислим максимально возможное гидравлическое сопротивление:
•	входного штуцера — по формуле (2.22):
235 2
ДР„ =1,2-40,7—— = 13486 Па;
2
•	центробежных элементов — по формуле (223):
4 172
Д/> = 9-40,7= 3185 Па;
2
•	выходного штуцера — по формуле (2.24):
2352
= 0,5 • 40,7 —— = 5619 Па.
10. Определим максимально возможное гидравлическое сопротивление пылеуловителя по формуле (2.25):
ДР = 1,1 • (13486+3185 + 5619) = 24519 Па = 0,025 МПа.
Данная величина существенно меньше, чем предусмотрено нормами технологического оборудования. Следовательно, данный пылеуловитель может был» применен в данных условиях.
2.1.5.	Расчет масляного пылеуловителя
Целью расчета масляного пылеуловителя является выбор их типа и количества, а также определение гидравлического сопротивления аппарата.
Исходными данными для расчета являются:
•	суточная производительность газопровода
•	плотность газа при стандартных условиях рст;
•	давление Р и температура 7 на входе в тылсу ювитс зь,
•	коэффициент сжимаемости Z при этих условиях.
При расчете масляного пылеуловителя необходимо иметь в виду следующее: фактические скорости газа в контакгных трубках (0г свободном сечении Wq и набегания на жалюзи со* не должны превышать допустимых величин. Их значения при температуре Гст н коэффициенте сжимаемости = 1 представлены в табл. 2.2.
27
Компрессорные стонции магистральных газопроводов
Таблица 2.2
Зависимость допустимых скоростей газа в масляном пылеуловителе от давления при температуре Тст = 293 К и Ze = 1
А МПа	1	2	3	4 1	5	_ 6	7
OJ*, м/с	3,35	2,35	1,95	1,68	13	1,38	1.27
шо, м/с	1,12	0,79	0,65	036	0,5	0,46	0,43
Со среднеквадратичной погрешностью менее 3% табличные данные аппроксимируются формулами:
ч-О.4%
(2.26)
о* = 103-
(2.27)
Для учета действительных величин температуры газа и ко-эффициента его сжимаемости Z следует пользоваться формулой, вытекающей из уравнения газового состояния:
kw]=u»rZ—.	(2.28)
Другим ограничением при расчете является то, что при отключении одного из пылеуловителей перегрузка оставшихся в работе не должна превысить 33%. Пусть на КС установлено лп масляных пылеуловителем. Тогда данное ограничение может быть записано в виде
<033.
Ра зде 1ив почленно числитель на знаменатель, получим лп
—*--1<£033.
"п “1
Откуда
"“033	’
т. е количсс тво параллельно включенных масляных пылеуловителей нс может быть меньшим, чем 4.
Глава 2. Основные системы компрессорных станций газопроводов
Расчеты показывают, что количество масляных пылеуловителей и их диаметр лимитируются скоростью газа в контактных трубках. В предельном случае уравнение расхода газа через пылеуловители имеет вид
2
&УТ = к ]•	 «„ • 24 • 3600.	(2.29)
4
Откуда находим ориентировочное количество параллельно включенных аппаратов
4 • Qcvr
9 ~	*^сут
,,п“г ”1	71	(2.30)
l(Dr ]• л • аг • пк • 24• 3600
где лк — число контактных трубок диаметром dK (табл. 2.3).
Найденное значение необходимо округлить до ближайшего большего целого.
Для каждого пылеуловителя необходимо выполнить проверочный расчет, заключающийся в определении соблюдения условий:
^кфап~[^ж]’ ^офагт“1®о1*	(2.31)
гае , шОфагг — фактическая скорость газа соответственно в контактных трубках и осадительной секции.
Суммарная площадь сечения отдельных элементов пылеуловителя:
•	контактных трубок
/, =0,785 d- П'-.	(2-32)
Таблица 2.3
Технические характеристики масляных пылеуловителей
29
Компрессорные станции могистральных газопроводов
Окончание табл. 2.3
1	О А*	3	4	5	6	7	8
1000	5950	0,785	26	5	3	5,84	6.45 ”
1200	6300	1,1132	41	7	5	8,50	9.80
1400	6650	1^35	49	I 8	!	6	12,20	13,40
1600	7000	2,04	57	9	6	15,90	18.92
2400	8800	4,52	127	20	23	30,00	
•	дренажных трубок отбойной секции
Л = 0,785 ч/?- л,;
**	Д Д ’
•	осадительной секции
(233)
(2.34)
входного (выходного) штуцера
/ш = О,785ч/‘,
(2.35)
где пл — число дренажных трубок диаметром с1Л;/п — площадь поперечного сечения пылеуловителя; сЗш — диаметр входного (выходного) штуцера.
Фактическая скорость газа:
•	в контактных трубках
_______@сут____.
~ л„ • 24 • 3600 ’
(236)
•	в осадительной секции
факт
(2.37)
• во входном (выходном) штуцере
(238)
(239)
_______Осуг____
“Ш-/ш-«п-24-3600’
Металлозатраты на пылеуловители Л/п — тп • пп, где тп — масса одного пылеуловителя.
Критерием выбора типа масляного пылеуловителя являет минимум металлозатрат на оснащение ими КС. Кроме того, гидравлическое сопротивление пылеуловителя при давлении , не должно превышать 0,05 МПа, при давлении 7,5 М а при давлении 10 МПа — 0,08 МПа.
30
Глава 2. Основные системы компрессорных станций газопроводов
Общие потери давления в пылеуловителе складываются из потерь на местных сопротивлениях и потерь в контактных трубках.
Рекомендуемые величины коэффициентов местного сопротивления для масляного пылеуловителя следующие:
•	внезапное расширение газа на входе — 0,25-0,35;
•	внезапное сужение газа на входе в контактные трубки — 0,53;
•	внезапное расширение газа на выходе ю контактных трубок— 1;
•	внезапное сужение газа на выходе пылеуловителя — 0,5.
Максимально допустимые потери напора в контактных трубках пылеуловителя не превышают 5 м.
Пример 2.2. Определить тип и количество масляных пылеуловителей, необходимых для установки на КС с производительностью 12,7 млн м’/сут. Принять, что рст = 0,69 кг/м3; Р-5,6 МПа; Г=288 K;Z=0,89.
Решение
1.	Определим расход газа при условиях на входе в пылеуловитель по формуле
Л	1л6 0,1-288-0,89 1ПО 1П4 3/
= Q-—— = 2,7• 10°  -------------------- 19,8-10 mj/ суг.
Р-Т^	5,6-293
2.	Вычислим допустимую скорость газа в свободном сечении осадительной секции
•	при Гст и ZCT — по формуле (2.27):
f- , уО.495 ±2	= 0,476 м/с;
0,1 )
•	при фактических температуре и давлении—по формуле (2.28): к ]= 0,476 • 0,89 — - 0,416 м/с.
3.	Определим допустимую скорость газа в контактных трубках.
•	при Гст и ZCT — по формуле (2.26):
х-0.496
= 1,43 м/с;
•	при фактических температуре и давлении	по формуле (2.28).
"-'°-5
288
293
31
_________Компрессорные станции магистральных газопроводов__
4.	Расчет начнем с пылеуловителя максимального диаметра. Ориентировочное количество параллельно включенных пылеуловителей диаметром 2400 мм находим по формуле (2.30):
Лп2400 “
419,810
1,25 • 3,14 • 0.0892 -127-24- 3600
Округляем найденное значение до минимально допустимого лп2400 = 4 ШТ.
5.	Вычислим суммарную площадь сечения отдельных элементов пылеуловителя:
•	контактных трубок — по формуле (2.32):
А = 0,785 • 0.0892 • 127 = 0,79 м2;
•	дренажных трубок отбойной секции — по формуле (2.33): /л = 0,785-0,0892-23 = 0,143 м2;
•	осадительной секции — по формуле (2.34):
/0 =4,52-0.143 = 4377 м2;
•	входного (выходного) штуцера — по формуле (2.35): /ш = 0.785-0.42 =0.126 м2.
6.	Определим фактическую скорость газа в пылеуловителе:
•	в контактных трубках — по формуле (2.36):
19,8-Ю4	„„„ ,
--------------= 0,726 м/с; 0,79-4-24-3600
•	в осадительной секции — по формуле (2.37):
^офагг
19,8-104 4377-4-24-3600
= 0,131 м/с.
В обоих элементах фактические скорости газа не превышают допустимых. Следовательно, количество пылеуловителей данного диаметра выбрано правильно.
7.	Вычислим металлозатраты на пылеуловители по (]юрмуле (239).
4.2400= 4-30 = 120 т.
8.	Для пылеуловителей другого диаметра расчеты выполняют ся аналогично. Их результаты сведем в таблицу:
32
Глава 2. Основные системы компрессорных станций
</п, мм	1000	1200	1400	1600
яп, ШТ	12	8	6	6
/г, М*	0,162	0.256	0,305	0.355
(г. М2	0.031	0.044	0,050	0.056
/о» М	0.754	1,088	1,485	1.984
о ,ж факт • м/с	1,18	1J2	1,25	1,08
, м/с 1	0,253	0,263	0,257	0,0192
Л/ п« т	70,08	68.0	73,2	95.4
По критерию минимума мсталловложений оптимальным является вариант установки на КС 8 масляных пылеуловителей диаметром 1 200 мм.
Теперь необходимо выполнить проверочный расчет гидравлического сопротивления пылеуловителя.
9.	Вычислим скорость газа во входном (выходном) штуцере по формуле (2.38):
ш 0.126-8-24-3600
10.	Найдем плотность газа при условиях на входе в пылеуловитель по формуле (2.15):
_	5,6-293	., - .3
р_ = 0,69------------- 44,2 кг/м .
Нг 0,1-288-0,89
11.	Вычислим потерн давления на местных сопротивлениях:
•	во входном патрубке
2 972
ДРВХ = 0,35 • 44,2 •	= 40 Па;
•	на входе в контактные трубки
1122
ДРКВХ =0,53-44,2--4;- = 15 Па; Л*
•	на выходе из контактных трубок
1122
др	= 1-44.2--— = 28 Па;
1 К ВЫХ * т-т,—
• в выходном патрубке
ДР,их = 0.5 • 44,2 	= 57 Па.
33
________Компрессорные станции магистральных газопроводов___ 12. Определим потери давления в контактных трубках
ДРЖ = 44,2-9,81*5 = 2170 Па.
13. Общий перепад давления на пылеуловителе ДР = 1.1 (40+15+28+57 + 2170) = 2541 Па.
Так как ДР < 0,05 МПа, то тип и количество пылеуловителей выбраны правильно.
2.1.6. Абсорбционная осушка газа
Необходимость в абсорбционной осушке газа возникает после его извлечения из подземных хранилищ. Кроме того, осушка газа является обязательной на береговых компрессорных станциях, предшествующих морским участкам магистральных газопроводов.
Абсорбционная осушка газа осуществляется в аппаратах, назы-ваемых абсорберами.
В качестве абсорбентов при осушке газов используются спирты. В основном — диэтиленгликоль (ДЭГ) и трнэтиленглнколь (ТЭГ). Их характеристики приведены в табл. 2.4.
Г	Таблица 2.4
Фнзико-мсханнчсскис параметры гликолей
Параметры	Величины параметров	
	ДЭГ	ТЭГ
Молярная масса, кг/моль	106.1	150.2
Плотность при 293 К. кт/мг	~	118	1125
Температура. К:			
— кипения при атмосферном давлении	518	558
— замерзания			265	266.4
Динамическая вязкость при 293 К. Мпа ♦ с	35,7	47.8
В зависимости от требуемой степени осушки концентрация абсорберов изменяется в пределах от 90 до 99%.
Принципиальная схема абсорбционной осушки газа приведена на рис. 2.4.
11роцесс осушки осуществляется следующим образом. Влажный газ поступает в абсорбер через скрубберную секцию. Здесь он очищается от крупных капель жидкости. Затем, поднимаясь вверх,
34
Глава 2. Основные системы компрессорных станций газопроводов
Папы воды
Рис. 2.4. Принципиальная схема абсорбционной осушки газа: 1 — абсорбер; 2,3 — теплообменники; 4 — выветриватель;
5, б — насосы; 7 — подогреватель; 8 — десорбер
газ последовательно проходит через несколько колпачковых тарелок, где барботирует через раствор абсорбента. Число таких тарелок в абсорбенте от 4 до 12. Осушенный в результате контакта с раствором абсорбента газ проходит через верхнюю скрубберную секцию, где освобождается от захваченных капель раствора и направляется в газопровод. Для подачи раствора абсорбента в аппарат используется насос 6.
Остальная часть технологической схемы предназначена для регенерации использованного раствора абсорбента. Его отбирают с нижней (глухой) тарелки абсорбера. Проходя через теплообменник 2, он частично нагревается раствором, уже прошедшим регенерацию, и поступает в выветриватель 4, где из него выделяется растворенный газ, идущий на собственные нужды. Далее насосом 5 использованный раствор абсорбента подастся в десорбер 8, где стекает в его нижнюю часть — кипятильник, в котором расположен подогреватель 7. В кипятильнике поддерживается температура 150-160 °C, в результате чего из раствора удаляется вода, а горячий регенерированный раствор насосом 6 направляется на повторное использование.
2.1.7. Расчет абсорбера
Природный газ, как правило, содержит пары воды. Различают аб-
солютную и относительную влажность газа.
35
Компрессорные станции магистральных газопроводов
Абсолютная влажность — это количество водяного пара в единицах массы, содержащегося в единице массы или объема газа при одних и тех же давлении и температуре. Номограмма для ее определения приведена на рис. 25.
w
Рис. 2.5. Номограмма для определения абсолютного влагосодержа-ния '*рироднсго газа при различных температурах и давлениях
-Й7 О Ю to JO Я Я I, *С
Для того чтобы наити величину влагосодержания, на оси абсцисс откладывают величину заданной температуры и из полученной точки восстанавливают перпендикуляр до линии, соответствующей заданному давлению.
Относительная влажность —это отношение фактического количества водяных паров в единице объема газа к максимально возможному при тех же давлении и температуре.
36
Слова 2. Основные системы компрессорных станций газопроводов
Температура, при которой газ становится насыщенным при определенном давлении, называется точкой росы. В процессе подготовки газ должен быть осушен так, чтобы его точка росы была на 5-7 градусов ниже температуры газа в конце газопровода. Для средней климатической зоны рекомендуемая точка росы составляет от - 3 до -5 °C — летом и от -10 до -15 °C — зимой.
Целью расчета абсорбера является определение его диаметра, расхода насыщенного раствора абсорбента и концентрации раствора абсорбента после его использования.
Необходимый расчетный диаметр абсорбера Da определяется из уравнения неразрывности
<2г =	(2-40)
4
где Qr — расход газа через КС при рабочих условиях; [coj — максимально допустимая скорость газа в свободном сечении абсорбера; па — их количество.
Следовательно, необходимый расчетный диаметр абсорбера равен
в. = J 4°; -]	(2.41)
Найденное значение округляется в большую сторону.
Величина максимально допустимой скорости газа в свободном сечении вычисляется по формуле
(2.42)
\Рг
где рг — плотность газа в рабочих условиях, кг/м’.
Из опыта эксплуатации установок осушки газа известно, что удельный расход насыщенного абсорбента дЛ составляет 0,03-0,05 м’ на 1 кг абсорбируемой воды. С учетом сделанного замечания можно составить уравнение
К] • Gp = ра •	• Ga,	(2.43)
где к. — массовая концентрация абсорбента в насыщенном растворе; G„ — массовый расход насыщенного раствора абсорбента плотностью; Gu— масса воды, которую необходимо абсорбировать в единицу времени.
37
Компрессорные станции магистральных газопроводов
Отсюда—
с	(2.44)
*1 Количество воды, абсорбируемой в единицу времени, вычисляют по формуле
(2.45)
где Ир Иг2 — влагосодержание газа соответственно на входе в абсорбер и на выходе из него.
Для определения массовой концентрации абсорбента в использованном растворе запишем очевидные соотношения:
где Ga — массовый расход абсорбсггта; — массовые расходы воды в растворе соответственно до и после использования.
Запишем отношение к, к к2, имея в виду, что
G. = 9.  Р. • Сг ОЦ - ); G,| = Qr • IV); G,2 = G„ + QT • (W, - W,)
K1 = C*2_G>? = [ , grOyl -'*9 =
к, G.+G„ Ga+erlV, =I+—----------!______________________!________
G, , Or • w, l+„ n . 'V, • oroyi-»v2) er(W|-w2)	'p* h^-w,
1 педовательно, искомая концентрация абсорбсггта в использованном растворе равна
к-» =
(2.46)
IV,
IV,-IV
При принт мнении раствора абсорбента контроль за его кон-центрацией ведется путем измерения плотности. Следовательно, необходимо установить связь между ней, плотностями абсорбента и воды, а также концентрацией абсорбента.
38
Глава 2. Основные системы компрессорных станций газопроводов
Плотность насыщенного раствора абсорбента подчиняется закону аддитивности:
Pp=P.-Cl+P.-(l-C|)l	(2.47)
где ра, ра — соответственно плотность абсорбента и воды; — объемная концентрация абсорбента в насыщенном растворе.
Однако в общем случае пользоваться этой формулой нельзя, так как нам задана нс объемная, а массовая концентрация абсорбента. Выведем другую. По определению, массовая концентрация к( есть отношение массы абсорбента тл к массе насыщенного раствора тр. Имея в виду, что гп = р • К и mD = pD • И,, можем записать
_Ра * V» _ Ра .
Рр Рр
Отсюда
(2.48)
Подставляя (2.48) в (2.47), получим
Ра
Откуда после простых преобразований находим
Р.
(2.49)
Пример 23. На осушку в абсорбер поступает 950 тыс. м3 насыщенного газа при температуре 297 К и давлении 5,6 МПа. Точка росы осушенного газа должна быть равна 259 К. Плотность газа при рабочих условиях рг = 46 кг/м3. Осушка выполняется 98%-ным раствором диэтиленгликоля. Определить необходимый расход абсорбента и необходимое число тарелок в абсорбере.
Решение
1.	По номограмме, приведенной на рис. 2.5, находим влагосо-держание газа на входе в абсорбер — 0,55 г/см3 и на выходе из него — 0,045 г/см3.
39
2,	Количество воды, которое необходимо отделить от газа, определяем по формуле (2.45):
G, = 950-103  (0,55 - 0,045)-10’3 = 479,8 кг/ч
3.	Необходимый массовый расход насыщенного абсорбента вычисляем по формуле (2.44):
G = 479,8 1117'°’04- = 21875 кг/ч р	0,98
4.	Концентрацию абсорбента в использованном растворе находим по формуле (2.46):
0,98
= 0,96.
1+0,04*1117 +---—------
0,75-0,055
5.	Плотность насыщенного (до использования) раствора абсорбента вычисляем по формуле (2.49):
1000 1-0.98-fl-^? ПИ
= 1114 кг/м3.
2.2. Система компримирования газа
2.2.1. Типы ГПА, применяемых на магистральных газопроводах
На КС МГ используются газоперекачивающие агрегаты, состоящие преимущественно из центробежного нагнетателя и привода от газотурбинной установки или от электродвигателя. В отдельных случаях применяются газомотокомпрсссоры, представляющие собой единый блок, в котором объединены поршневой компрессор и газовый двигатель.
Исторически газомотокомпрсссоры (поршневые ГПЛ) были первыми газоперекачивающими агрегатами на магистральных газопроводах. Ими были оснащены компрессорные станции таких трубопроводов, как «Саратов — Москва» (1946 г.) и «Дашава —
40
Глава 2. Основные системы компрессорных станций газопроводов
Клен — Брянск — Москва» (1952 г.). На первом из них были установлены импортные газокомпрсссоры «Купср-Бссссмср», а на втором — уже отечественные 10ГК.
Современные поршневые газоперекачивающие агрегаты (ПГПЛ) имеют ряд несомненных достоинств:
1)	широкий диапазон изменения степени сжатия (от 1,15 до 3,0) при практически неизменном КПД;
2)	более высокая степень сжатия (до 3,0), чем у центробежных ГПЛ, что делает целесообразным их применение на дожимных и головных КС, где требуется более высокая степень сжатия, чем обычная для линейных КС, а также на узловых КС перед газопроводами-отводами с большой неравномерностью газопотрсблсния;
3)	относительно высокий (до 37-42%) КПД, превышающий сегодня аналогичную величину у центробежных ГПА;
4)	запуск и загрузка ПГПЛ требуют отностггслыю небольшого времени (до 10 мин).
Вместе с тем поршневые I Г1А имеют и серьезные недостатки:
1)	относительно большая масса и габариты;
2)	большие капиталовложения как в сам ГПА, так и в здания, а также фундаменты для них;
3)	неравномерность подачи газа приводит к пульсациям давления и вибрации технологических трубопроводов и ГПА;
4)	относительно высокие расходы масла и охлаждающей воды.
Сведения о технических показателях некоторых поршневых ГПЛ приведены в табл. 2.5.
Па 1 января 2010 г. доля установленной мощности поршневых ГПА на КС магистральных газопроводов составляла около 1%. Потому детально рассматривать конструкции и принцип их работы мы нс будем. Желающие могут изучить их самостоятельно по лите
ратурным источникам.
Наибольшее распространение на КС Ml получили 1 ПЛ с газотурбинным приводом (газотурбинные ГПА). Газотурбинный газоперекачивающий агрегат представляет собой совокупность центробежного нагнетателя, газотурбинной установки и вспомогательного оборудования (комплексного воздухоочистительного устройства, выхлопного устройства, а также различных систем*, пусковой, топливной, смазки, уплотнения, регулирования и защип»!).
41
Глава 2, Основные системы компрессорных станций газопроводов
Достоинствами газотурбинных ГПА являются:
•	возможность регулирования подачи технологического газа за счет изменения частоты вращения вала нагнетателя;
•	высокая удельная мощность на единицу массы;
•	относительно малый расход воды и масла;
•	отсутствие передаточных механизмов между нагнетателем и приводом;
•	использование перекачиваемого газа в качестве топлива.
К их недостаткам относятся:
•	невысокий КПД;
•	повышенный уровень шума во время работы (особенно в районе воздухозаборной камеры ГТУ).
Сведения об основных технических характеристиках наиболее распространенных газотурбинных ГПА приведены в табл. 2.6.
На 1 января 2010 г. доля установленной мощности газотурбинных ГПА на компрессорных станциях ОАО «Газпром» составляла 85,5%.
Электроприводной газоперекачивающий агрегат представляет собой совокупность центробежного нагнетателя, электродвигателя, мультипликатора и вспомогательного оборудования (систем смазки, охлаждения масла и воздуха, уплотнения нагнетателя, автоматического управления, регулирования и защиты и др.).
Достоинствами электроприводных ГПА являются:
•	меньшие капиталовложения на строительство КС;
•	более высокая надежность;
•	сокращение обслуживающего персонала;
•	отсутствие вредных выбросов в атмосферу.
К их недостаткам относятся:
•	необходимость строительства до КС линии электропередачи;
•	невозможность регулирования подачи П1А путем изменения частоты вращения ротора;
•	наличие мультипликатора (повышающий редуктор), снижающего КПД установки.
Сведения о технических показателях некоторых электропривод-пых ГПА приведены в табл. 2.7.
Первоначально в качестве двигателя электроприводных • ПА использовались асинхронные двигатели. В последующем ЭГПА
43
Таблица 2.6
Гл а во 2. Основные системы компрессорных станций газопроводов стали оснащать синхронными двигателями с реакторным способом пуска (СТМ-4000-2, СТД-12500-2) и прямым пуском непосредственно от сети (СТД-4000-2).
В настоящее время на КС МГ наибольшее распространенно получили синхронные двигатели СТД-4000-2 и СТД-12500-2.
Па 1 января 2000 г. доля установленной мощности элсктропрн-водных ГПА в системе магистральных газопроводов составляла около 13,5%.
2.2.2.	Схемы и принцип работы ГТУ
Газотурбинной установкой называется двигатель, в котором в качестве рабочего тела используется некондснснрующинся газ (воздух и продукты сгорания) высокого давления, вращающий газовую турбину. В ней энергия сгоревшего топлива сначала преобразуется в кинетическую энергию газовой струи, а затем в механическую энергию вращения вала турбины.
Рис. 2.6. Принципиальные схемы газотурбинных установок, о — одновальная б — двухвальная без регенератора; в  - двух вальная с регенератором; 0К — осевой компрессор; КСг камера сгорания; ТВД — турбина высокого давления; ГнД турбина низкого давления; Р — регенератор; Н нагнетатель
45
Компрессорные стонции могистроньны* гозопрсводсв
Принципиальная схема простейшей газотурбинной установки (одновальной) приведена на рис. 2.6д. Она включает осевой компрессор ОК, камеру сгорания КСг и турбину Т. Работает она следующим образом. Осевой компрессор ОК сжимает воздух и передаст его в камеру сгорания КСг, где сжигается газообразное топливо. В результате внутренняя энергия воздуха повышается н становится достаточной для вращения турбины Т, соединенной общим валом с нагнетателем Н.
В одновальной ГТУ осевой компрессор и турбина (а также и нагнетатель) находятся на одном валу и, естественно, при работе все они имеют одну и ту же частоту вращения. Достоинством ГТУ данного типа является простота конструкции. Однако одновальная ГТУ обеспечивает режим работы нагнетателя только в ограниченном диапазоне частоты вращения. Поэтому в настоящее время на КС МГ они не используются.
У двухвальной (с разрезным валом или с независимой силовой турбиной) ГТУ благодаря отсутствию жесткой связи между турбиной высокого давления ТВД и нагнетателем Н их роторы могут вращаться с разной частотой, что обеспечивает более широкие возможности регулирования работы ГПА.
Принципиальная схема двухвальной ГТУ без генератора приведена на рис. 2.66. Она отличается от ранее описанной тем, что из камеры сгорания КС г воздух и продукты сгорания сначала поступают в турбину высокого давления ТВД.
Недостатком 1'1 У, принципиальная схема которой приведена на рис. 2.66, ян тяется го, что продукты сгорания, имеющие высокою емпсратуру, выбрасываются в атмосферу без какой-либо утилизации.
На рисунке 2.6в приведена принципиальная схема двухвальной газотурбинной установки с регенератором. Она отличается от предыдущей тем, что снабжена регенератором Р, проходя через который продукты сгорания отдают часть тепла воздуху, направленному в камеру КСг. Его температура в результате этого повышается на 200-250 °C, а общий КПД ГТУ увеличивается на 4-5% (до 32-35%).
Первоначально применялись регенераторы пластинчатого типа. Однако они имеют ряд конструктивных недостатков, в результате которых после нескольких десятков пусков и остановок регенсра-
46
Глава 2 Основные системы компрессорных станций газопроводов торы теряют герметичность. В настоящее время на смену пластинчатым регенераторам приходят трубчатые.
В качестве привода центробежных нагнетателей используются газотурбинные установки трех типов: стационарные» авиационные и судовые.
Стационарные ГТУ специально сконструированы для использования на газопроводах. К ним относятся: ГТ-6-750, ГТН-6, ГТК-16. ГТН-25-1 (уральского) турбомоторного завода; УТМЗ, ГТК-5, ГТ-700-5, ГТ-750-6, ГТК-10-2, ГТК-10-4, ГТНР-10, ГТК-16, ГТН-25 (Невского завода им. В. И. Ленина—НЗЛ), а также ГТК-1 ОМ, ТГК-2511, выпускаемые по лицензии фирмы Дженерал Электрик (США).
Авиационные ГГУ созданы путем реконструкции турбин современных авиационных двигателей Д-336, НК-14СТ, ПС-90, АЛ-31СТ, ИК-36СТ, НК-38СТ и др. (Самарского и Казанского моторо-стро»гтельных объединений).
Агрегаты с авиационным приводом впервые были применены в нашей стране на газопроводе Оренбург— Куйбышев в 1974 г.
Судовые ГГУ разработаны на базе модернизированных газовых турбин судового типа ПТ-2,5, ДТ-71, ДН-70, ДН-80, ДГ-90.
2.2.3.	Нагнетатели природного газа и их характеристики
Нагнетателями природного газа принято называть лопастные компрессорные машины со степенью сжатия более 1,1 и нс имеющие специальных устройств для охлаждения газа в процессе его сжатия.
Все нагнетатели условно разделяют на два класса: нсполнона-порные (одноступенчатые) и полнонапорные (многоступенчатые). Нсполнонапорными, в частности, являются нагнетатели типов 370-14-1, 370-18-1, 520-12-1, Н-300-1,23, Н-16-56. Их отличительной особенностью является степень сжатия в одном нагнетателе 1,25-1,27, что обусловливает необходимость их последовательного включения. Схема исполнонапорного нагнетателя типа 370-18 приведена на рисунке 2.7.
Его конструкция включает корпус 7, крышку 2, лопаточный диффузор 3, рабочее колесо 4, гильзу 5, зубчатую муфту б и др. Эго одноступенчатая центробежная машина с одним вертикальным разъемом,
47
компрессерные станции магмстрольных газопроводов
Рис. 2.7. Нагнетатель НЗЛ типа 307-18:
1 — корпус; 2 — крышка; 3 — лопаточный диффузор;
4 — рабочее колесо; 5 — гильза; 6 — зубчатая муфта;
7 — клиновые прокладки; 8 — анкерные болты
консольно-расположенным рабочим колесом и с тангенциальным соосным входом и выходом газа. Ротор нагнетателя вместе с подшипниками, уплотнениями, диффузором и другими элементами образует единый сборочный узел, называемый гильзой. Данный узел имеет горизонтальный разъем, что позволяет легко контролировать правильность взаимного расположения деталей. При необходимости гильза в сборе может быть заменена запасной, что облепгает ремонт данного нагнетателя.
К полнонапорным нагнетателям относятся, в частности, типы 235, 650-21-1, 820-21-1, Н-196-1,45. Они обеспечивают степень сжатия газа, равную 1,45-1,51.
( хема полнонапорного нагнетателя типа 235 приведена на рис. 2.8.
Еп) конструкция включает ротор /, подшипники 2, торцевые уплотнения 3, лабиринтные уплотнения 4. диффузоры 5, направляющий аппарат 6. Перекачиваемый газ входит в первое по ходу рабочее колесо в направлении, параллельном оси ротора, а выходит из него в радиальном. Пройдя диффузор, он попадает в направляющий аппарат, который с минимальными потерями энергии пс-
48
Глава 2. Основные системы компрессорных станций газопроводов
Рис. 2.8. Центробежный нагнетатель типа 235: 1 — ротор; 2 — подшипники; 3 — торцевые уплотнения;
4 — лабиринтные уплотнения; 5 — диффузор;
6 — направляющий аппарат
рсводнт его на вход второго рабочего колеса. После компрессирования в нем газ и приобретает требуемое повышенное давление.
Благодаря высокой степени сжатия полнонапорныс нагнетатели включают параллельно i коллекторная обвязка).
Характеристикой нагнетателя называется зависимость степени сжатия, политропического КПД и внутренней мощности от расхода газа Q при различном числе оборотов ротора п. Однако в таком виде положение кривых на характеристике нагнетателя зависит от состава перекачиваемого газа и его температуры.
На основе теории подобия и размерностей институтом ВНИИГаз были предложены другие координаты характеристики нагнетателя (/у 1
, привсдсн-
Рв /ф
и приведенная
[ п нос относительное число оборотов ротора к л" Ар подача Qnp. Эти параметры называются приведенными потому, что
49
они рассчитаны для фиксированных, целесообразно выбранных условий, называемых параметрами приведения: газовой постоянной /?|ф, температуры всасывания Гв пр, коэффициента сжимаемости при условиях всасывания ZB т и числа оборотов ротора (принимается равным номинальному лн). Параметры приведения указываются на пале приведенной характеристики нагнетателя (рис. 2.9).
Рис. 2.9. Приведенные характеристики нагнетателя 370-18-1 при Г, - 288 К; Z - 0,9; Я - 490 Дж/ (кг-К)
50
Глава 2. Основные системы компрессорных станций газопроводов
Параметры на приведенной характеристике связаны с фактическими следующими формулами:
(2.50)
(2.51)
(2.52)
й, = Св —. п
гае P0.Zu.(?b— соответственно плотность, коэффициент сжимаемости и подача нагнетателя при условиях всасывания; Гв—температура газа на входе в нагнетатель; R — газовая постоянная перекачиваемого газа.
Соответственно, если известны приведенные параметры работы нагнетателя, то через них можно найти фактические:
п - fjL I ZB*/?*TB ЛН V Л|* > 'Ф V	"Р
Qn = Qm лн
(2.53)
(2.54)
(2.55)
2.2.4.	Выбор типа и определение необходимого количества нагнетателей
При выборе типа и определении количества нагнстателси учитывают:
I)	схему соединения ГПА на КС;
2)	плановую производительность газопровода;
3)	номинальную подачу нагнетателей;
4)	технико-экономические показатели нагнетателей разного типа.
Как уже отмечалось ранее, газоперекачивающие агрегаты на КС могут соединяться (рис. 2.10) параллельно (полнонапорныс) и па раллелыю-последователыю (как правило, неполнонапорные).
51
Компрессорные станции могмстропьных газопроводов
Соответственно, в схеме, изображенной на рис. 2.106, количс ство установленных нагнетателей примерно в 2 раза больше.
л	б
Рис. 2.10. Принципиальные схемы соединения нагнетателей на КС: а — параллельная; 6 — параллельно-последовательная
Расчетное количество нагнетателей находится по формуле
Я cyl ’ ^паг
Л наг	♦
Яип»
(2.56)
где — суточная пропускная способность газопровода; Кнаг — количество нагнетателей в группе, Анаг = 1 при их параллельном соединении. А1иг = 2 — при параллельно-последовательном соеди-
нснии; — коммерческая подача одного нагнетателя.
Суточная пропускная способность магистрального газопровода находится по формуле
Ч^=^~,	(2.57)
30 J • Аи
(?пи плановая годовая пропзводзггсльность газопровода; А’ц — коэффициент использования его пропускной способности.
VMw	(2.58)
ie А г коэффициент экстремальных температур; К11Л— коэф-фицнент надежности газопровода.
Коэффициент A JT учитывает необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода в связи с экстремально высоком гемпературои окружающей среды. Его величина зависит от протяженности газопровода: при L > 1000 км К = 0.98, апрн£< 1000 км А’эт= 1.	эт
Коэффициент А|1Д учитывает необходимость компенсации производительности газопровода из-за вынужденных простоев (в том числе при ремонте). Его величина может быть принята по табл. 2.8.
52
Гл а в a 2. Основные системы компрессорных станций газопроводов
Таблица 2.8
Оценочные величины коэффициента надежности
Протяженность газопровода, км	Количество ниток газопровода		
	одна	ЛВС	три и более
	500	0,99	0,99	-0.99
1000	0,98	0,98	0.99
1 500	0,97	0,98	0.99
2 000	0,96	0,97	0.98
2 500	0,95	0,97	0.98
3 (ХМ)	0.94	0.96	0.97
Величина коммерческой производительности нагнетателей различного тина определяется по табл. 2.9.
Найденное по формуле (2.56) расчетное количество нагнетателей округляется до целого в большую сторону.
Резервное количество нагнетателей определяется из расчета, что при наиболее нагруженном режиме расчетного периода (месяца, квартала, сезона) одна группа ГПА находилась в резерве.
В качестве дополшггельного критерия выбора типа нагнетателя и ГПА в целом используется критерий
W=cw-^-.	(2.59)
где cw—приведенные газовые затраты по КС (определяется по таблицам); ег— степень сжатия в газопроводе, £г= PJP& Лг начальное и конечное давление на участке между КС.
2.2.5.	Система маслоснабжения ГПА и компрессорного цеха в целом
Данная система обеспечивает смазку подшипников и подачу масла к концевым уплотнениям нагнетателя.
Принцип работы системы смазки рассмотрим на примере агрегата ГТК-25И фирмы «Нуово Пиньоне» (рис. 2.11).
Схема включает: маслобак /, охладитель масла 2, фильтры масляные 3, регуляторы давления 4, фильтры масляные муфт 5, главный масляный насос 6, предохранительный клапан 7, пусковои масляный насос 5, аварийный масляный насос 9, подогреватель 10, всасывающие клапаны 11.
53
Основные технические характеристики некоторых нагнетателей
Рис. 2.11. Принципиальная схема системы смазки ГТК-25И: 1 — маслобак; 2 — охладитель масла; 3 — фильтр масляный;
4,4о — регуляторы давления; 5 — фильтр масляный муфт;
б —главный масляный насос; 7 — предохранительный клапан;
8 — пусковой масляный насос; 9 — аварийный масляный насос;
10 — подогреватель; 11 — всасывающий клапан
Система работает следующим образом: после включения пускового масляного насоса 8 турбинное масло из маслобака / под давлением поступает в охладитель масла 2, проходш” через масляные фильтры 3 и разделяется на два потока. Один через регулятор давления 4а поступает на подшипники ГПА, а другой через регулятор Давления 4 и дополнительные фильтры 5 — на соединительные муфты «турбина — редуктор» и «турбина — нагнетатель».
По мерс раскрутки ГПА в работу включается главный масляный насос б, обеспечивающий подачу масла к узлам трения в расчетном количестве. Использованное масло с температурой 65-75 °C возвращается в маслобак.
Перед пуском насоса 8 масло предварительно нагревается до 25-
С с помощью подогревателя 10. Предусмотрен местный и дистанционный контроль уровня и температуры масла в маслобаке /.
В ГПА масло используется и в системе уплотнения центро-ого нагнетателя. Ее работа основана на использовании принципа гидравлического затвора, обеспечивающего поддержание постоянного давления масла, на 0,1-0,3 МПа превышающего давление перекачиваемого газа.
55
Компрессорные станции магистральных газопроводов
Принципиальная схема данной системы приведена на рисуй-
Рис. 2.12. Принципиальная схема системы уплотнения центробежного нагнетателя:
1 — основной маслобак; 2 — винтовые насосы уплотнения;
3 регулятор перепада давления; 4 — аккумулятор; 5 — нагнетатель; 6— регулятор давления; 7 — поплавковые камеры;
8 аюотделитель; 9 — уплотнения нагнетателя
Схема включает основной маслобак /, винтовые насосы уплотнения 2, регулятор перепада давления 3, аккумулятор 4, нагнетатель 5, регулятор давления 6, поплавковые камеры 7 и газоотде-литсль 8.
С ис тема работает с.гсдующнм образом. Масло ггз основного маслобака / поступает к винтовым насосам 2, проходит через регулятор перепада давления 3, обеспечивающий постоянное превышение давления масла под давлением перекачиваемого газа, и поступает в аккумулятор 4, обеспечивающий подачу масла в уплотнения в слу ше остановки винтовых насосов 2. Далее масло поступает в уплотнения 9 центробежного нагнетателя. После уплотнений масло сливается в поплавковые камеры 7, по мере заполнения которых оно перетекает в газоотделителн 8, где происходит разделение газа.
56
Гпово 2. Основные системы компрессорных станций газопроводов растворенного в масле. Потом дегазированное масло возвращается в основной маслобак 7.
В совокупности системы смазки и уплотнения центробежного нагнетателя образуют агрегатную систему маслосиабжения.
Существует также общецеховая маслосистема. Она включает (рис. 2.13) склад ГСМ (с расположенными там емкостями чистого, отработанного и регенерированного масла, а также установкой регенерации склада масла ГСМ), расходную емкость цеха, маслобаки каждого ГПА, цеховую установку регенерации и аварийную емкость для масла. После подготовки масла на складе ГСМ и проверки его качества оно поступает в расходную емкость цеха. Ее объем должен на 20% превышать объем маслосистсмы ГПА. Из расходного маслобака масло поступает в индивидуальные маслобаки ГПА, пройдя через газоперекачивающие агрегаты, — либо в цеховую установку регенерации, либо в емкость отработанного масла на складе ГСМ, после чего подвергается там регенерации. Аварийная емкость слу-жтгг для аварийного слива масла из маслобаков ГПА.
Мастиби
ГПА №2
Маетоби ГЛАДУ
Аварий) ш алостъ
Расходная емкость
Установка
цеховая
Склхч
ЧИСТОГО
Рис. 2.13. Структура общецеховой системы маслосиабжения КС
Остановка регенерации склада ГСМ
регенерированного маета
ГЛАДУ
Емкость ’I истого маета
Ем гость отработанного масла
57
Компрессорные станции магистральных газопроводов
Для очистки турбинного масла на компрессорных станциях используются специальные маслоочистнтельныс машины типов ПСМ-1-3000, СМ-1-3000, НСМ-2, НСМ-3 и СМ-1,5. В зависимости от степени загрязнения масла они могут работать как по схеме очистки, так и по схеме осветления регенерируемого масла.
2.2.6.	Особенности электроприводных ГПА
В состав элскгропрнводного ГПА входят: нагнетатель (полнонапорный для агрегатов мощностью 12,5-25 МВт и нсполнонапор-нын при их мощности 4-12,5 МВт), синхронный электродвигатель мощностью от 4 до 25 МВт, повышающий редуктор (мультипликатор), а также вспомогательные системы (масло — смазки, масло — уплотнение, избыточного давления и охлаждения электродвигателя, контроля, управления и защиты).
Нагнетатели имеют конструкцию, аналогичную применяемым в газотурбинных ГПА.
Электродвигатель (на примере СТД 4000-2). Это двигатель закрытого типа с замкнутым циклом вентиляции.
Статор состоит из пакетов, разделенных вентиляционными каналами. Обмотка статора двухслойная катушечная. 1 (золяция обмотки выполнена из стсклослюдннитовой и стеклянной лент, пропитанных эпоксидным компаундом Начало и конец обмотки статора выведены на изоляторы на двух концах корпуса статора.
Ротор имеет пазы, в которых уложена и запрессована обмотка возбуждения. На роторе установлены центробежные вентиляторы и направляющие аппараты, обеспечивающие безударный вход воздуха в вентиляторы.
Повышающий редуктор (мультипликатор) — является важнейшим элементом электроприводных ГПА, так как обеспечивает существенное увеличение частоты вращения ротора нагнетателя по сравнению с аналогичным параметром электродвигателя. Наличие мультипликатора ведет к определенному снижению КПД ГПА в целом, ио КПД нагнетателя при этом резко повышается.
Сведения о редукторах, применяемых в настоящее время на КС с электроприводными ГПА, приведены в табл. 2.10.
58
Глава 2 Основные системы компрессорных станций газопроводов
Таблица 2.10
Редукторы для электроприводных ГПА
Тип редуктора	Передаточное число	Электродвигатель	Нагнетатель
Р-4300/5.37	5.37	АЗ-4500-1500	280-111
РЦОТ-380-2.66-1	2,66	СТД-4000-2	280-127
РЦОТ-1.67	1,67	СТД-12500-2	Н-235
РЦОТ-1.6	1,6	СТД-12500-2	Н-370
Конструкция редукторов разного типа в целом аналогична. Внутри литого чугунного корпуса с горизонтальным разъемом установлена повышающая силовая зубчатая передача, состоящая из цилиндрических колеса и шестерни с шевронным зубом эвольвентного профиля.
Система смазки. На электроприводных ГПА применяется принудительная циркуляционная система маслоснабжсния, обеспечивающая:
♦	смазку подшипников электродвигателя, редуктора и нагнетателя;
•	подачу масла на рабочие шестерни редуктора и муфты агрегата.
Подача масла к узлам ГПА осуществляется из маслобака главным маслонасосом шестеренчатого или центробежного типа, расположенным на корпусе редуктора и приводимого в действие от его вала. Необходимое стабильное давление за насосом обеспечивается благодаря постоянству частоты вращения электропривода и вала редуктора.
В период пуска и остановки элекгроприводного ГПА, когда главный масляный насос не работает или подаст масло в недостаточном количестве, подачу масла обеспечивает пусковой насос с электродвигателем переменного тока. Температура масла при пуске должна быть не ниже 35 °C, что обеспечивается его прокачкой через водяные подогреватели (у СТД-12500-2), встроенные в маслобак, либо использованием электродвигателей.
При исчезновении переменного силового напряжения обеспечение смазки подшипников на период выбега валов агрегатов до полной остановки осуществляется одним из следующих способов:
•	за счет работы шестеренного насоса, продолжающего создавать давление масла, пока есть вращение (у СТД-4000-2);
59
Компрессорные станции магистральных газопроводов
•	с помощью аккумулятора масла смазки, уели ювлешюго в помещении нагнетателей выше электродвигателя (у СТД-12500-2).
Как и у ГТУ, смазочное масло подвергается очистке в сетчатых фильтрах, установленных в маслобаке, а охлаждается —с помощью АВО газа.
Система уплотнения нагнетателей, предотвращающая протечки газа по валу из центробежного нагнетателя в машинный газ, на элсктроприводных и газотурбинных ГПА принципиальных отличии нс имеет.
Система избыточного давления и охлаждения электродвигателя предназначена для решения двух задач:
•	поддержание в корпусе электродвигателя избыточного давления, обеспечивающего его взрывоопасность;
•	охлаждение статора и ротора электродвигателя.
Принципиальная схема системы приведена на рис. 2.14.
Рис. 2.14. Принципиальная схема системы избыточного давления и охлаждения электродвигателя: 1 — электродвигатель; 2 — вентиляторы;
3 — воздухоохладители; 4 — нагнетатель
Кроме электродвигателя / и нагнетателя 4 схема включает вентиляторы 2, установленные на валу электродвигателя, и воздух о-охладители 3.
Двигатель имеет симметричную систему охлаждения с замкнутым двухструнным циклом (воздух из зоны высокого давления разделяется на две струи). Первая струя проходит в воздушный зазор и через радиальные каналы между крайними пакетами железа выходит под обшивку статора (зона горячего воздуха). Вторая струя по пропускным каналам проходит к средним пакетам статора и по радиальным каналам между ними попадает в воздушный зазор двига-
60
Глава 2 Основные системы компрессорных станций газопроводов тстя, откуда выходит под обшивку статора, смешиваясь с первой струси. Далее воздух через боковые жалюзи в обшивке статора поступает в воздухоохладители.
В качестве воздухоохладителей используются теплообменные аппараты типа «вода — воздух» либо «воздух — воздух». В первом случае охлаждение воздуха до номинальной температуры 40 °C осуществляется в трубчатых теплообменниках водой. Ес температура должна быть нс выше 30 °C, а общий расход — от 56 м3/ч (для двигателей мощностью 5 000 кВт и менее) до 74 м’/ч (для двигателей большей мощности). Для охлаждения самой воды используют аппараты воздушного охлаждения (от 3 до 5 в зависимости от мощности электродвигателя).
Болес простой является система охлаждения воздуха двигателя атмосферным воздухом с использованием пластинчатых теплообменников. Они проще по конструкции, компактны и имеют достаточно развитую поверхность теплообмена.
На компрессорных станциях, расположенных в южных районах, гае температура атмосферного воздуха в летний период может быть выше расчетной (30 °C), ее понижают методом увлажнения. Установлено, что при атмосферном давлении воздух с относительной влажностью, равной 40%, можно охладить с 40 до 30 °C, увеличив его относительную влажность до 90%. Расход воды на увлажнение составляет от 40 л/ч (при мощности двигателя 4 000 кВт) до 105 л/ч (при его мощности 12 500 кВт).
Чтобы избежать загрязнения вентиляционных каналов и обмотки, нарушающего нормальное охлаждение двигателя, подаваемый В него воздух предварительно должен быть очищен.
2.2.7. Компоновка компрессорного цеха
Агрегаты мощностью 16 и 25 МВт устанавливаются в индиви-Дуальных зданиях, ГПЛ мощностью 6 и 10 МВт— в общих или индивидуальных зданиях и укрытиях каркасно-панельного типа.
компрессорный цех в общем здании состоит из двух основных помещений: машинного зала и зала нагнетателей. Ширина первого составляет от 12 до 24 м, а второго — 6 м. В машинном зале обще-здания устанавливается от 6 до 14 агрегатов, в индивидуальном здании — один агрегат.
61

По противопожарным нормам машинный зал относится к гх«з! Г. для которой разрешается установка всего оборудования в зср*ольаом исполнении. Зал нагнетателей относится к категории А, zpe которой злгктрооборудование должно иметь взрывобезопасное жггг-=ууиу В силу разной категорийиости залов их отделяют друг ст —*.та непроницаемой разделительной стенкой, а нагнетатель н его -p/wn ахтингют с помощью герметичного промежуточного вала.
Газотурбинные установки, у которых выносная камера сгорания расположена под агрегатом, а выхлопные патрубки направлены вниз, устанавливают на высоких рамных фундаментах: от отметки А2 м (ГТ-6-750 ТМЗ, ГТ-750-6 НЗЛ) до отметки 5Д м (ГТК-10-4). Под газотурбинным приводом на нулевой отметке рас-□слсхено вспомогательное оборудование (масло насосы. трубопроводы, водяные маслоохладители, фильтры). Центробежные нагне
татели располагаются в соответствующем зале на отметке около 4 м. Такое размещение ГПА называют подвальным исполнением.
При использовании злектропрнводных ГПА размеры маптин-ного зада компрессорного цеха меньше, чем в случае применения газотурбинных ГПА, так как хтектропривод компактнее, чем 1 ТУ, а трубы и газоходы отсутствуют.
В обшем зданш! устанавливают агрегаты с приводом следующих
•	ГТК-5, ГТ-750-6, ГТК-10 НЗЛ;
-	ГТ-6-750 ТМЗ;
•	ССНООО. СТД-12Д
Компрессорный цех с агрегатами^ размещенными в индиеиду~ алышх знаниях, выполняется в бесподвальном исполнении: ГПА j станааливается на отметке около 0,8 м, а площадка обслуживания — на отмене 2 м. Вспомогательное оборудование и трубопроводы размещаются на раме-маслобаке и рядом с агрегатом.
На рисунке 2.15 показана компоновка ГПА ТМЗ ГТН-16 в индивидуальном з танин
Газотурбинная установка ГТН-16 представляет собой беспод-
вальную газовую турбину 4, установленную на одной раме с нагнетателем 8. Дтя их размещения используются помещения 5 и 7 соот-
ветственно. Рядом со зданием установлены аппараты воздушного охлаждения масла 1 и воддухоочисппсльнос устройство 2 (цифрой 3

Глава 2. Основные системы компрессорных станций газопроводов
Рис. 2.15. Компоновка ГПА с приводом от ГТН-16 в индивидуальном здании:
1 — аппараты воздушного охлаждения масла; 2 — воздухоочистительное устройство; 3 — вход воздуха на основном режиме работы;
4 — газотурбинная установка; 5 — помещение для ГТУ; 6 — выхлопная часть; 7 — помещение для нагнетателя; 8 — нагнетатель
показан вход воздуха на основном режиме работы). Продукты сгорания из ГТУ выводятся через выхлопную часть 6. Стены и крыша индивидуального здания изнутри покрыты достаточно толстым слоем звукопоглощающего материала.
Компрессорный цех с агрегатами, размещенными в индивидуальных укрытиях, входит в состав блочно-комплектных компрессорных станций. В этом случае газотурбинные ГПА выполнены из отдельных блоков, полностью законченных изготовлением.
Наиболее часто используются следующие блоки:
•	блок ГТУ на раме-маслобаке;
•	блок нагнетателя на раме;
•	блок воздухоподогревательных устройств;
•	блок воздушного охлаждения масла;
•	блок систем автоматического управления и регулирования.
На рисунке 2.16 показана компоновка в блок-контейнере агрс-гата с газотурбинной установкой ГПЛ-Ц-16.
Двигатель 8 типа НК- 16СТ и центробежный нагнетатель 15 типа НЦ-16 размещены в соответствующих отсеках (7 и 16), разделенных герметичной перегородкой 12, через которую проходит промежуточный вал 13. Кроме того, на рисунке представлены камера
63
Рис. 2.16. Компоновка ГПА с приводом от ПН-16 в блок-контейнере:
1 — аппараты воздушного охлаждения масла; 2 — воздухоочистительное устройство; 3 — вход воздуха на основном режиме работы;
4 — газотурбинная установка; 5 — помещение для ПУ; 6 — выхлопная часть; 7 — помещение для нагнетателя; 8 — нагнетатель;
9 — выхлопная улитка; 10 — шумоглушители выхлопа;
11 — диффузор; 12 — герметичная перегородка; 13 — промежуточный вал; 14 — гидроаккумулятор; 15 — нагнетатель НЦ-16;
16 — отсек нагнетателя; 17 — маслобак нагнетателя
всасывания 1 , шумоглушители 2, воздухоочиспггсльнос устройство 3, блок вентиляции 4, промежуточный блок 5, патрубок 6, выхлопная утпгтка 9, шумоглушители выхлопа 10, диффузор 11, гидроаккумулятор 14 и маслобак нагнетателя 17.
Другой вариант компоновки ГПА в индивидуальном укрытии показан на рисунке 2.17.
В данном случае контейнер газовой турбины 8 находится внутри большого укрытия, где в открытом исполнении на индивидуальном фундаменте размещен центробежный нагнетатель 7. Кроме того, в состав газоперекачивающего агрегата входят: воздухозаборная камера /, вход воздуха в систему вентиляции контейнера 2, вытяжной вентилятор 3, кран-балка 4, выхлопная часть 5, бак уплотнительного масла 6, контейнер вспомогательного оборудования 9. регули-рующии клапан антиобледенительной системы 10, коллектор антиобледенительной системы 11, блок-бокс системы вентиляции 12.
64
Глава 2. Основные системы компрессорных станций газопроводов
12 II W 9	в
Рис. 2.17. Компоновка ГПА с приводом от ГТК-25ИМ в контейнере: 1 — воздухозаборная камера; 2 — вход воздуха в систему вентиляции контейнера; 3 — вытяжной вентилятор; 4 — кран-балка;
5 — выхлопная часть; 6 — бак уплотнительного масла; 7 — центробежный нагнетатель; 8 — контейнер газовой турбины; 9 — контейнер вспомогательного оборудования; 10— регулирующий клапан антиобледенительной системы; 11 — коллектор антиобледенительной системы; 12 — блок-бокс системы вентиляции
2.3. Система охлаждения перекачиваемого газа
2.3.1. Необходимость охлаждения газа
Известно, что при компримировании газа его температура повышается. На выходе компрессорной станции опа может достигать 70 С. Подобная температура может вызывать ряд отрицательных последствий.
Во-первых, чем выше температура перекачиваемого газа, тем больше величина сжимающих напряжении в теле трубы, и, соответственно, возрастает опасность потери устойчивости газопровода.
Во-вторых, традиционная битумная и пленочная противокоррозионная изоляция при высокой температуре разрушается.
В-третьих, с увеличением температуры перекачиваемого газа его вязкость повышается. При неизменном перепаде давления в линейных участках между КС это ведет к уменьшению пропускной способности газопровода.
65
Компрессорные станции магистральных газопроводов
Массовым расход газа в трубопроводе диаметром Д при расстоянии между КС, равном 1^ начальном давлении Рм и конечном Рж описывается формулой
с ... пР1"5 I - Р,
4 и ). • ;сх  R • Тп • /жс
где X — коэффициент гидравлического сопротивления; Z^,	—
средние коэффициенты сжимаемости и температуры газа; R — газовая постоянная.
Нетрудно видеть, что при прочих равных условиях массовый расход газа обратно пропорционален корню квадратному от его средней температуры.
Если обозначить массовый расход газа при температуре Г_| через G|, а при температуре через С2, то
Результаты расчетов по данной формуле приведены в табл. 2.11.
Таблица 2.11
Увеличение производительности газопровода при уменьшении средней температуры газа на ДТдо величины Т_
К		Величина у (%) при Д7*. рапной			
	5 К	10 К		15 К	20 К 1
300	0.83		L65	2.47	3.28
310	0,80	1.60	2.39	3.18
320	0.78	1.55	2.32	3.08
Таким образом, благодаря охлаждению газа производительность газопровода может быть увеличена на несколько процентов.
В-четвертых, при прокладке газопроводов в вечномерзлых грунтах положительная температура газа может привести их к протаиванию. Это может вызвать необратимые изменения ландшафта, а также чрезмерную осадку и разрушение трубопровода.
Таким образом, охлаждение газа на КС необходимо по следующим причинам:
66
Глава 2. Основныо системы компрессорных станций газопроводов
•	для обеспечения надежной работы газопровода;
•	для некоторого увеличения его производительности;
•	для уменьшения отрицательного воздействия газопроводов на окружающую среду при их прокладке в вечномерзлых грунтах.
Для охлаждения газа на компрессорных станциях применяют аппараты воздушного охлаждения.
2.3.2.	Устройство и принцип действия АВО газа
Аппаратом воздушного охлаждения газа называется теплообменное устройство, в котором газ, движущийся по пучкам оребренных труб, охлаждается потоком атмосферного воздуха, нагнетаемым специальными вентиляторами (рис. 2.18).
Конструктивно ЛВО газа состоит из следующих частей:
•	несущие конструкции;
•	теплообменные секции;
•	вентиляторы;
•	аэродинамические элементы.
Рис. 2.18. Принципиальная схема секции АВО газа: 1 — корпус 2 — оребренные трубы; 3 — вентилятор
Несущие конструкции АВО газа изготавливаются из металла или железобетона.
Теплообменные секции представляют собой пучки оребренных труб длиной от 3 до 10 м, расположенных в коридорном или шахматном порядке по отношению к направлению движения охлаждающего
67
Компрессорные станции магистральных газопроводов
воздуха. Пучки труб собираются п секции (от 2 до 6), в каждой из которых число ходов газа составляет от 1 до 8. Эти секции в А ВО компонуются горизонтально или зигзагообразно (рис. 2.19) и соединены с входным и выходным коллекторами аппарата.
Рис. 2.19. Схемы компоновки секций в теплообменных аппаратах воздушного охлаждения: о — горизонтальная; 6 — вертикальная
Оребрение поверхности теплообменных труб выполняют накаткой или навивкой. Накатка используется в случае, если высота ребра относительно небольшая. В противном случае оребрение достигается навивкой алюминиевой ленты.
Степень увеличения поверхности охлаждения труб характеризуется величиной коэффициента оребрения <р, определяемого как отношение площади наружной поверхности по оребрению к площади поверхности гладких труб. Величина <р у применяемых АВО газа находится в пределах от 7,8 до 21.
Вентиляторы АВО служат для нагнетания наружного возду-
ха. играющего роль охлаждающего агента. Они представляют собой осевые машины с высокой производительностью и малыми напорами. Диаметр их лопастей составляет от 2 до 7 м. Чтобы пре
дотвратить разрушение лопастей вентилятора под действием центробежных сил, окружная скорость их вращения не должна превышать 65 м/с.
Лопасти вентиляторов обычно выполняются штампованными. Они бывают поворотными и неповоротными. Использование поворотных лопастей позволяет регулировать расход воздуха (а значит, и температуру охлаждаемого газа) при сезонном изменении температуры наружного воздуха. Однако конструкция их сложнее.
68
Глава 2. Основные системы компрессорных станций газопроводов
В качестве привода вентиляторов используют электродвигатели мощностью от 10 до 100 кВт, которая зависит от типа аппарата. Электродвигатели, как правило, тихоходные и соединяются с валом вентилятора непосредственно муфтой или через угловой редуктор.
/Хэродинамичсскис элементы — обечайка (барабан из листового материала, открытый с торцов) и диффузор. Обечайка служит для создания направленного потока воздуха, а благодаря диффузору этот поток замедляет свое движение, что ведет к увеличению времени его контакта с трубными пучками.
Промышленность выпускает три основных типа АВО: малопоточные (ЛВМ), горизонтальные (АВГ) и зигзагообразные (АВЗ). Малопоточные аппараты имеют одну теплообменную секцию с трубами длиной 1,5-3 м и комплектуются одним-двумя вентиляторами. Горизонтальные аппараты имеют три секции с трубами длиной 4-8 м, а также один-два вентилятора большей (до 40 кВт) мощности, чем у АВМ. В газовой промышленности АВО данного типа рассчитаны па рабочие давления от 7,5 до 16 МПа. Зигзагообразные аппараты имеют шесть секций с трубами длиной 6-8 м и одним-двумя вентиляторами мощностью 40 100 кВт.
Некоторые технические характеристики стандартных АВО газа приведены в табл. 2.12.
Обозначение моделей и аппаратов воздушного охлаждения выполняются следующим образом: в числителе — шифр аппарата (АВГ, АВЗ и т. д.), тип продукта (Г — газ), число вентиляторов, давление в кг/см2 и сведения о трубах (Б— биметаллические, М — монометаллические), в знаменателе — число рядов труб, число ходов и длина труб. Например:
АВГ-Г-64-Б
6-2-3
2.3.3.	Теплогидравлический расчет АВО газа
На этапе проектирования целями теплогндравлнческого расчета являются:
• определение необходимого количества вентиляторов ( АВО), • определение гидравлического сопротивления АВО по газу.
69
Глава 2. Основные системы компрессорных станций газопроводов
Исходные данные для расчета:
1.	Тип АВО газа, а следовательно, и все его характеристики, т. с. диаметр трубок </, коэффициент оребрения ф, номинальная производительность вентилятора gjH.
2.	Температура наружного воздуха /ВР
3.	Температура газа на входе /п и выходе из Л ВО.
4.	Массовый расход газа, перекачиваемого КС, Gr
В основе теплового расчета АВО лежит уравнение теплового баланса
*срГ*0п “/Г2)“^в *ср» ’(ГВ2 “7В1 )>	(2.60)
где срГ, срв— массовая теплоемкость соответственно газа и воздуха; GB — массовый расход воздуха, нагнетаемого лв вентиляторами.
Кроме того, установлено, что температура воздуха на выходе из АВО должна быть меньше температуры охлажденного газа на
Д/ОПТ=10-15°С, т.с.
*Г2 ~ZB2 “	(2.61)
Из формулы (2.60) температура воздуха на выходе АВО
ZB2 =ГВ1 +	~ ‘ (ГП ~ГГ2)	<2*62)
<^В * ^рв
Подставляя (2.62) в (2.60), получим уравнение с одной неизвестной GB
ГГ2 -1В2 ” ТГ—” ’ (гп ~ 1п ) “ ^опт ♦	(2.63)
('В *^рв
откуда необходимый массовый расход возд> ха равен
Gn = Gr	• f	'П-'Г2-----1	(2.64)
срв ( *Г2 “ *в1 “ ^огтт
а требуемое количество работающих вентиляторов (т. с. секции АВО) равно
_ ^в
МВ Рв VH
где рв — плотность воздуха.
(2.65)
71
Компрессорные станции магистральных газопроводов___
Найденное количество требует проверки: фактическая поверхность теплообмена Гх должна превышать необходимую Г_.
Последняя величина определяется на основе теплового расчета — из уравнения теплового баланса
^Г’срГ*(ГП	(2.66)
где к—полный коэффициент теплопередачи; 0—средняя разность температур процесса теплопередачи.
а 0|-<Ь
° = —о^Ео-
11Л
0,
где в,, 6, — наибольшая и наименьшая разность температур.
=ГП “ГВГ»02 = /Г2“/В2’
— поправка на нспротнвоточность.
В отношении величины Ее необходимо сделать некоторые пояснения. АВО газа по своей сути является теплообменным аппаратом. В трубчатых теплообменниках применяют две схемы взаимного движения теплоносителей: прямоток и противоток. В АВО же воздух движется поперек пучков труб, по которым перемещается газ. Кроме того, данных пучков может быть несколько. Все эти отличия учитывает поправка на нспротнвоточность.
Расчет величины представляет значительную сложность. Поэтому для ее нахождения пользуются графиками (рис. 220), на которых с9 представлена как функция двух параметров:
R = Zn__[Г2_; р = ;В2 ZBI ^В2 — ГВ1 0*2
В< шчина   того ко ‘ффицнента теплопередачи отнесенного к наружной поверхности труб, равна
(2.67)
гас <р коэффициент оребрения; a|t (Xj — внутренний и внешний коэффициенты теплоотдачи; 8„ — толщина и коэффициент теплопроводности /-го слоя (стенки труб, внутренних и внешних отло-жений).
72
Рис. 2.20. Графики для определения величины ев: о — однократное пересечение; 6, в — двукратное пересечение
5	1
Числовые оценки показывают, что	* н поэтому с до-
\	ai
статочной для инженерных расчетов точностью формулу (2.67) можно представить в виде
(2.68)
73
Компрессорные станции магистральных газопроводов
Внутренний и внешний коэффициенты теплоотдачи определяются по формулам:
dj = NU| •
а2 = Nu2 ‘
где Nub Nu2— числа Нусссльта, определяемые критериальными уравнениями:
Nuj =
0,17 • Re?J3- Рг°’43- Gfr ‘ f— (Кет
( D \0 25
0,021-Re? 8Prp’43-t-
' Ргст >
\O.25
при Rer £ Rc^p
при Rcr £ 104
Nib =0,223-Re?’65-* 
\0Л4
0.14
где Rer, Prr, Gr,— числа соответственно Рейнольдса, Прандтля и расгофа, рассчитанные при средней температуре газа в АВО; Рг^ число Прандтля, найденное при средней температуре стенки трубок АВО; RcB— число Рейнольдса при обдувании трубок АВО воздухом; наружный диаметр оребренной поверхности, S, h • соответственно шаг и высота ребер.
При Re^ < Rer < 104 величина Nii| находится интерполяцией.
Требуемую площадь охлаждения газа в АВО находим из формулы (2.66):
г _Сг’срГ / ч
/тр	Vn~^n)-	(2.69)
Величина должна удовлетворять условию Fac>1,1F
Следует подчеркнуть, что определение величины требует итерационных расчетов, так как температура стенки трубок FTO заранее неизвестна.
Гидравлическое сопротивление АВО по газу находится с использованием формулы Дарси — Вейсбаха:
(2.70)
74
Глава 2. Основные системы компрессорных станций газопроводов
где рг — плотность газа в АВО; сог — средняя скорость его течения; / р, г/ц, — длина и внутренний диаметр трубок.
Коэффициент гидравлического сопротивления при турбулентном течении газа находится по одной из формул:
0,3164 -Rep?
при Rer £ 1 О'
0,25
при Rer >106
(2.71)
где А, — эквивалентная шероховатость; о0 — коэффициент, выбираемый в зависимости от вида шероховатости.
Проверочные расчеты АВО газа выполняются при абсолютном максимуме температур атмосферного воздуха, средней температуре грунта самого жаркого месяца и соответствующей этим параметрам пропускной способности.
2.4. Системы импульсного, топливного и пускового газа, а также газа собственных нужд
Компрессорные станции не только обеспечивают доставку газа в места использования, но и сами являются его крупными потребителями. Газ на КС используется:
•	при пуске газоперекачивающих агрегатов;
•	в качестве топлива для газотурбинных установок;
•	в системе управления запорно-рсгулирующсй арматурой;
♦	на собственные нужды.
2.4.1.	Назначение и принципиальная схема системы пускового и топливного газа
Система пускового и топливного газа предназначена:
I.	Для подготовки и подачи пускового газа к турбодетандеру с Целью запуска ГТУ.
2.	Для подготовки и подачи топливного газа в камеру сгорания ГПА.
75
Компрессор
ные станции магистральных газопроводов
В качестве пускового и топливного газа используется транспортируемый газ. Его отбор в систему может производиться из разных точек технологической обвязки компрессорной станции:
•	из магистрального газопровода на узле подключения перед краном 20 или за ним;
•	из всасывающего коллектора после пылеуловителей;
•	из нагнетательного коллектора перед аппаратами воздушного охлаждения (при аварийной остановке подогревателей топливного газа).
Принципиальная схема системы пускового и топливного газа приведена на рис. 2.21.
В нее входят блоки сепараторов высокого (СВД) и низкого (СНД) давления, расходомеры для газа (РГ, РТГ), блок топливного и пускового газа (БТПГ), подогреватель топливного газа (ПТГ), трубопроводы и коллекторы с продувочными и дренажными устройствами, запорная арматура с ручным и автоматическим управлением, контрольно-измерительные приборы и автоматика.
Система работает следующим образом. Отбираемый газ проходи. чере сепараторы высокого давления (СВД). где от него отделяются частицы мехпримесей, расходомер газа (РГ) и попадает в блок подготовки топливного и пускового газа (БТПГ). Здесь он сначала очищается в фильтрах-сепараторах, подогревается до температуры С, а затем дсл1ггся на два потока — пусковой газ (ПГ) и топливный газ (ТГ).
Далее пусковой газ проходит через регуляторы давления, сни-жающие его давление до 0,9 МПа для ГТН-6, до 1,5 МПа — для ГПУ-10, ГТК-10-4, ГТН-16 и до 2,5 МПа — для ГТН-25. После этого он поступает в турбодетандер ГПА, где расширяется (со снижением давления до атмосферного) и совершает полезную работу, идущую на раскрутку осевого компрессора и турбины высокого давления.
от давления возду-
Топливный пн редуцируется (в зависимости.
" 7е°^пЫМ компрсс<:оРом ГТУ) ДО давления 0,9 МПа для ГГНЧ5, до МПа ДЛЯ ГТК-104 ГТН-16 и до 2,5 МПа — для ГТН-25, /г-ит этсм он постУпаст в блок сепараторов низкого давления (СНД), где дополнительно очищается от выделившейся при редуцировании жидкости, проходит учет в расходомере топливного газа
сепараторов низкого давления J от выделившейся при реду-
76

Глава 2. Основные системы компрессорных станций газопроводов
Рис. 2.21. Принципиальная схема системы пускового и топливного газа: г ВД — сепаратор высокого давления; РГ — расходомер газа; БГПГ — блок топливного и пускового газа; ПГ — пусковой газ; ГПА — газоперекачивающий агрегат; ТГ — топливный газ; ГД — турбодетандер; КСг — камера сгорания; СНД — сепаратор низкого давления; РТГ — расходомер топливного газа;
ПТГ — подогреватель топливного газа
(РТГ), подогревается и через топливный коллектор распределяется по газоперекачивающим агрегатам.
В качестве сепараторов высокого давления используются циклонные сепараторы и фильтры-сепараторы.
77
________Компрессорные станции могистрогьных газопроводов_
2.4.2.	Назначение и элементы системы импульсного газа
Импульсный называется газ, отбираемый из технологических трубопроводов обвязки КС для использования в системе управления в приводе запорно-регулирующей арматурой, а также для подачи командных импульсов к контрольно-измерительным приборам.
Чтобы исклкнппъ заедание и обмерзание исполнительных органов арматуры и приборов, импульсный газ должен быть очищен и осушен до точки росы — 50 °C.
Принципиальная схема системы импульсного газа приведена на рис. 222.
В систему аггоызткЕм
и смпил>паш1Н
Рис. 2.22. Принципиальная схема системы импульсного газа: 'ВД епаратор высокого давления; РГ — расходомер газа; БТПГ — блок топливного и пускового газа; БА — блок абсорбера;
ГИВД — газ импульсный высокого давления (5,5-7,6 МПа);
РД регулятор давления; ГИНД — газ импульсный низкого давления (1,5-2,5 МПа); ГПА — газоперекачивающий агрегат
на шла она совпадает с системой пускового и топливного газа, обствснно система импульсного газа включает в себя блоки адсорберов (БА), регулятор давления (РД), трубопроводы и коллекторы импульсного газа, запорную арматуру, а также свечи для стравливания газа.
Система имг ь ноп а работает следующим образом. Отираемый газ, пройдя сепараторы высокого давления (СВД) и расходомер ( Г), поступает в блоки адсорберов (БА), где подвергается осушке. Затем газ разделяется на два потока. Одна часть — газ импульсный высокого (5,5-7,6 МПа) давления (ГПВД) - идет на
78
Глава 2. Основные системы компрессорных станций газопроводов управление пневмопрнводными кранами большого диаметра компрессорного цеха и газоперекачивающих агрегатов. Другая часть проходит через регулятор давления РД, в результате чего давление । аза снижается до 1,5-2,5 МПа (газ импульсный низкого давления — ГНИД), а затем идет на управление пневмопрнводными кранами малого диаметра и к контрольно-измерительным приборам.
Осушка газа в адсорберах осуществляется в любое время года. Роль адсорбента в них, как правило, играет гранулированный мелкопористый силикагель марки КСМ. В зависимости от относительной влажности газа при температуре 20 С он может поглотить водяные пары в количестве до 35% собственного веса и за счет этого понизить точку росы на 50-60°.
При достижении предельной насыщенности водой силикагель теряет способность поглощать влагу, меняет цвет. Для его регенерации через силикагель один раз в 2-3 месяца пропускают продукты сгорания из ГТУ или горячий воздух с температурой 180-200 °C. Цикл регенерации силикагеля длится 4-6 часов, цикл охлаждения — 2-4 часа.
Кроме силикагеля, для осушки импульсного газа могут использоваться алюмогель, активированный боксит.
В зимнее время осушка импульсного газа производится в вы-мораживатслях — сосудах высокого давления, где газ принимает температуру наружного воздуха. В результате влага через некою рое время выпадает на дно в виде снега и льда. Чтобы удалить их через нижний патрубок, прибегают к растоплен ню снега и льда, используя теплый газ выхода компрессорного цеха, который затем возвращают на вход компрессорного цеха.
2.4.3.	Элементы системы газа собственных нужд
Принципиальная схема системы газа собственных нужд приведена на рис. 2.23.
После расходометра она включает автоматизированную газо-распределительную станцию, а также трубопроводы с загторне)и ар матурой.
Структурная схема ГРС с двумя потребителями приведена на Р»с. 2.24.
79
Компрессорные станции магистральных газопроводов
На жило» поселке
Рис. 2.23. Принципиальная схема системы газа собственных нужд: СВД — сепаратор высокого давления; РГ — расходомер газа; АГРС — автоматизированная газораспределительная станция;
БТПГ — блок топливного и пускового газа
Вии iau
to II потребителю
Узел 0*1 ИСТКИ
Узел редуцированна
Узел предотвращение обраюванна гидратов
кин
Блок телемеханики Блок автоматики Блок емгнхтнииин
Рис. 2.24. Структурная схема ГРС с двумя потребителями
Она включает узлы:
•	переключения;
•	очистки;
•	предотвращения гидратов;
•	редуцирования;
♦	учета;
•	одоризации.
2.4.4. Конструкция адсорберов и их расчет
Адсорбер представляет собой стальной цилиндрический сосуд со сферическими днищами. На нем имеются патрубки для входа и
80
Глава 2 Основные системы компрессорных станций газопроводов выхода газа, люки для загрузки и выгрузки адсорбента, а также патрубок для удаления отстоя из нижней секции в дренажную систему.
Внутри адсорбера в перегородку нижним конусным концом вварена перфорированная труба диаметром 219 мм (обтянутая металлической сеткой), которая оканчивается патрубком для выхода газа.
Кроме того, между перегородками установлен сетчатый чехол (патрон) диаметром 600 мм и высотой 1,5 м, обтянутый металлической сеткой, в который и заключен адсорбент — гранулированный мелкопористый силикагель марки КСМ, способный понизить точку росы на 50-60 °C.
В центре перегородки адсорбера имеется «окно», через которое производится засыпка адсорбента в сетчатый чехол (в количестве 200-250 кг).
Частично осушенный в вымораживателс газ поступает через входной патрубок, расположенный в верхней части адсорбера, проходит через адсорбент, находящийся в сетчатом патроне, который поглощает влагу, содержащуюся в газе. Осушенный газ через сетку и окна, имеющиеся в трубе, выходит из адсорбера через выходной патрубок и поступает в коллектор импульсного газа КС.
Исходными данными для расчета адсорбера являются:
•	суточный расход газа через блок адсорберов (?г;
♦	влагосодсржанпс газа в начале В । и в конце И2 процесса осушки;
•	диаметр адсорбера Da;
•	продолжительность циклов: адсорбции тм, регенерации и охлаждения тожя;
•	алагоемкость в начале (Хц и в конце ак процесса адсорбции,
•	температура Ггогаза, используемого при осушке.
Расчет цикла адсорбции
Целью расчета является определение:
•	количества адсорберов;
•	массы адсорбента;
•	фактического времени адсорбции.
Необходимое количество адсорбента вычисляют по формуле
G^=Gr-0Vl-»V,)Tu/a;1,	<2-7'
81
Компрессорные станции магистральных газопроводов
гдсад — динамическая (расчетная) влагосмкость адсорбента, а,=0Л(а„+ак).
Чтобы обеспечить непрерывность процесса адсорбции, необходимо продублировать все системы осушки и, соответственно, количество адсорбента = 2-G^.
Максимально допустимый расход газа через один адсорбер определяют по формуле
Р
(2.73)
гас — максимально допустимая линейная скорость газа в адсорбере, (coj = 0,2 м/с; Z — коэффициент сжимаемости газа при давлении Р и температуре в адсорбере.
Расчетное число адсорберов определяют по формуле
(2.74)
Найденная величина сначала округляется до ближайшего целого числа, а затем удваивается до величины так как установка будет состоять из двух технологических ниток.
Следовательно, количество адсорбента, загружаемого в каждый аппарат, равно
^1ад ^ад^лад*
а высота слоя адсорбента в нем составляет
(2.75)
. 4С1« (2.76) Рад •
Соответственно, фактическое время контакта газа с адсорбентом
(2.77)
Расчет цикла десорбции
Целью расчета является определение расхода газа регенерации. В основе расчета лежит уравнение теплового баланса
Qt^-^pafQi+Qi+Qj+Qi+Qj), (2.78) гас	—количество теплоты, поступающей в адсорбер с газом регенерации; — коэффициент, учитывающий потери тепла,	= 1,1;
82	гег • ’
Главе 2 Основные системы компрессорных станций газопроводов
Q. — расход теплоты „а нагрев адсорбента; Q2 — расход теплоты на нагрев адсорбера; Q3 — расход теплоты на нагрев тепловой изоляции; (?5 — расход теплоты на нагрев воды; Q5 — расход теплоты на превращение воды в пар.
Данные величины рассчитываются по следующим формулам: Орсг = ^грсг * срг * (грн “ Т’рк )•	(2.79)
(2.80)
(2.81)
а=о,2-с2;
Од - ^Н2О
(2.82)
(2.83)
Qs “ 6ц2о ’XHjO*	(2.84)
где <7Грег — массовый расход газа регенерации за цикл; G^, GM, — масса соответственно адсорбсггга, адсорбера и адсорбированной воды; срГ, срМ, срИ 0— массовая теплоемкость соответственно газа регенерации, адсорбсггга, металла адсорбера и воды; ГрН, ГрК— температура газа регенерации соответственно в начале гг в конце процесса; 7^, Г|(ач— соответственно средняя (в течение процесса) и начальная температуры адсорбсггга; —температура кипенггя воды; Xн2о — скрытая теплота испарения воды.
Соответственно, массовый расход газа регенерации за цикл вычислим по формуле
Grper =---1тк т 1
cpfVrli_'pK'
(2.85)
Расчет цикла охлаждения
Целью расчета является определение массового расхода охлаждающего газа за цикл.
Для его определения используется уравнение теплового баланса =^ • (а+о? )•	(286)
где Qow — количество тепла, уносимого охлаждающим газом, — коэффициент, учитывающий естественную теплоотдачу в окружающую среду, Аохл = 0,95; Q& Qi количество тепла,
83
Компрессорные станции магистральных газопроводов
которое необходимо отвести соответственно от адсорбента и адсорбера.
Данные величины рассчитываются по формулам:
Сои ~ ^Гои' ^рГ ’ pH )♦	(2.87)
Сб ^лд ’ Срад ‘ (^рИ )♦
(2.88)
Q1 - ^М ’срМ ’ V pH “ ?к)•
(2.89)
где <7М — массовый расход охлаждающего газа за цикл; Тк — температура охлаждающего газа на выходе из адсорбера.
С учетом формул (2 .87) — (2.89) из уравнения (2.86) находим
(2.901
ГЛАВА 3
Режимы работы компрессорных станций
3.1.	Уравнение расхода газа в магистральном газопроводе
Для газового потока в трубопроводе уравнение баланса удсль-ной энергии имеет ПИД
(IP d(w2)	. пл	/-1М
— + ——+ g-</z + A"A =0.	(3.1)
Рг
где Р, рг, iv — соответственно давление, плотность и средняя скорость движения газа в сечении, удаленном на расстоянии х от компрессорной станции; g— ускорение силы тяжести; z— высотная отметка рассматриваемого сечения; dht— потери напора на элементарном участке длиной dx.
В большинстве случаев изменением удельной кинетической
энергии - J в условиях магистрального газопровода и изменением удельной потенциальной энергии, связанным с изменением высоты положения газа g • dz, можно пренебречь.
Соответственно, уравнение удельной энергии (3.1) упростится и примет вид
^ = -g-A.	(32)
Рг	q
Для его решения в случае изотермического установившего движения газа с постоянным расходом по трубопроводу нс ного сечения воспользуемся вспомогательными уравнени
•	состояния
— = Z/?T, Рг
(3.3)
85
Компрессорные станции магистральных газопроводов
•	неразрывности
G = F-prрг • w = idcm,
•	Дарси-Всйсбаха
,, * и’2 1 dhT =-----аг,
D 2 g
(3.4)
(3.5)
где Z— средняя величина коэффициента сжимаемости газа на рассматриваемом участке; Т—его средняя температура; F—площадь живого сечения газопровода; D— его внутренний диаметр; G— массовый расход газа в газопроводе; А— коэффициент гидравлического сопротивления.
Умножив левую и правую части (3.3) на р* и заменив dht на правую половину уравнения Дарси-Всйсбаха (3.5), получим
1D X Рг *	, X , v2
Рг </Р = -« Б ТГ 1Т (Рг И,)	(3б)
Выразим значение рг в левой части (3.6) из уравнения состояния (3.3), а произведение рг* и»— из уравнения неразрывности (3.4):
« р G
Рг= -----; рг • и’=—.
ZRT г F
С учетом этих выражении после разделения переменных можно представить выражение (3.6) в виде
(17)
На перегоне между компрессорными станциями длиной 1^ давление изменяется от начального Рн до конечного Интегрируя левую часть дифференциального уравнения (3.7) от Р„ до а правую — от 0 до получим
р2 _ р2 'н гк
X G2
(3-8)
При заданном давлении в начале и конце перегона между КС уравнение (3.8) решается относительно массового расхода газа в газопроводе:
G-F 1-^	_ *'D2 f(Pj -Рк2)-Р
УХ2йг/кс 4 ^ZXT-I' (3,9)
86
Глава 3. Режимы работы компрессорных станций______
В практических расчетах газопроводов используется понятие коммерческого расхода Q, т. с. объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям (Рст = РА, Тст = 293 К). По определению он равен отношению массового расхода газа к его плотности при стандартных условиях. Последняя определяется формулой (3.3), а газовая постоянная газа связана с газовой постоянной воздуха выражением Л1юи = Л/Д. С учетом вышесказанного
G ’ ^гюзл ’ ^ст
G • ZCT • ЛВ01д •
(ЗЛО)
АРСТ
где р(Т— плотность газа при стандартных условиях; ZCT— коэффициент сжимаемости газа при стандартных условиях, ZCT= 1; Л — газовая постоянная воздуха; Д—относительная плотность газа.
С учетом (3.10) значение коммерческого расхода Q определяется из выражения
Q=KD
(З.П)
где Л— коэффициент, равный
Л' - “• 7^возд •	(3.12)
При использовании смешанной системы единиц ([D]= м, [7] — К» [Л] = МПа, [£] = км, [0] = млн м3/сут) величина К— 105,087.
Коэффициент гидравлического сопротивления X в формуле (3.11) учитывает не только потери на трение в газопроводе, но также засоренность его полости и потери в местных сопротивлениях.
Для расчета коэффициента сопротивления трения используется универсальная формула ВНИИГаза
<’1”
87
Компрессорные станции магистральных газопроводов
по своей структуре аналогичная известной формуле Лльтшуля для капельной жидкости в зоне смешанного трения.
В формуле (3.13) применены следующие обозначения: А-,— эквивалентная шероховатость стенки газопровода (для новых труб рекомендуется принимать Аэ = ОД мм); Re — число Рейнольдса
Дс-4 <?-Рг _4 рп-Д-С_ AQ it-D-pr n-D-pr ' D-nr' <3-14)
гас Q— коммерческий расход газа, млн м’/сут; D— внутренний диаметр газопровода, м; тг — динамическая вязкость газа, Па • с.
В магистральных газопроводах наиболее распространено течение газа в квадратичной зоне турбулентного режима, для которой с
158 учетом, что — Re
формула (3.13) упрощается и принимает
вид
D
(3.15)
Границей между двумя зонами трения (по применяемой упрощенной терминологии между переходным и квадратичным рс-шами) является переходное значение числа Рейнольдса, определяемое по формуле
D
^СЛЕР
(3.16)
Bon/tn-JCT73 МеСТИЫХ сопротивлении на линейной части газопро-б^нш^,ад,е1^ШРШШНЧеСК0ГО сопР°™адсния берется на 5% бачьшим, чем коэффициент сопротивления трения Для учета ент	полос™ газопровода, введен коэффнцн-
топот п г-, ,сскои эффективности газопровода Е, величина ко-ственно велиТ*08040 а ОТЛОЖСН,1ЯМН меньше единицы. Соответ-газопоовтя ИНа КОЭ^(1,НЦНС1гта гидравлического сопротивления газопровода рассчитывается из выражения
(3.17)
88
Глава 3. Режимы работы компрессорных станций
3.2.	Необходимость регулирования работы компрессорных станций
Как известно, потребление газа осуществляется неравномерно. Наиболее ярко выражена неравномерность его потребления в течение гола. Оно максимально в холодное время года, весной и осенью — меньше, а летом — минимально.
Аналогично изменяется и производительность газопроводов в течение года. Удовлетворительно она описывается формулой
Q = Q,? [I +p-cos(<p-<p0)],	(3.18)
где Q— среднесуточная производительность газопровода в течение года; Д (р, — расчетные коэффициенты, равные:
P = gm" <Р° = 2Ру: Фо = 2ру; (3.19)
—максимальная среднесуточная производительность газопровода; t — количество суток, прошедшее с начала календарного года до рассматриваемого момента времени; t0 — количество суток от начала календарного года до дня достижения максимальной суточной производительности; Т — число суток в году.
Из первой формулы (3.19) вытекает, что:
orai/ft, = i+P;O™«/aP='-₽.	<3-20)
где Qmm — минимальная среднесуточная производительность газопровода.
Так как мощность, затрачиваемая КС на перекачку, пропорциональна кубу се подачи, то отношение текущих затрат мощности к среднесуточному в соответствии с формулой (3.18) описывается выражением
/V ( (2
(?_ ср *-ср Экстремальное же эне
= [1+Р • cos(<p - ф0 )]* •	(3.21)
ргопотрсбленнс с учетом формул (3.3)
составит
n^/n^=(i+P)J;	=(i-P)’;
*„/*.*=[о+₽)'('-₽>Г-
(3.22)
89
Компрессорные станции магистральных газопроводов____
у , у — потребляемая мощность при максимальной и минимальной среднесуточной производительности газопровода.
По данным профессора Поршакова Б. П., для газопроводов ОАО «Газпром» величина коэффициента Ц изменяется от 0,08 до 0,25. По формулам (3.22) легко найти, что при Р = 0,08
N~/N„ = (1+0,08)’ = 1,26Л„„/^ =(1-0,08)’ =0,78; =[(1 + 0,08)/(1-0,08)]' =1,64,
а при
= (1+0,25)’ =1.95-,Ытп1Ы^ = (1-0,25)’ =0,42;
NmINm =[(1+0,25)/(1-0,25)]’ =4,64.
То есть максимальная потребляемая мощность может превышать среднюю на 26-95%, минимальная — может составлять 42-78% от среднего значения, а соотношение максимальной и минимальной потребляемых мощностей может составлять от 1,64 до 4,64.
(Очевидно, что в данных условиях уменьшить величину потребляемой мощности можно, только прибегая к регулированию работы ГПА.
 • .обходнмость в регулировании возникает также при аварийном или плановом ремонте, когда отключают отдельные участки газопровода, компрессорные цеха или некоторые ГПА.
3.3.	Методы регулирования работы КС
При эксплуатации КС МГ прибегают к ступенчатому и плавному регулированию их работы. В первом случае регулирование производится заменой рабочего колеса нагнетателя, отключением части [ ПА с последующей корректировкой числа оборотов ротора нагнетателей, оставшихся в работе. Во втором — прибегают к дросселированию давления газа на входе в нагнетатель, к перепуску части газа из его нагнетательной линии во всасывающую, к закрутке потока на входе в нагнетатель, изменению частоты вращения силового ротора ГТУ
90
Глава 3. Режимы роботы компрессорных станций
К замене рабочего колеса прибегают при плановом снижении производительности газопровода на достаточно длительную перспективу. Недостатками данного метода являются трудоемкость и необходимость вывода ГПА из эксплуатации. Поэтому им пользуются в период, когда агрегаты находятся в резерве.
Отключение части работающих ГПА используется при уменьшении производительности газопровода на сравнительно непродолжительный период. Данный метод позволяет добиться экономии топливного газа.
Дросселирование давления газа на входе в нагнетатель осуществляется с помощью крана, создающего дополнительное гидравлическое сопротивление, в результате чего искусственно изменяется характеристика всасывающего трубопровода. Благодаря своей простоте этот способ регулирования нашел применение на многих КС в сочетании с включением-отключением ГПА.
Перепуск части газа из нагнетательной линии ГПА во всасывающую (байпасирование) позволяет обеспечить поддержание минимально допустимой производительности при сшгжеини производительности газопровода. Недостатком метода является уменьшение КПД ГПА. Однако при определенных условиях он позволяет избежать помпажа. Данный способ применяют чаще всего как аварийный при антипомпажном регулировании.
Закрутка потока па входе в нагнетатель выполняется с помощью поворотных направляющих аппаратов, изменяющих в ходной угол направления потока газа на лопатки рабочего колеса нагнетателя. Диапазон регулирования с помощью поворотного направляющего аппарата соответствует диапазону регулирования изменением частоты вращения нагнетателя в пределах от 0,85 до 1,05 номинального числа оборотов.
Изменение частоты вращения силового ротора ГТХ Уменьшая расход топливного газа, возможно сделать меньшей и частоту вращения ротора ГТУ п.
Целью расчета является определение относительного числа г	л
оборотов вала привода нагнетателя —.
91
Компрессорные станции магистральных газопроводов
3.4.	Выбор оптимального количества работающих газоперекачивающих агрегатов на КС
Для уже построенного магистрального газопровода оптимизации подлежат эксплуатационные расходы, переменной составляющей в которых являются суммарные затраты на компримирование и охлаждение перекачиваемого газа. Соответственно, можно записать следующую целевую функцию
= +Ц«^апокс»	(3.23)
где — цена топливного газа, руб/м3; ВпКС — расход топливного газа, м ч; ц> — цена электроэнергии. рубУкВт ч; WAOOJC— мощность, потребляемая АВО газа, равная WAnoKC = ЛГ|В • кВт; — мощность, потребляемая одним вентилятором, кВт; ЛГ|в — количество включенных вентиляторов.
Использование величины Э в качестве кр1ггсрия оптимизации нс вполне удобно. Во-первых, она зависит от расхода перекачиваемого газа, а во-вторых — цены на топливный газ и электроэнергию могут изменяться, что требует регулярного пересчета оптимальных режимов. Поэтому более целесообразно использовать в качестве критерия относительную величину в натуральных показателях.
Введем в качестве целевой новую функцию — относительный приведенный расход топливного газа на перекачку л равный
О~- Э'2А = 24 (л	1
" ц„ С106 “10^21 "*с
(3.24)
он
Преимуществом применения данного критерия является то, что является безразмерной величиной. Поэтому при примерно оди
наковом темпе роста цен на электроэнергию и топливный газ величина Qn от инфляции не зависит.
Объемный расход топливного газа В (м’/с) равен
VMvCU	(3.25)
где Nt — эффективная мощность ГТУ, кВт; г]е— эффективный КПД — ничшая теплота сгорания топливного газа. кДж/м3.
Эффекптвная мощность ГТУ Nt (кВт) равна
Ne=Nf+Ntin=NlB]ttat
92
(3.26)
Гпово 3. Режимы роботы компрессорных станций
13,34»Z|I| 7|П </„ Пп
где У. — внутренняя мощность ЦБН. Она вычисляется по формуле <>.з _ । \ _ 55,6* /|ц • (?ltl .
Пи
У — механические потерн в редукторе и подшипниках центро
бежных нагнетателей (ЦБН) при передаче энергии от ГТУ к ЦБН, кВг, Т]^ — механический КПД ЦБН, равный Т]мсх = 0,985 - 0,995.
Соответственно, для одного ГПА объемный расход топливного газа описывается формулой
в„ = № ♦*„)/('».	А <3-27)
а для х работающих ЦБН он равен
м’/ч. (3.28)
С учетом (3.28) формула (3.24) примет вид
ц„<2-ю6
24 Гзб00<7 Na
Ю6 <2[ 0,ф	J и„ "
• (329)
Степень сжатия, необходимая для расчета внутренней мощности ЦБН, определяется следующим образом. Для магистрального
газопровода с несколькими компрессорными станциями справед
ливо уравнение
+fvT	. (3.30)
I К j и
1 Де /ц.—длина линейного участка между КС; Рл—давление в конце участка МГ перед КС; Рж1—давление в конце участка МГ перед КС, следующей за рассматриваемой.
Его левая часть — это величина PJ, выраженная из формулы (3.11), а правая — та же величина, записанная с учетом степени сжатия газа е, а также потерь давления во всасывающей ДРИ и на глотательной ДРж линиях КС. '
Решая уравнение (3.30) относительно требуемой степени повышения давления на КС, получим
(3.31)
93
Компрессорные
станции магистральных газопроводов
В качестве примера ниже приводятся результаты расчетов для действующей двухцеховой КС, в первом компрессорном цехе которой установлены пять ГПЛ-Ц-бДА с газотурбинными двигателями Д-336 2Т и нагнетателями И-196-1,45, а во втором цехе—три ГПУ-10 с двигателями ДР-59Я и нагнетателями 235-24-1. Линейные участки газопровода выполнены из труб с наружным диаметром De = 1 220 мм и рассчитаны на рабочее давление Ры = 5,39МПа. На выходе первого цеха установлены три аппарата воздушного охлаждения АВЗ-9-64-Б1-ВЗТ/8-1-6 (Ув1 = 90 кВт, лв1 = 1), на выходе второго цеха — шесть 1АВЗ-9-64-Б1-ТЗ/6-2-6 (А, = 75 кВт, лв1 = 1).
Предварительные числовые оценки показали, что второе слагаемое в формуле (3.29) во много раз меньше первого. Поэтому в дальнейшем расчет величины критерия , проводился без учета работы АВО газа.
Через рассматриваемую в данной работе двухцеховую КС коммерческий расход природного газа Qt изменялся в диапазоне от 25 до 90 млн м^сут. Для вышеперечисленного диапазона изменения Q были получены рациональные режимы работы КС, характеризующиеся минимальным значением относительного приведенного расхода топливного газа на перекачку Q .
Результаты расчета приведены на рис. 3.1. При этом приняты следующие условные обозначения: Ах В—соответствует схеме компримирования, соответствующей совместной работе А ГПА-Ц-6,3 А и В ГПУ-10.
Из результатов, представленных на графике, видно, что для условии рассмотренного примера в диапазоне изменения Q* от 25 до 90 млн м’/сут наиболее рациональными являются следующие схемы включения ГПА:
1.2,	= 25-35 млн м’/сут — включение одного ГПА-Ц-6,3А и одного ГПУ-10.
2.	2в = 35-40 млн м’/сут — включение трех ГПА-Ц-6,3 А.
3.	2Ж = 40-45 млн м’/сут — включение двух ГПУ-10.
4.	2ж = 45-49 млн м’/сут — включение двух ГПЛ-Ц-6,3А и одного ГПУ-10.
5.	2В - 49-50 млн м7сут — включение четырех ГПА-Ц-6,3А.
6.	2, = 50-55 млн м’/сут— включение одного ГПА-Ц-6,3А и двух ГПУ-10.
94
Глава 3. Режимы работы компрессорных станций
2,, МЛН м’/сут
1x0	2x0	—* - 3x0	—»+— 4x0	—•— 0x1	- ♦ - 0x2	—♦— 1x1
---1x2----2x1	-*-2x2	-«-3x1	-*-3x2	----4x2	—-4x2
Рис. 3.1. Зависимость относительного приведенного расхода топливного газа от коммерческой производительности для различных комбинаций включения ГПА
~ 55-60 млн м’/сут — включение трех ГПА-Ц-6,ЗА и одного ГПУ-10.
- 60-70 млн м’/сут — включение двух ГПА-Ц-6,3 А и двух ГПУ-Ю.
9-	£?, ~ 70-75 млн м’/сут — включение четырех ГПА-Ц-6,3А и одного ГПУ-10.
10-	"75-85 млн м’/сут—включение трех ГПА-Ц-6.3А и двух ГПУ-Ю.
И. = 85-90 млн м’/сут — включение четырех ГПА-Ц-6,ЗЛ и Двух ГПУ-Ю.
Следует подчеркнуть, что данные оптимальные схемы совместной работы ГПА на КС целесообразно использовать только при
95
Компрессорные стонции могистральных газопроводов_
длительной работе с заданным коммерческим расходом Qc Если же режим работы КС изменяется достаточно часто, то при выборе схемы компримирования следует использовать дополнительные условия, например, предотвращение частых пусков и остановок газоперекачивающих агрегатов. Целесообразность такого ограничения связана с трудоемкостью данного процесса и ростом числа отказов ГПЛ при возрастании количества управляющих воздействий.
Применительно к рассмотренному примеру, при Q от 30 до 45 млн м’/суг целесообразнее применять систему компримирования из двух ГПУ-10; далее до Q* = 55 млн м'/сут использовать схему, предусматривающую совместную работу двух ГПУ-10 и одного ГПА-Ц-6,ЗА; от 55 до ’’0 млн м’/сут—двух ГПУ-10 и двух ГПА-Ц-63А; до 85 млн м’/сут — трех ГПА-Ц-6,ЗА и двух ГПУ-10; до 90-100 млн м’/сут — четырех ГПА-Ц-6,ЗА и двух ГПУ-10. Необходимый режим достигается первоочередной загрузкой ГПА с большей располагаемой мощностью и постепенным включением в работу’ оставшихся газоперекачивающих агрегатов.
3.5. Расчет режимов работы компрессорных станций при регулировании изменением числа оборотов ГПА
Исходными данными для расчета являются;
•	давление Рн в начале участка газопровода после КС; давление Рк и температура Тк газа в конце предшествующего КС участка газопровода;
температура окружающего воздуха Т ;
•	сведения о параметрах перекачиваемого газа (рст, Рпг Г(1К, Я); поминазьная upon зводзпельность центробежного нагнетателя при стандартных условиях О ;
•	номинальная мощность ГПА А ”• номинальная частота вращения вала центробежного нагнетателя лн;
диапазон возможных частот вращения ротора центробежного нагнетателя (от л до л ).
96
Глава 3. Режимы работы компрессорных станций
3.5.1. Расчет режима работы КС с полнонапорными нагнетателями
Расчет режима работы КС выполняется в следующей последовательности:
I. Определяют давление РВ) и температуру Г1М на входе в центробежный нагнетатель
Р = Р -ЛР Т = Т ' ВС 'К ‘•"нс* 'DC 'К»
(3.32)
где ДР11Г — потерн давления в линии всасывания КС (табл. 3.1). 11**
Таблица 3.1
Потерн давления в трубопроводах и оборудовании КС
Величина потерь давления, МПа
Давление в газопроводе (избыточное), МПа
на всасывании
КС (ДРрс) при	при
о ди осту-	двухступенчатой	пенчатой
очистке газа очистке газа
на нагнетании КС (ДРнаг)
при при наличии отсутствии АВО газа АВО газа
5.40
7,35
8,34
9,81
0,08
0,12
0,12
0,13
0,13
0,19
0,20
0,21
0,06
0,07
0,08
0,08
0,03
0,04
0,05
0,05
15,00
2. По известным составу газа, температуре Тк и давлению Рк на входе в центробежный нагнетатель находят плотность газа р1К. и коэффициент его сжимаемости Z^. при условиях всасывания:
Рис ~~ Рст
(3.33)
гдер
^вс= Л+4^прж + ААмс*
где —плотность газа при стандартных условиях; Р^ Т^ стан дартныс давление и температура; А^.-А^ — расчетные коэффициенты, равные:
97
Компрессорные станции магистральных газопроводов
Л=1;
4=_О.39+^_4>£ т	ГТ2
1 ПР ВС ' ПР ВС
1,09
+ Г1
* ПР НС
(3.35)
Л =0,0423-°^ + °^;
Т Y2
1 ПР НС	1 ПР ВС
пгвс* ^првс — приведенные давление и температура при условиях всасывания:
р — 1К~ . Т — *НС
' ПР ВС р • • ПР ВС ” т • ГПК	1 ПК
3.	Рассчитывают подачу центробежного нагнетателя • при стандартных условиях
(3.36)
• при условиях всасывания
йсс .
W10l
(3.37)
Йвс йтн
рГ	(3-38>
гас (?кс требуемая производительность КС при стандартных условиях; тШ1 — количество работающих параллельно центробежных нагнетателей.
4.	Находят требу е sty ю степень сжатия нагнетателя
р
о — * НАГ
Рк ’	(3-39)
1710 Лиг Давление на выходе центробежного нагнетателя
/’наг=^ц-ДРИаг;	(3.40)
^наг “ потери давления в нагнетательных технологических трубопроводах (табл. 3.1).
5.	Задаваясь несколькими (нс менее трех) значениями относительной частоты вращения ротора, вычисляют величины приведен-
ной подачи и приведенной относительной
частоты
йш ~
_ пн Jhp
(<2npJ = <2DC
п
(3.41)
98
Глава 3. Режимы роботы компрессорных станций
. пн Jnp
Zbc • R • Тк
^пр лПр
ПР
(3.42)
6. Полученные значения
при различных (/ир наносят на
приведенную характеристику нагнетателя и соединяют их кривой abc (рис. 3.2).
0,7
Рис. 3.2. Приведенная характеристика центробежного нагнетателя НЦ-16/76 ([7] -288 K;Z -0,901;/?п-505,8 Дж/(кг-К);ли-4 900 об/мин) Пр	Пр
99
Компрессорные станции магистральных газопроводов
7.	Проводя горизонталь через найденное по формуле (3.39) значение величины с до пересечения с кривой abc и опуская перпендикуляр на ось абсцисс, находят соответствующую ей приведенную подачу центробежного нагнетателя Ей соответствуют политропический КПД T]*naiн приведенная относительная внутренняя мощность [Л/р1и ]ПР.
Найденная величина Р*пр должна удовлетворять условию
(Спр! - 1*1 * ^прлм’	(3.43)
где (?ПРлш1 — приведенная подача центробежного нагнетателя на границе зоны помпажа.
8.	Находят внутреннюю мощность, потребляемую цс1ггробсж-ным нагнетателем
~ Рос
(3.44)
9.	Определяют мощность на муфте привода:
\ =	(3.45)
механические потерн мощности, для газотурбинного привода = 100 кВт, для электропривода = 150 кВт.
Найденная величина Nr нс должна превышать располагаемой мощности привода центробежного нагнетателя:
(3.46)
П, номинальная мощность 1 ТУ; сю называют мощность на муфте 1 Т4 при «емпсратурс и давлении атмосферного воздуха —
К и 0,1013 МПа; Л'у коэффициент технического состояния 11У 110 мощности; Л' коэффициент, учитывающий влияние температуры атмосферного воздуха; К* — коэффициент, учитывающий наличие утилизатора тепла; Л'у = 0,985; — коэффициент, учитывающий влияние высоты над уровнем моря
Величины и ЛГА. определяются по таблице Приложения Л, а 110 таблице Приложения Б. Численное значение коэффици-cirra Л' находят по формуле
*1=1-*,-^—,	(3.47)
расчетная температура атмосферного воздуха па входе в ГТУ. Г, =7-7+5,	(3.48)
__________Глава 3. Режимы работы компрессорных станций_______ Т? — средняя температура атмосферного воздуха расчетного календарного периода; kt — коэффициент, величина которого задана в Приложении А; при оценочных расчетах рекомендуется принимать kt = 3.
Если условие Nt < N? не выполняется, то количество параллельно работающих ГПА необходимо увеличить.
10.	Температуру газа на выходе центробежного нагнетателя находят но формуле

НАГ
(3.49)
где К — показатель адиабаты перекачиваемого газа, К = 1,31.
II.	Вычисляют расход топливного газа (м’/ч):
N	Т*
^тг = ^тг * ^тг' 0*75“^п"+0,25‘Kf *288 *	(3.50)
где — номинальный расход топливного газа.
0 _ 3 600-\н
ТГ “ л _
Сте ’
(3.51)
— теплота сгорания топливного газа, кДж/м5; т|е — номинальный КПД ГТУ; — коэффициент технического состояния ГТУ по топливу (Приложение А); в среднем « 1,05.
12.	Потребление топливного газа компрессорным цехом за расчетный период т составляет
(?тг = шцн * ^тг ‘	(3.52)
Пример 3.1. Рассчитать режим работы компрессорной станции, оснащенной тремя работающими полнонапорными газоперекачивающими агрегатами ГПА-Ц-16с нагнетателем НЦ16/76, при сле
дующих исходных данных:
•	давление на входе нагнетателя Рх = 5,48 МПа;
•	давление на выходе нагнетателя PJIAr в 7Д6 МПа,
•	температура газа на входе нагнетателя Тж - 284 К,
•	плотность перекачиваемого газа:
а)	при стандартных условиях рст = 0,676 кг/м ,
б)	при условиях всасывания р^. = 42,2 кг/м’,
101
Компрессорные станции магистральных газопроводов
•	коэффициент сжимаемости газа при условиях всасывания
ZK = 0.88;
•	газовая постоянная R = 5 Ю.7 Дж/(кг • град);
•	коммерческая производительность КС 2КГ = 99 млн м’/сут;
•	параметры приведения характеристики центробежного нагнетателя: Z,lp = 0,89; Япр = 508,2 Дж/(кг • град); Г|1р « 288 К;
•	номинальная частота вращения ротора лн = 4 900 об/мин;
•	продолжительность расчетного периода т = 5 сут;
•	средняя температура воздуха расчетного периода = 271 К;
•	КС находится на высоте 300 м над уровнем моря.
Решение
1.	Подача одного центробежного нагнетателя:
•	при стандартных условиях — по формуле (3.37):
Сон = —Z— = 33-10 м’/сут; •л
•	при условиях всасывания — по формуле (3.38):
33-106
24-60
0,676
42,4
= 361,3 м’/мин;
2.	Задаваясь частотой вращения ротора л = 4 200 об/мин. находим:
• приведенную подачу нагнетателя по формуле (3.41):
[ftu>i]-361,3^-^ = 421,5 м’/сут;
• приведенную относительную частоту по формуле (3.42):
”	.4 200 /0,89-508,2-288 _
4 900 уО,88-510,7-284 "°*86
3.	По аналогии при частоте вращения л = 4 900 об/мин находим ^лрЬ “ 3613 м’/мин и [л/лн]1П>2 = 1,01 м’/мин, а при л=5 300 об/мзш— = 334 м’/мин и [л/л,,]^ = 1,1 м’/мин.
4.	По полученным значениям {[2^11 и
на характе-
ристике нагнетателя НЦ16/76 строим кривую abc.
102
Глава 3. Режимы роботы компрессорных станций
5.	Требуемую степень сжатия газа в нагнетателе определяем по формуле (3.39):
6.	Проводя горизонталь через данное значение до пересечения с кривой abc, находим:
2*11Р = 405 м’/мин, Т)пап = 0,852,
[Л /р ] = 395 кВт • кг/м’ и — = 4 800 об/мин.
"н
7.	При данной частоте вращения граница помпажа соответствует приведенной подаче {?IIPmin = 290 м’/мин. Так как 1,1 • £?ПРвй = 290 = 319 м’/мин < 405 м’/мин, то условие (3.43) бсспомпажной работы нагнетателя выполняется.
8.	Внутреннюю мощность, потребляемую центробежным нагнетателем, определяем по формуле (3.44):
[д коо V
—— =15745 кВт.
4 900 J
9.	Мощность на муфте привода вычисляем по формуле (3.45): N = 15 745+ 100= 15 845 кВт.
10.	В соответствии с Приложением А номинальная мощность ГПА-Ц-16 равна 16 МВт; коэффициент технического состояния по мощности = 0,95; коэффициент, учитывающий влияние температуры воздуха, kt — 2,8. Л согласно Приложению Б коэффициент, учитывающий влияние высоты над уровнем моря, Кр = 0,965.
11.	Расчетную температуру воздуха на входе в ГГУ определяем по формуле (3.48):
Га = 271 + 5 = 276 К.
12.	Коэффициент, учитывающий влияние температуры атмосферного воздуха, вычисляем по формуле (3.47):
, ,„ 276-288 , К =1-2,8----------= 1,12.
•	276
13.	Располагаемую мощность привода центробежного нагнетателя расчитываем по формуле (3.46)
16 000-0,95-1,12-0,985-0,965= 16 182 кВт.
Nr = г
103
Компрессорные станции магистральных газопроводов
Так как фактическая мощность на муфте привода меньше рас* полагаемой, то данным количеством центробежных нагнетателей нужная пронзвод1ггсльность газопровода будет обеспечена.
14.	Температуру газа на выходе центробежного нагнетателя вычисляем по формуле (3.49):
iji-i
Т1|АГ = 284-1,34и,од32 = 308,1 К.
15.	Согласно Приложения А коэффициент технического состо-
яния ГПА по топливу равен К\г - 1,05, а номинальный КПД нагнетателя 7)е = 0,274.
16.	Полагая величину теплоты сгорания топливного газа рав-
ной QTC = 33 690 кДж/м1, по
рмулс (3.51) находим номинальный
расход топливного газа:
3 6(Х) 16 000
33 690 0,274
= 6 240 м3/ ч.
17.	Фактический расход топливного газа определяем по формуле (3.50):
Ч„ = 6 240 [0,75-J^+0.25-0,965-.^l=6 108 м’/ч.
16 000	Y288 I
18.	Потребление топливного газа компрессорным цехом за расчетный период находим по формуле (3.52):
0£. = 3-6 108-5-60-24- 131,9- 106 м\
3.5.2. Расчет режима работы КС с неполнонапорными нагнетателями
По определению степень сжатия группы из тг последовательно включенных центробежных нагнетателей равна:'
С = “р7’	(3.53)
вс!
г^с давление газа на выходе последнего по ходу нагнетателя в группе.
Имея в виду, что	Р^ * н х можсм запнсэть>
1гго степени сжатия отдельных нагнетателей в группе равны:
104
Гпава 3. Режимы роботы компрессорных станций
а общая степень сжатия газа о группе равна произведению степеней сжатия отдельных нагнетателей, т. с.
Е — Е| •	• Еж.
Прн равномерной загрузке нагнетателей (е = Et • Е, •... • Еж) степень сжатия газа в одном нагнетателе равна:
с, = "Ve.	О-54)
По экономическим соображениям для «сухопутных» магистральных газопроводов величина тгне превышает трех.
Подача одной группы нагнетателей в этом случае равна:
(3.55)
где — коммерческая производительность газопровода.
В остальном расчет режима работы КС с неполнонапорными нагнетателями выполняется, как и в предыдущем случае, начиная с первого по ходу нагнетателя до последнего.
Пример 3.2. Рассчитать режим работы КС, работающей двумя параллельными группами нагнетателей типа Н-300-1,23 с приводом от ГТН-6 мощностью 6 000 кВт. Номинальная частота вращения ротора ли = 6 150 об/мин. Плановое задание на перекачку газа составляет Qa — 35 млн м3 /сут. Условия всасывания первого по ходу нагнетателя в группе: Рк1 = 4МПа; Гк| = 283А'. Относительная плотность газа Д = 0,7, его газовая постоянная R - 400 Дж/кг • К. Начальное давление в обслуживаемом КС участке Рм s 5,6 МПа. АВО газа имеется. Приведенная характеристика нагнетателя при всдена на рис. 3.3.
105
Компрессорные станции магистральных газопроводов
Рис. 3.3. Приведенная характеристика нагнетателя Н-300-1,23 при [Лп» 288 К; Zr - 0,91; Я - 490 Дж/(кг • К)
106
[лова 3. Режимы роботы компрессорных станции____
Решение
1.	Коэффициент сжимаемости газа на входе в нагнетатель пср-вой ступени по номограмме, приведенной на рис. 3.4.
2.	Плотность газа:
•	при стандартных условиях (у воздуха — 1,295 кг/м’) р.= 1,205-07 = 0,844 кг/м’;
•	при условиях всасывания нагнетателя первой ступени по формуле (3.33):
с„ _-----4-10-----_ кг/м,
" 0.89-400-283
Рис. 3.4. Номограмма для определения коэффициента сжимаемости природного г аза 107
Компрессорные станции магистральных газопроводов
3.	Коммерческая подача одной группы параллельно соединенных нагнетателей
= 17,5 млн м’/сут.
4.	Объемная подача нагнетателя первой ступени при условиях всасывания
= 17,5-
----=0,372 млн м’/сут = 258,4 м’/мин.
39,7
5.	Задаваясь частотой вращения ротора л = 5 500 об/мин., находим
•	приведенную подачу нагнетателя по формуле (3.41):
[&..] = 258,4-|1^= 288,9 м’/мин;
•	приведенную относительную частоту по формуле (3.42):
л
л.
5 500
6 150
0,9-490-288
0.89-400-283
При частоте вращения л = 6 150 об/мин (б ] = 258,4 м’/мин л л_
- 1,12, при п - 4 500 об/мин = 353,2 м’/мин и
= 0,818.
л
ли
6. Необходимое давление на выходе нагнетателя второй ступени вычисляем по формуле (3.40)
7. Требуемая степень сжатия газа, обеспечиваемая группой нагнетателей, определяется по формуле (3.39):
5.66
e = -L- = 1,414.
4
Степень жатия газа одним нагнетателем вычисляем по формуле (3.54):
е, =с2 =71,414 = 1,19.
Данной степени сжатия соответствуют: р» л
л„

= 0,88;	= 0,84;
LP
-136 кВт-м’/кг.
108
Глава 3. Режимы роботы компрессорных станций_________
9 Так как для данного нагнетателя (7ir_mjn = 210 м’/мин, то О =231 м’/мин и, следовательно, условие бсспомпажной рабо-ты нагнетателя обеспечено.
Параметры газа на выходе первого нагнетателя:
•	давление
Р = 1,19-4 = 4,76 МПа; R1T ’	1	1
•	температура определяется по формуле (3.23):
1,31-1
Т ,=288-1,19,”дм=302,5К. г ВЖ» I
10.	Потери в обвязке между первым и вторым нагнетателями составляют 0,03-0,05 МПа. Полагая их равными 0,04 МПа, находим давление газа на выходе во второй нагнетатель:
= 4,76 - 0,04 = 4,72 МПа.
Данным термодинамическим условиям соответствует 2^=0,0885.
11.	Плотность газа при условиях всасывания второго по ходу нагнетателя в группе находят по формуле (3.33):
4,72-106 0,885-400-302Л
=44,1 кг/м3.
12.	Объемная подача нагнетателя второй ступени при условиях
всасывания составляет
йс2
39 7	1
= 258,4-——= 232,6 кг/м3.
44,1
13.	Задаваясь различными частотами вращения ротора нагнетателя второй ступени, можно вычислить соответствующие величины приведенной подачи и приведенной относительно частоты:
• при п-4 500об/мин
Го . 1 = 232,6-61 — = 317,9 м '/мин;
Lv"p' J 4 500
л! 4 5(Х) л„ , ~ 6 150
L Jnpl
0,9-490-288 0,885-400-302,5
• при л = 5 500 об/мин
[О|ф! ] = 232,6-
^-*5° = 26О,1 м’/мин; 5 500
109
Компрессорные станции магистральных газопроводов
5 500
6 150
0.9-490-288 0,885-400-302,5
при л = 6150 об/мин.
[е.,] = 232,6.
6 150
6 150
= 332,6 мэ/мин;
л] ^615° I 0,9-490-28~ л ” 6 150 V 0,885-400-302,5
* Jnpj	1
14. Построив кривую abc для нагнетателя второй ступени и проведя горизонталь через значение степени сжатия на оси ординат £ = 1,19, находим, что точке пересечения соответствуют:
л
= 0,855; [<2^]= 292 м’/мин;
Пн,, = 0,836;
= 131 кВт-м’/кт.
Так как [(у - 231 м’/мин, то условие бсспомпажной работы нагнетателя второй ступени обеспечено.
Расчет необходимой и располагаемой мощности на муфте прн-В4»та обеих ступеней компримирования выполняется, как в предшествующем примере.
3.6. Определение необходимой степени сжатия газа на КС при непроектных режимах перекачки
В пункте 3.5 расчет регулирования работы КС изложен в предположении, чю давление нагнетания газа в участок между станциями и звсстно. На самом деле его величина определяется необходимой степенью сжатия, величина которой, в свою очередь, зависит от режима работы газотранспортных систем.
В условиях меняющегося * в соответствии со спросом и предло-жением) коммерч с с ко и расхода величина необходимой степени сжатия находится по формуле (3.31). Вместе с тем возможны и не
110
Слово 3. Режимы роботы компрессорных станций_____
проектные режимы, в частности, работа с остановленной промежу точной станцией и работа на «пониженном режиме» в период ре монта газопровода без остановки перекачки.
3.6.1. Регулирование при отключении промежуточной компрессорной станции
В связи с тем, что в настоящее время часть МГ работает на производительностях значительно ниже проектной, все чаще используется метод регулирования режима работы ГТС за счет отключения КС при форсировании работы соседних КС.
Для участка с остановленной КС по аналогии с (3.30) можем записать
= (e1[/’.-SP,]-8/>.)’, (3-56)
где 0в|, Zgl, X|t Г,, е, —соответственно коммерческий расход природного газа, среднее значение коэффициента сжимаемости, средняя температура газа на рассматриваемом участке МГ и необходимая степень сжатия на рассматриваемой КС после отключения промежуточной станции.
Уравнение (3.56) решаем относительно необходимой степени сжатия, получим
(3.57)
/(Р.-5Р,).
Если ограничений по давлению нагнетания нет, то в формуле (3.57) следует принимать = Q*. Однако в большинстве случаев значение е( получается больше, чем максимально допустимая степень сжатия [е], равная
ы=
р. ]+**.
р.
(3.58)
Тогда уравнение (3.56) следует решать относгггслыю максимально допустимой коммерческой производительности которую можно обеспечить при заданной степени сжатия [е].
111
Компрессорные станции магистральных газопроводов
3.6.2. Регулирование при ремонте магистрального газопровода без остановки перекачки с понижением давления
в месте ведения работ
Нередко во время эксплуатации МГ приходится проводить ремонтные работы на линейной части. Если при этом не требуется нарушать целостность трубы, работы выполняют без остановки перекачки. Но для повышения безопасности прибегают к снижению давления в месте ведения работ. Так, например, перед вскрытием участка МГ с поврежденной изоляцией давление в нем должно быть снижено нс менее чем на 10% от величины максимального рабочего давления, которое было зарегистрировано в течение последнего года эксплуатации. При наличии нссквозных повреждений трубопровода (гофр, механических повреждений и т. п.) глубиной до 30% от толщины стенки трубы давление в МГ должно быть снижено нс менее чем на 30% от разрешенного рабочего давления на данном участке при вскрытии шурфа вручную.
Выразим величину давления в Ря на расстоянии х от компрессорной станции, используя расчетную схему, приведенную на рис. 3.5.
Рис. 3.5. Расчетная схема газопровода
Для газопровода без сбросов и подкачек массовый расход газа неизменен по длине. Поэтому, используя формулу (3.9), для участков до сечения х и за ним можно записать уравнение

(3.59)
откуда следует, что
(3.60)
112
Глава 3. Режимы роботы компрессорных станций
Решая (3.60) относительно Рд, получим искомую формулу
(3.61)
По определению величина Р не должна превышать допустимой для данного сечения величины [PJ. В предельном случае равенства Р = [PJ формула (3.61) решается относительно максимально допустимого давления в начале участка между КС
(3.62)
Максимально допустимая степень сжатия газа на КС при этом описывается формулой (3.58), в которой вместо [РJ следует использовать [Р//2].
ГЛАВА 4
Эксплуатация оборудования компрессорных станций
4.1.	Эксплуатация газоперекачивающего агрегата
4.1.1.	Пуск ГПА и его загрузка
Пуск ГПА — самая ответственная операция, выполняемая на КС МГ. Он включает два этапа: подготовительный и основной.
Содержание работ подготовительного этапа зависит от состояния, из которого агрегат выводится под нагрузку:
•	после монтажа на станции;
•	после ремонта;
•	в резерве (на агрегате выполнены и непрерывно поддерживаются предпусковые условия, обеспечивающие запуск не позднее двух часов после поступления команды);
•	в «горячем» резерве (на агрегате выполнены и непрерывно поддерживаются все предпусковые условия, которые обеспечивают его немедленный автоматический запуск от кнопки «Пуск» или по сигналу АСУ ТП компрессорного цеха).
При подготовке ГПА из состояния «после монтажа па станнин» проводят прокачку масла и пусконаладочные работы по системам КИПиА, регулирование электрооборудования и устраняют утечки. Далее проводится пуск Г ПА под нагрузку на 72 часа, в течение которою выполняют обследование его технического сос юяния по параметрам предрсмонтных исследований, сравнивают их и анализируют. Испытание считается успешным, если в ходе него нс выявлено дефектов, требующих остановки и вскрытия агрегата.
Далее выполняются работы, соответствующие подготовке к пуску ГПА из состояния «после ремонта».
114
Глава 4. Эксплуатация оборудования компрессорных станций_
При подготовке ГПА к пуску из состояния «после ремонта» необходимо:
•	провести тщательный осмотр входного и выходного тракта ГТУ и оборудования ГПА в целом;
•	убедиться в отсутствии посторонних предметов и горючих материалов в них;
•	провести контрольный анализ масла и проверить его уровень в маслобаке и гидрозатворс переливного устройства;
•	провергггь положение запорной арматуры в обвязке агрегата.
При подготовке к пуску ГПА из состояния «в резерве» достаточно:
•	осуществить подогрев масла;
•	провергггь положение запорной арматуры.
На эти процедуры достаточно 1,5-2 часов.
При пуске ГПА из состояния в «горячем резерве» никаких под-готовгггельных работ выполнять необходимости нет.
В ходе основного этана осуществляется пуск ГПА в три стадии с помощью специальных пусковых устройств (турбодетандеров или электростартеров).
1-я стадия. После нажатия кнопки «Пуск» включатся пусковой насос масло-смазки и насос масло-уплотнення. Затем открывается кран № 4 (рис. 1.1) и при открытом кране № 5 в течение 15-25 с осуществляется продувка контура нагнетателя. Далее кран № 5 закрывается, в результате чего давление в контуре нагнетателя поднимается. По достггжснии перепада давления, равного 0,1 МПа, происходит закрытие крана № 4 и открытие кранов № 1 и 6. После этого включается валоповоротнос устройство и в зацепление вводится шестерня турбодетандера. Через некоторое время валоповоротнос устроит во отключается и агрегат начинает работать от турбодстандера.
2-я стадия. При достижении частоты вращения гурбокомпрес-сора (400-1000 об/мин), обеспечивающей достаточную для зажигания топлива подачу воздуха в камеру сгорания, включается система зажигания и открывается кран для подачи топливного газа на запальное устройство камеры сгорания. О нормальном процессе зажигания сигнализирует датчик фотореле.
Далее открывается кран для подачи топливного гага на дежур-ную горелку. После достижения температуры 150-200 С (через
115
Компрессорные станции магистральных газопроводов
1-3 мин) открывается регулирующий клапан, частота вращения турбины высокого давления постепенно увеличивается и, когда ее величина достигает 40-45% от номинального значения, турбина выходит на режим самоходности (муфта турбодстандсра выходит из зацепления).
3-я стадия. Постепенно увеличивая подачу топливного газа в камеру сгорания, увеличивают частоту вращения ротора турбокомпрессора. Далее антипомпажныс клапаны осевого компрессора закрываются, агрегат с пусковых насосов переходит на основные, приводимые во вращение уже от роторов ГПА. При достижении равенства частот вращения силового вала пускаемого ГПА и других нагнетателей компрессорного цеха открывается кран № 2 и закрывается агрегатный кран № 6, после чего загорается табло «Агрегат в работе».
Продолжительность основного этапа пуска ГПА зависит от типа его привода. Дзя стационарных ГТУ она составляет 20-30 мин, а для ГПА с авиационным приводом — 5-10 мин.
Правильные действия обслуживающего персонала при пуске ГПА, заключающиеся в соблюдении инструкций заводов-изготовн-телеи, являются важным показателем квалификации обслуживающего персонала КС. Нарушения технологии пуска ГПА недопустимы, поскольку могут сказаться на эксплуатационных показателях агрегата в процессе его дальнейшей работы.
4.1.2.	Подготовка циклового воздуха при эксплуатации газотурбинных установок
Необходимость подготовки. Атмосферный воздух всегда содержи г определенное количество естественной или промышленной пыли. Попадая в проточную часть компрессора и в воздушный тракт установки в целом, пыль вызывает их механический износ (эрозию), а также образует отложения, ухудшающие аэродинамику и характеристики ГТУ.
Опыт эксплуатации газотурбинных установок на магистральных газопроводах свидетельствует, что практически в любых природно-климатических условиях возможно обледенение воздухозаборного устройства ГПА (фильтров, шумоглушителей, крепежных деталей и т. д.). В этом случае увеличивается пгдравлическос сопротивлс-
116
Глава 4 Эксплуатация оборудования компрессорных станций нис на входе, что может привести к помпажу осевого компрессора. Кроме того, оторвавшиеся кусочки льда могут быть занесены в проточную часть компрессора и вызвать ее разрушение.
Наконец, увеличение температуры циклового воздуха ведет к повышению относ1гтсльной мощности ГПА и относительного эффективного КПД. Расчеты показывают, что для всех типов ГПА повышение температуры воздуха на входе осевого компрессора всего на 1 градус увеличивает первый показатель на 1,2-1,5%, а второй — на 0,45-0,6%.
Целью подготовки циклового воздуха является его очистка от пыли и подогрев на 10-12 градусов.
Очистка циклового воздуха от пыли осуществляется с помощью комплексных воздухоочистительных устройств (КВОУ) ГТУ. На практике их называют также воздухоочистительными устройствами, или просто воздухозаборными камерами.
Конструкция КВОУ должна обеспечивать:
•	качественную очистку воздуха в соответствии с ГОСТ 21199-82;
•	перепад давления на входном устройстве при требуемом расходе воздуха не более 600 Па;
•	защиту КВОУ от попадания в нес атмосферных осадков в виде дождя и снега;
•	низкий (не более 80 дБ на частоте 1 Гц) уровень шума при прохождении воздуха через КВОУ.
Принципиальная схема комплексного воздухоочистительного устройства приведена на рис. 4.1.
Она включает козырек /, коллектор противообледенительной системы 2, жалюзийные фильтры 3, кассетные фильтр-элсмснты 4, байпасный клапан 5, воздуховод би вентиляторы отсоса пыли 7. Козырек 1 защищает КВОУ от попадания осадков. С помощью противообледенительной системы 2 воздух подогревают. В жалюзийных фильтрах 3 он очищается от пыли благодаря действию сил инерции. Отделенная пыль удаляется с помощью вентиляторов 7.
Второй ступенью очистки воздуха от пыли являются кассетные фильтр-элсмснты 4. Далее по воздуховоду 6 он поступает к компрессору. Байпасный клапан 5 служит для предотвращения создания чрезмерного разряжения на входе в экстремальных случаях (засорение фильтров или их обмерзание).
117
ные станции магистральных газопроводов
Рис. 4.1. Принципиальная схема комплексного воздухоочистительного устройства: о вид сбоку; б — вид сверху (разрез); в — жалюзийный инерционный элемент; г — циклонный инерционный элемент;
1 козырек; 2 — коллектор противообледенительной системы; 3 фильтры; 4 — кассетные фильтр-элементы; 5 — байпасный клапан; б воздуховод к компрессору; 7 — вентиляторы отсоса пыли; 8 вход воздуха; 9 — выход воздуха; 10 — камера для отсоса загрязненного воздуха; 11 — конус отвода очищенного воздуха; 12 завихритель; 13 — корпус; 14 — выход пыли
Подогрев циклового воздуха осуществляется одним из следующих способов:
1.	Горячим воздухом, отбираемым из воздуховода за осевым компрессором или регенератором Г1У (стационарные и импортные газотурбинные установки).
2.	Смесью воздуха, отбираемого после компрессора или одной из его ступеней, и выхлопных газов (авнаприводные ГПА).
118
Глава 4. Эксплуатация оборудования компрессорных станции
3.	Теплым воздухом, отбираемым после АВО масла (стационарные ГТУ, в которых АВО масла расположен под воздухозаборной камерой).
Наиболее эффективным из них является первый. В этом случае горячий и цикловой воздух смешиваются в специальных смесителях. Расход горячего воздуха, поступающего по нескольким каналам, регулируется с помощью дроссельных шайб электропривод-ных задвижек.
Система подогрева циклового воздуха включается в работу при температуре наружного воздуха +3 °C и ниже.
4.1.3.	Очистка осевого компрессора в процессе эксплуатации
Как показывает опыт эксплуатации ГТУ на КС МГ, многочисленные воздушные фильтры нс обеспечивают полной очистки циклового воздуха. В результате на лопатках осевого компрессора образуются различного рода отложения, ухудшающие его характеристики (уменьшаются давление за компрессором и его КПД, увеличивается потребляемая им мощность, граница помпажа смещается в сторону его рабочей зоны).
При образовании отложений наблюдаются следующие закономерности:
1)	скорость их роста постепенно убывает, и при наработке 2-3 тысяч часов характеристики осевого компрессора стабилизируются;
2)	количество отложений вдоль оси компрессора уменьшается;
3)	большее их количество образуется на выпуклой стороне лопаток;
4)	повышение влажности воздуха ведет к увеличению скоро-стн роста отложений.
На практике применяют два способа очистки лопаток осевого компрессора: с остановкой и без остановки работы ГТУ.
В первой случае проточную часть ГПА разбирают и промывают каждую лопатку. Качество очистки при этом является самым высоким. Однако данный способ дорогостоящий и поэтому применяется только при проведении планово-предупредительных ремонтов ГТУ.
Второй способ очистки применяется значительно чаще. Делается чо либо на режиме «прокрутки» от пусковой турбины или
119
Компрессорные станции магистральных газопроводов
в процессе работы («на ходу»). В качестве средств очистки используются твердые частицы (молотая скорлупа орехов с диаметром частиц 0,8-1,7 мм, обычный рис, твердая пшеница) или растворы специальных моющих средств (типа «Спивал», «М1», «М2», «Прогресс» и др.).
Очистка осевого компрессора твердыми частицами осуществляется на работающих агрегатах путем ввода очищающего агента на вход осевого компрессора через специальный бункер с расходом 0,8-1,0 кг/мин. Недостатком данного способа является возможность засорения каналов и отверстий системы охлаждения дисков и лопаток газовой турбины.
Принципиальная схема очистки осевого компрессора растворами моющих средств приведена на рис. 4.2.
Рис. 4.2. Принципиальная схема промывки осевого компрессора: 1 бак с моющим средством; 2 — бак с чистой водой; 3 — насос; 4 — фильтр; 5 — коллектор подачи моющего раствора;
б трубопровод для дренажа использованного раствора
Она включает баки с моющим средством / и с чистой водой 2, насос 3, фильтр 4, коллектор подачи моющего раствора 5 и трубопровод для дренажа использованного раствора 6. Моющий раствор гото-вится путем подачи во всасывающую линию насоса 3 компонентов
120
Гпова 4. Эксплуатация оборудования компрессорных станций
из баков / н 2. После перемешивания в насосе и прохождения через фильтр 4 моющий раствор подается к коллектору 5, а от него — на вход осевого компрессора через специальные форсунки с давлением 0,5-0,6 МПа и производительностью 10-20 л/мин в течение 10-15 мин. Затем на вход компрессора с расходом 70 л/мин подают чистую воду, имеющую температуру 50-60 °C.
Опыт эксплуатации ГТУ показал, что оптимальная периодичность очистки осевого компрессора составляет в среднем 400-600 ч в летнее и около 1 000-1 500 ч — в зимнее время работы. В этом случав средний годовой КПД П'У увеличивается на 1,8%.
4.1.4.	Противопомпажная защита осевого компрессора и центробежного нагнетателя
Помпажом называется неустойчивая работа компрессора (или нагнетателя), сопровождаемая сильной вибрацией агрегата, значительными пульсациями развиваемого давления и резкими колебаниями подачи.
Для объяснения причин возникновения помпажа рассмотрим совмещенную характеристику осевого компрессора и сети, на которую он работает (рис. 4.3).
Пусть первоначально рабочей точкой при работе осевого компрессора на сеть была т. А (рис. 4.3а). Ей соответствовали подача воз-ДУха Qa и давление нагнетателя РА. Если по какой-то причине расход воздуха увеличится до £>л|, то давление Рл1, развиваемое компрессором, станет меньше, чем давление в сети Р, Поэтому вследствие обратного тока воздуха его расход сам собой вернется к значению QA. Если же расход воздуха по какой-либо причине уменьшается до Qe, то давление PAV развиваемое компрессором, станет больше давления в cent Р* и поэтому его подача снова станет равной QA.
Режим работы осевого компрессора, при котором случайные колебания расхода воздуха самопроизвольно гасятся, называст-ся устойчивым. Ему соответствует исходное положение рабочей точки на правой ветви характеристики осевого компрессора И)»
Теперь рассмотрим случай, когда первоначально рабочей точкой системы «осевой компрессор — сеть» была т. В (рис. 4.36). Ей соответствовали подача воздуха Qg и давление нагнетания Рв. Если
мон системы «осевой компрессор —
121
Компрессорные станции могистрольных газопроводов
а
Рис. 4.3. К объяснению причин возникновения помпажа в осевых компрессорах:
а — устойчивый режим работы; б — неустойчивый режим работы;
1 — характеристика осевого компрессора; 2 — характеристика сети
по какой-то причине расход воздуха увеличится до QgV то давление РBJ, развиваемое компрессором, станет больше давления в сети Рд.
Даже после напрессовки сети до давления Рд равновесие в работе
осевого компрессора и сети не будет достигнуто. Поэтому подача
компрессора продолжзгт самопроизвольно возрастать. Режим работы осевого компрессора, при котором случайные колебания расхода воздуха приводят к самопроизвольному изменению его подачи, называется неустойчивым. Ему соответствует исходное положение рабочей точки палевой ветви характеристики осевого компрессора (dPIdQ >0).
Внешние признаки помпажа таковы. При устойчивой работе компрессора вдали от юны помпажа компрессор издает резкий свистящий шум, достигающий величины И0-120 дБ. По мерс уменьшения подачи вплоть до границы зоны помпажа заметных изменений
в издаваемом звуке не происходит. При дальнейшем уменьшении подачи внезапно появляются резкие периодические хлопки, сопровождающиеся, как правило, выбросами воздуха из компрессора во всасывающий патрубок.
122
BifVpirposJTb. Чаг
этому линию гр
. *
пых окружных
диусом скругления вход
лопаток направляющего злг стым и эффективным I хотя и
га. Суть данного метода
устойчивой работы
компрессора при приближении к границе зоны
помпажа часть воздуха сбрасывают из него в атмосферу (через про
тивопомпажныи клапан), чем достигается увеличение подачи
Физическая сущность помпажа в центробежном нагнетате-
и другие.
от помпажа применя-_J, сигмали тирующие границе зоны помпажа и прсдотв-! их работы преимущественно । развиваемого нагнетателем соответствующим линии регулирования при и частоте вращения ротора (рис. 4.4).
ле та же, что и у осевого компрессора. Причинами его возникло вения могут быть колебания давления в газопроводе, снижение частоты вращения ротора нагнетателя ниже допустимой, попада-|не посторонних предметов на защитную решетку нагнетателя или се обледенение и т. х Внешними признаками помпажа в нагнетателях являются хлопки или толчки, сильная вибрация, колебания «астоты вращения ротора и температуры газов Для запиггы цегпробежных нагнетателей ст автомагические протнвопомпажные системы приближении рабочей точки к гу гт.
Р Шающие попадание в нес. Принцип l нонан на сопоставлении фактически
Давления с давлением, данных подаче газа
ТаК°ГО сопоспшлсння полается сигнал на псрспус-омощью которого при необходимости осушествлястся
123
Компрессорные станции могмстрапьных газопроводов
Зона помпажа
Лиина границы зоны помпажа
Линии регулирование
Характеристика сети
Рис. 4.4. К объяснению принципа антипомпажного регулирования работы центробежного нагнетателя
Возможные положение рабочей точки
Линии постоанной частоты в ращен и а или постоанного положения регулирующего органа
Q
байпасирование потока газа. Сопоставление с линией регулирования, а нс с границей зоны помпажа обусловлено тем, что система «нагнетатель—газопровод» имеет значительную инерционность. Расходы газа, соответствующие лишги регулирования, как правило, на 10% превышают расходы на границе зоны помпажа при той же частоте вращения. Для антипомпажного регулирования на каждом ГПА предусматривается измерение расхода газа через нагнетатель. «Нормами проектирования магистральных газопроводов» рекомендуется использовал» для этой цели входной тарировагшый конфузор нагнетателя.
Если в процессе эксплуатации возникает необходимость определения степени удаленности нагнетателя от границы помпажа (запас устойчивости работы), то его фактическую подачу при условиях всасывания сравнивают с подачей на границе зоны помпажа при заданных степени сжатия и частоте вращения ротора (определяется по его характеристике).
Пример 4.1. Опредслгпъ запас устойчивости работы ггапгетате-ГПА-Ц-6Д/56М-1,45 при следующих исходных данных: давление газа на входе в нагнетатель	= 3,9 МПа, давление на выходе из него
~ 53 МПа, температура газа на входе в нагнетатель / =16 °C, частота вращения ротора л0 = 8 100 об/мин, коммерческая подача нагнетателя = 475 тыс. м’/ч, плотность газа рг = 0,676 кг/м3, его молярная масса А/г = 16,23 кг/кмоль. Приведена подача, соответствующая границе зоны помпажа Q =135 м3/мин аом
124
Глава 4. Экс
атация оборудования компрессорных станций
Решение
I. Данным условиям соответствуют газовая постоянная R = = 512 Дж/ кг • град и коэффициент сжимаемости на входе в нагнетатель ZM = 0,93.
2. Вычисляем плотность газа на входе в нагнетатель:
Л.	3,9-10
п =----=—  -----------------= 28,3 кг/м’.
ZnRT 0,93-512 (273 + 16)
3. Определяем подачу нагнетателя при условиях всасывания:
<?.=е_—= 475 10’ р..
0,676 з -------= 189 м /мин.
28,3-60
4. Находим приведенную подачу нагнетателя:
£?=(?,— = 189-^2 = 191,3 м’/мин.
т п 8100
5. Запас устойчивости работы нагнетателя
д0=(е,-е„)/е„1оо%=
= (191.3-135)/135 100% = 41,7 %.
Так как Д0» 10%, то запас устойчивости работы нагнетателя лостагочно велик.
4.1.5.	Контроль за состоянием
и обслуживание ГПА в процессе работы контроль за состоянием ГПА сводится к периодической рс-П’страцни эксплуатационных параметров, анализу причин их изменения или отклонения от нормальных величин с целью предупреждения аварийных режимов работы.
Регистрация эксплуатационных параметров ГПА осуществляется с периодичностью 2 ч. Их величины фиксируются при обхо-Де н осмотре оборудования: с главных и местных пипов управле-1Ня*а с отдельных приборов и мест, обозначенных инструкциями заводов-изготовителей.
Регистрации подлежат:
Давление технологического газа до и после нагнетателя; давление топливного газа;
температура технологического газа на входе в нагнетатель; температура воздуха во всасывающей камере, в отсеке дви-^теля и в отсеке нагнетателя;
125
Компрессорные станции магистральных газопроводов___
. перепад давления на воздушных фильтрах воздухозаборной камеры;
•	температура масла в маслобаках двигателя и нагнетателя, а также в конкретных точках (на входах в двигатель и нагнетатель, в подшипниках);
•	давление масла и перепады давления на фильтрах;
•	частота вращения роторов турбин и нагнетателя;
•	вибрация на опорах двигателя;
•	вибросмсшснис и осевой сдвиг ротора нагнетателя.
Контроль данных параметров осуществляется со следующими целями:
•	обеспечение необходимого режима работы магистрального газопровода;
•	предотвращение превышения мощности ГПА над допустимым значением;
•	обеспеченно работы ГПЛ только в зонах разрешенных частот вращения ротора;
•	обеспечение нормальной работы системы смазки ГПЛ;
•	предотвращение недопустимой вибрации ГПА.
Анализ причин изменения эксплуатационных параметров или их отклонения от нормальных величин. Причина любого ненормального отклонения в показаниях приборов должна быть немедленно выяснена для принятия соответствующих мер.
( ведения о некоторых характерных неисправностях ГПА. их возможных причинах и методах устранения приведены в табл. 4.1.
Кроме того, сменный персонал должен регулярно производить осмотр ГПА с целью проверки нормального режима их работы. При этом контролируются:
•	отсутствие утечек масла, газа и воды;
•	отсутствие разгерметизации воздуховодов, газоходов и корпусных деталей;
•	состояние крепления турбины и нагнетателя;
•	отсу тствие шумов и металлических звуков, не характерных для нормальной работы ГПА;
•	состояние шлангов управления кранами;
•	отсутс iBiie мест дымления (в результате попадания масла на горячие поверхности) и др.
126
Таблица 4.1 Краткий перечень возможных неисправностей, причины их возникновения и способы устранения
Большая (до 3-6%) загазован- Неисправность в газоотделителе или Отрегулировать работу гидрозатвора ность в маслобаке и чрезмер- пониженный уровень масла в поплав- газоотделнтеля и положение поплавка нос снижение уровня масла ковой камере в последнем
127
Продолжение табл. 4. /
Разрушение уплотнения в клапане слива масла из маслобака
Утечки масла по соединениям маслопроводов
Дефектное торцевое уплотнение ротора нагнетателя
Проверить клапан, заменить уплотнение
Проверить все соединения маслопроводов, устранить протечки масла
Остановить агрегат. Осмотреть детали торцевого уплотнения нагнетателя, резиновые кольца, при повреждении — заменить новыми из ЗИП
Исчезновение перепада давления «масло — газ»
Давление масла Н1гжс давления газа (при сбросе газа явление повторяется в обратном порядке)
Регулятор перепада самопроизвольного разрегулировался
Порвалась резиновая мембрана или испортился сильфон в регуляторе перепада_____________________________
Закрыть вентиль на подводе газа к регулятору перепада давления «масло — газ»
Забилась импульсная трубка на подводе газа к регулятору перепада давления или к манометру____________________
Настроить регулятор перепада
Отключить регулятор и заменить мембрану или сильфон
Открыть вентиль
Продуть импульсную трубку; при необходимости обогреть се
Продолжение табл. 4.1
_______________1_____________
Повышенный расход масла через уплотнения нагнетателя
________________2_______________
Увеличены зазоры в торцевых уплотнениях, частичное разрушение уплотнений
Винтовые насосы уплотнения развивают неодинаковое или недостаточное давление
Неправильно отрегулирован перепуск ной дроссель
Неправильно отрегулирован предохра нительный клапан
Неплотно прилегает обратный клапан
ю
Высокая температура масла перед насосами
Увеличен зазор между рубашкой и винтами насоса
Снижение мощности турбины
Увеличение радиальных зазоров в про точной части турбины вследствие задевания лопаток
_________________3________________
Остановить агрегат. Проверить зазоры, протереть торцевые уплотнения и при необходимости заменить____________
Уменьшить расход масла через дроссель
Отрегулировать предохранительный клапан на специальном устройстве
Насос уплотнения остановить. Вскрыть блок, выяснить причину неисправности, при необходимости притереть или заменить клапан
Увеличить подачу охлаждающей воды в маслоохладители; проверить работу АВО масла (при воздушном охлаждении)
Заменить винтовой насос
Остановить aipcnrr. Осмотреть внутреннюю изоляцию и при необходимости восстановить ее
Самопроизвольное прикрытие противоположного клапана
Загрязнение проточной части
Коробление обоймы ТВД, задевание в проточной части, вибрация агрегата
Задиры и риски на шейках валов и вкладышах подшипников
Неравномерный нагрев элементов проточной части вследствие неравномерности поля температур за камерой сгорания__________________________
Некачественная очистка системы смазки при монтаже
Попадание песка, сварочного грата и других механических примесей
Настро1ггь систему регулирования, закрыл» клапаны
Очистить ОК косточковой крошкой на рабочих оборотах, использовать специальную систему промывки__________
Остановзпъ агрегат. Отрегулировать подачу газа на горелки, проверить работу воздушного охлаждения обоймы
Остановить агрегат, очистить маслобак и провести дополшггсльную прокачку системы агрегата
Проверить работу фильтров масла, провести дополнительную очистку масла цез
Проверзггь плотность закрытия сбросного клапана, целостность его резиновой мембраны
Очистить фильтровые сетки ВЗК
ифугой
Температура перед ТВД высокая, а мощность агрегата нс-। достаточная (частота вращения вала ТНД мала)
Пропуск воздуха в атмосферу через сбросные клапаны
Засорены фильтры воздухозаборной к а меры (ВЗ К)_________________
Окончание таб1. 4.1
Повышенная температура подшипников
Недостаточная подача смазочного масла
Температура масла после маслоохла-дителей превышает 50 °C
Повреждение вкладышей подшипников
Повышенная вибрация на корпусах подшипников агрегата
Низкая температура смазочного масла при запуске ГТУ
Неправильные зазоры во вкладышах подшипников. Задевания по лопаткам или в уплотнениях. Поломка лопаток ротора 1ТУ или колеса нагнетателя
_________________3_________________
Увсличзпъ отверстия диафрагм на подводе масла к вкладышам подшипников, проверить давление масла
Проверить и отрегулировать работу маслоохладителей (АВО) и всей системы. Проверить правильность показаний термометров
Остановить агрегат, проверить зазоры в плавающих кольцах уплотнений, поступление масла и состояние баббитовой заливки вкладышей. Осмотреть крепление вкладышей в расточке кор-пуса подшипников___________________
При пуске подогреть масло до рекомендуемой температуры
Остановить агрегат, осмотреть вкладыши подшипников и проточную часть ГТУ, колесо нагнетателя. При необходимости — отрсмозгтировать или заменить. Использовать методы дефектоскопии и диагностики повреждений
Компрессорные станции магистральных газопроводов
4.1.6.	Остановка ГПА и КС в целом
Вес остановки агрегатов на КС подразделяются на нормальные, вынужденные и аварийные.
Нормальные остановки, в свою очередь, подразделяются на плановые н внеплановые. Плановые нормальные остановки связаны с выводом ГПЛ в ремонте, проведением ревизии или вывозом агрегата в резерв по предварительно составленному графику. Внеплановые нормальные остановки, как правило, связаны с поддержанием режима работы газопровода при уменьшении потребления газа.
При нормальной остановке ГПЛ его выводят для работы на рециркуляционное кольцо компрессорной станции открытием крана № 6 с последующей постепенной разгрузкой снижением до минимума частоты вращения валов ТНД и нагнетателя и отключением нагнетателя от технологических коммуникаций газопровода. При последовательном соединении нагнетателей (рис. 1.3) эго делается путем предварительного открытия кранов № 3 и № 3-бнс и закрытия кранов № 1 и 2. При параллельном соединении нагнетателей газ стравливается в атмосферу путем открытия крана № 5.
При снижении давления за главным масляным насосом в работу включается пусковой масляной насос. Последний остается в работе и после полной остановки агрегата до тех пор, пока температура за ТНД не понизится примерно до 80 °C.
Вынужденные остановки осуществляются при появлении предупреждающих сигналов системы автоматики, утечек масла, посторонних шумов внутри проточной части агрегата, повышении уровня вибрации. В этих случаях агрегат еще может находиться в эксплуатации, но в целях безопасности требуется его остановка. Порядок вынужденной остановки ГПА такой же, как нормальной.
Аварийная остановка производится при возникновении реальной опасности аварии ГПА, а также во всех случаях угрозы безопасности обслуживающему персоналу или сохранности оборудования. Технологическими причинами аварийной остановки, в частности, могут быть:
•	погасание факела в камере сгорания;
•	повышение температуры подшипников Г11А выше допустимой;
•	уменьшение давления масла-смазки подшипников турбины и нагнетателя ниже допустимых значений;
132
(лова 4, Эксплуатация оборудования компрессорных станций
•	повышение частоты вращения роторов ТВД и ТНД выше предельно допустимого значения;
•	появление недопустимой вибрации подшипников ГПА;
•	самопроизвольное срабатывание кранов турбины и нагнетателя и др.
Нстсхнологичсскими причинами аварийных остановок являются внештатные ситуации:
♦	пожар в машинном зале и галерее центробежных нагнетателей;
•	разрыв газопровода (в т. ч. на территории КС);
•	любое возгорание на других объектах КС (АВО газа, пылеуловителях, фильтрах-сепараторах, блоках подготовки топливного, пускового и импульсного газа).
Указанные причины создают угрозу всей компрессорной станции и требуют ее остановки. Для этих целей на КС имеется система аварийного управления кранами и агрегатами. Она приводится в действие кнопкой, установленной на главном щите управления и называемой «ключом аварийной остановки станции» (КАОС). При его включении аварийно останавливаются все газоперекачивающие агрегаты, закрываются краны №1,2 и открываются свечные краны № 5. Одновременно закрываются краны № 7,8 и открываются свечные краны № 17 и 18, в результате чего весь газ из технологических коммуникаций КС стравливается в атмосферу.
После любой аварийной остановки обязательно определяется и устраняется причина неисправностей. Без этой процедуры пуск агрегата категорически запрещен.
4.1.7.	Особенности эксплуатации электроприводных ГПА
Пуск ГПА. Подготовка агрегата к пуску осуществляется аналогично газотурбинным ГПА.
Если электродвигатель длительное время нс эксплуатировался. то перед пуском у него проверяется сопротивление изоляции статора, ротора и подшипников. При выявлении несоответствии обмотки двигателя подлежат сушке, а подшипники - проверке и замене изоляции. Сушка электродвигателей осуществляется токами короткого замыкания, индукционными токами или горячим воздухом.
133
Компрессорные станции магистральных газопроводов
Схемы пуска насосов «масло-сма эки» и «масло-уплотисннс» аналогичны применяемым для газотурбинных агрегатов.
Основное количество элсктропрнводных ГПА пускается при разгруженном контуре (разгруженный пуск), когда ротор нагнетателя начинает вращаться при давлении в полости нагнетателя, равном атмосферному давлению (открыт кран №5). Это делается для того, чтобы уменьшить крутящийся момент на валу нагнетателя. Если же при пуске полость нагнетателя наход!ггся под избыточным давлением (загруженный пуск), то крутящий момент на валу синх
ронного электродвигателя окажется недостаточным для его выхода на нормальный режим работы.
Этап запуска электродвигателя начинается с его включения и разгона в асинхронном режиме, после чего автоматически подается возбуждение, и электродвигатель выходит на нормальный режим работы. Процесс пуска ГПА заканчивается закрытием кранов № 3 и № 3-бис.
Установлены ограничения на количество пусков электропрнвод-ных ГПА, осуществляемых подряд. Их должно быть не более двух. Третий пуск по инструкции допускается нс менее чем через 6 часов после первых двух пусков. Данное ограничение связано с тем, что частые пуски приводят к недопустимому нагреву обмотки статора и особенно ротора.
Контроль за работой ГПА. Хотя электроприводныс ГПА обладают более высокой надежностью, чем газотурбинные, контроль за их работой является важным условием успешной эксплуатации агрегатов.
Контролю подлежат:
•	частота тока статора;
•	уровень его вибрации;
•	температура обмоток и стали статора, а также подшипников.
При эксплуатации элсктропрнводных ГПА также возможно возникновение помпажа. При предпомпажной и помпажной еггтуации изменяются нагрузка на электродвигатель и, соответственно, частота тока статора. Данная величина контролируется системой типа УЗ П-02. При выходе частоты за пределы установленного диапазона открываются краны № 3-бис или № 6. Если это нс поможет, то происходит аварийная остановка ГПА.
134
Глова 4. Эксплуатация оборудования компрессорных станций
В процессе эксплуатации встречаются случаи вибрации электродвигателя. Она вызывает ускоренное разрушение подшипников, ослабляет крепление двигателя на фундаменте, может привести к нарушению изоляции и, как следствие, к короткому замыканию обмоток. Причины возникновения вибрации разнообразны:
1)	расцентровка валов агрегата, вызванная недостатками монтажа или посадкой фундамента;
2)	короткое замыкание внутри статора обмотки, из-за которого создается асимметрия (неравномерность) магнитного поля;
3)	плохая балансировка ротора (чаще всего после ремонта).
По условиям эксплуатации температура обмоток и стали статора нс должна превышать 130 °C. Ес фактическая величина существенно зависит от расхода охлаждающего воздуха, а следовательно, от степени загрязненности воздушных фильтров. О нем судят по перепаду давления на фильтрах. Если его значение превысит 40 мм вод. ст., фильтры заменяются. Температура электродвигателя нс должна превышать 70 °C.
Все неисправности, возникающие при работе электропривод-ных ГПА, должны своевременно устраняться. Сведения о них применительно к электродвигателю СТД-4000-2 приведены в табл. 4.2.
Регулирование работы ГПА, Особенностью регулирования производительности КС с элсктроприводными работами ГПА является возможность изменения частоты вращения их роторов с помощью специальной системы се преобразования. В сослав данной системы входят управляемый выпрямитель, сглаживающий реактор, инвертор, а также элементы защиты, управления и регулирования.
Работает она следующим образом. Трехфазное напряжение питающей сети через выключатель и токоограничивающис дросс е ли подастся на управляемый выпрямитель, где происходи । преоб разованис переменного тока в постоянный. Далее выпрямленное напряжение через сглаживающий реактор подается на инвертор, собранный на тиристорах по схеме трехфазного моста, в диагонали которого включены статорные обмотки синхронного двигатс-ля. Управляя открытием тиристоров этого моста в определенной последовательности, можно получить на его выходе переменное
135
Характерные неисправности электродвигателя СТД-4000-2 и способы их устранении
136
лава 4. Эксплуатация оборудования компрессорных станций трсхфазнос напряжение любой заданной частоты и. следовательно, любую требуемую частоту вращения ротора двигателя.
Синхронный двигатель, работающий по описанному принципу, называется вентильным электроприводам.
К сожалению, регулируемый электропривод ГПА в настоящее время применяется ограниченно.
Остановка ГПА. Производится так же, как и при использовании газотурбинных агрегатов (за исключением плавного уменьшения числа оборотов нагнетателя).
При всех видах остановок отключению электродвигателя предшествует закрытие кранов № 1 и 2.
4.2. Эксплуатация АВО газа
4.2.1. Пуск АВО в работу
В предпусковой период после длительной остановки следует подтянуть крепеж всех трубных фланцевых соединений и добавить смазку в электродвигатели. Лопасти вентиляторов в каком-либо уходе не нуждаются, но при их замене необходимо устанавливать лопасти той же маркировки. Кроме того, необходимо проверить натяжение клиновых ремней, закрыть жалюзи АВО, установить щиты, защищающие теплообменный аппарат от ветра и атмосферных осадков, проверить уровень масла в редукторе АВО.
Перед пуском вентиляторов в зимний период необходимо проверить, нс произошло ли обледенения их лопастей. При наличии обледенения его надо удалить.
Пуск компрессорной станции в эксплуатацию бе  ввода в работу АВО не допускается.
4.2.2. Контроль за работой, техническое обслуживание и остановка АВО
Не менее 2 раз в смену персонал должен контролировать:
•	отсутствие утечек в местах фланцевых и резьбовых сое ни нений;
•	положение запорной арматуры;
.	отсутствие повышенной вибрации вентиляторов и задевания их лопастей за кожухи;
137
Компрессорные станции магистральных газопроводов___
•	отсутствие посторонних шумов при работающем вентиляторе;
•	отсутствие повышенного перепада давления между выходом и входом АВО;
•	исправность приборов КИП и автоматики;
•	соответствие температуры газа на выходе ЛВО заданному режиму перекачки.
В случае превышения фактическим перепадом давления на АВО проектной величины должен быть открыт запорный кран на обвод* ном газопроводе установки и приняты меры по очередному останову и очистке загрязненных аппаратов.
При обнаружении повышенной вибрации вентиляторов посторонних шумов и задевания лопастей о кожухи АВО должен быть остановлен.
Техническое обслуживание АВО газа включает:
♦	внешний осмотр оборудования, опорных конструкций и коммуникаций;
•	периодическую очистку наружных поверхностей теплообменных секций;
•	проверку целостности теплообменных секций;
•	контроль перепада давлений газа на установке;
•	контроль работы вентиляторов;
•	контроль вибрации приводных электродвигателей;
•	контроль сопротивления изоляции электродвигателей;
•	контроль и регистрацию температуры газа на выходе установки;
•	сезонную настройку углов установки лопастей вентиляторов (при необходимости).
Периодичность и объем выполнения указанных операций устанавливаются в соответствии с инструкцией по эксплуатации.
()становка АВО со стравливанием из него газа должна производиться:
•	при обнаружении в основных элементах аппарата, работающих под давлением, трещин, выпучин, разрыва прокладок, фланцевых соединений;
•	при отказе приборов измерения давления, делающем невозможным контроль за его величиной в АВО;
при возникновении пожара, непосредственно угрожающего аппарату.
138
Глово 4. Эксплуатация оборудования компрессорных станций_
4.2.3.	Очистка теплообменных труб АВО
Предусмотрена очистка внутренней полости и наружной поверхности труб.
Целью очистки их внутренней полости является уменьшение гидравлического сопротивления теплообменных труб и увеличение внутреннего коэффициента теплоотдачи за счет удаления различного рода отложений.
Применяют механический и химический способы очистки. Механическая очистка проводится шарошками и металлическими щетками, закрепленными на длинных стержнях. После такой очистки трубы промывают и продувают сжатым воздухом. Достоинством данного способа является высокая эффективность очистки, недостатком — трудоемкость работ. Химическая очистка заключается в прокачке по трубам горячих химических растворов. Для этого каждый пучок снабжают входным и выходным патрубками, а кроме того монтируют циркуляционный насос и бак для раствора. Достоинством данного способа является отсутствие необходимости в разборке аппаратов и уменьшение продолжительности их простоя. Однако при сильной загрязненности внутренней полости труб химический способ очистки недостаточно эффективен.
Целью очистки наружной поверхности теплообменных труб является увеличение внешнего коэффициента теплоотдачи путем удаления загрязнений (пыли, насекомых, тополиного пуха, листьев и т. д.).
Применяют следующие способы очистки:
•	воздухоструйный;
•	водоструйный;
•	пароструйный;
•	химический.
Воздухоструйный способ заключается в том, что на тепло обменные трубы направляют струю сжатого воздуха. Чтобы избежать деформации оребрения, направление струи должно быть перпендикулярно оси труб. Воздухоструиный способ позволяет удалить порошкообразную пыль и насекомых.
Водоструйный способ очистки предусматривает удаление о-лес крупных загрязнений струей воды (холодной iuhi горячен).
Пароструйный способ аналогичен водоструйному, но харак теризустся меньшим расходом воды.
139
Компрессорные станции магистральных газопроводов
Химический способ применяется, когда вышеперечисленные методы очистки наружной поверхности нс дают должного эффекта.
Загрязнения с оребренной наружной поверхности теплообменных труб должны удаляться нс реже чем 1 раз в месяц.
4.2.4.	Расчет АВО по эксплуатационным данным
Располагая информацией о результатах работы АВО газа на одних режимах, можно прогнозировать эти результаты на других режимах.
Температура газа после его прохождения через АВО может быть приближенно описана формулой
где Т^°.Т™— температура газа соответственно на выходе и на входе в АВО; Г — расчетная температура атмосферного воздуха, вычисляемая по формуле (3.2.2); А — эмпирический числовой коэффициент; GABO— массовый расход газа через АВО.
Если известны величины и при массовом расходе газа G0AB°»то величина коэффициента А может быть найдена по формуле
(4.2)
Аналогично, если при массовом расходе газа G^° перепад давления иаАВО составлял Д/’АВО, то при массовом расходе газа, равном G , данный перепад составит
(4.3)
u ADO z  АВО ’ Р \G° ;
плотность газа при давлении на входе в АВО и тсмпс-
АЫ. _
— то же при температуре
где рАВО
ратуре Г,^°=О,5(ГА“
Г^"=0,5(гА“+ТА“°]
140
_____Глава 4, Эксплуатация оборудования компрессорных станций_
4.2.5.	Регулирование режимов работы АВО
Необходимость в регулировании работы АВО газа та же, что и при эксплуатации компрессорных цехов. Достигается оно:
•	изменением количества работающих вентиляторов;
•	перепуском части газа в обход АВО;
•	изменением угла наклона лопастей вентиляторов.
Ишененис количества работающих вентиляторов
Данная задача решается с использованием номограмм, вид которых показан на рис. 4.5 (на примере АВО типа «Крсзо-Луар»).
Рис. 4.5. Решение задач расчета АР газа типа «Кое зо- Пу зр» с использованием номограмм:
а — к задаче регулирования работы АВО изменением количества работающих агрегатов; 6 — к задаче регулирования раб( ы АВО перепуском части газа
Номограмма представляет собой зависимость тепловой нагрузки АВО Q от изменения температуры газа в нем А/ — /Г1 ” ПРИ Р33 личных массовых расходах газа через АВО Л/. В качестве вспомогательных на поле номограммы нанесены графики завнснмост
141
Компрессорные стонции магистральных газопроводов
/г, - tfl. от гп - zn,. Формулу, связывающую их, легко получить, если выразить гВ1 из формулы (2.62)
Gr • СРГ , v fBI ~	~ 4m “ г r Vn )♦
’''РВ
Соответственно,
что и требовалось доказать.
Необходимое количество работающих вентиляторов находится как = Ср/Ср где Gr— общий массовый расход газа через КС; G. — массовый расход газа через один аппарат воздушного охлаждения.
Пусть в осенних условиях эксплуатации температура наружного воздуха равна /в = О °C, начальная температура газа гп= 37 °C, а требуемая глубина его охлаждения Д/= 25 °C. Общий расход газа через КС равен Gr = 2 • 106 кг/ч. Разность начальных температур газа и воздуха в этом случае /п - ГП) = 37 - 0 = 37 °C. Для аппарата «Крезо-Луар» (рис. 4.5) откладываем на оси абсцисс глубину охлаждения А/= 25 °C (точка 1). Из нес восстанавливаем перпендикуляр до вспомогательной линии MN, соответствующий г — /В|—37 °C (точка 2). Данной точке соответствует массовый расход газа через аппарат Gx = 35 кг/с = 126 000 кг/ч. Следовательно, необходимое количество вентиляторов равно = 2 • 106/126 000 = 15,9 « 16. () тальные аппараты воздушного охлаждения могут быть отключены.
Перепуск части газа в обход АВО
Пусть из общего расхода газа Gr часть его, равная Gri, направляется в АВО газа, а остальная Gn— пускается в обход. Предположим, что массовый расход газа через один аппарат равен 40 кг/с при их общем количестве равном 11 (т. е. Gn = 400 кг/с). Общий расход газа через КС равен 1000 кг/с. Остальные данные таковы: 'п= 37 °C; /В1= 0 СС.
142
Глава 4 Эксплуатация оборудования компрессорных станций
На пересечении линии MN и прямой, соответствующей расходу G. = 400 кг/с, находим точку 1. Опуская перпендикуляр на ось абсцисс, получаем точку 2, соответствующую Д/ = 25 °C. Следовательно, газ в АВО удастся охладить до температуры t2 = Г, - Д/ = = 37-25 = 12°С.
Если пренебречь тепловыми потерями до момента слияния потоков, то температуру t смеси охлажденного и неохлажденного газов найдем из уравнения
'^Р1 *^Г2 ~ G-Cp-t.
Полагая, что Ср » Ср. » Ср,, получаем
Gn • Гц + Gr2 • ГГ2 = 600-374-40042
G ”	1 000
= 27 °C.
Изменение угла наклона лопастей вентиляторов
Для поворота лопастей вентилятора производят следующие операции:
1)	отключают электродвигатель;
2)	ослабляют затяжку гаек крепления фланцев лопастей;
3)	поворачивают лопасти, установив их на необходимый угол по отметкам на ступице колеса вентилятора;
4)	затягивают гайки крепления.
После этого вентилятор может быть снова включен в работу.
Непосредственно после пуска вентилятора необходимо проверить потребляемую электродвигателем мощность. Через несколько часов работы необходимо проверить угол установки всех лопастей, так как из-за недостаточно прочного их крепления они могли измс шпъ свое положение.	w
При работе на максимальном угле установки лопастей н холимо периодически (нс менее 1 раза в месяц) проверять потр яс мую электродвигателем мощность.
4.3.	Эксплуатация пылеуловителей
Эксплуатация пылеуловителей должна производиться в ветствнн с требованиями «Правил устройства и безопасной эксплу-стации сосудов, работающих под давлением».
143
________Компрессорные станции машстропьных газопроводов__
Оперативное обслуживание пылеуловителей включает периодическое выполнение следующих операций:
•	внешний осмотр оборудования и коммуникаций;
•	контроль перепада давлений на аппаратах;
•	контроль уровня жидкости в аппаратах очистки;
•	ял прол ь работоспособности устройств дренажа и подогрева;
•	удаление из аппарата жидкости и шлама.
К обслуживанию аппаратов во время их эксплуатации допускается только аттестованный технический персонал, имеющий удостоверения на право обслуживания сосудов, работающих под давлением.
Пылеуловители нс должны эксплуатироваться параметрами (перепад давления, производительность), превышающими их технические характеристики.
Нс допускается работа аппаратов в условиях образования льда или кристаллопщратов. В случае образования в них ледяных пробок разогрев аппаратов следует производить паром или горячей водой. Использование открытого огня запрещается.
Пылеулов!ггсль должен отключаться от коллекторов при следующих условиях:
•	повышение рабочего давления выше паспортного;
•	превышение перепада давления над паспортным более чем на 0,06 МПа;
•	обнаружение на элементах пылеуловителя трещин, выпу-чин, пропусков и потения сварных швов, а также при разрыве уплотнительных прокладок;
•	возникновение пожара, непосредственно угрожающего сосуду, находящемуся под давлением;
•	выход из строя всех указателей уровня жидкости.
При остановке аппарата из-за повышенного перепада давления его необходимо вскрыть и тщательно очистить циклоны от механических примесей. Для этого последовательно осуществляют следующие процедуры: 1) стравливают газ; 2) открывают люк-лаз, 3) осматривают снизу внутренние полости циклонов и вых юпные трубы; 4) прочищают засоренные циклоны и выхлопные трубы с помощью стальных омедненных проволочных крючков, исключающих нскрообразование.
144
ново 4. Эксплуатация оборудования компрессорных стонции
При отсутствии видимых, шгрязнений в полостях циклонов и выхлопных трубах необходимо осмотреть мсжтрубнос пространство пучка циклонов. Для этого демонтируют трубопровод подвода газа. При наличии посторонних предметов их удаляют с помощью стальных проволочных крючков. Далее продувают межтрубное пространство пучка циклонов сжатым воздухом, устанавливают на место снятый трубопровод и включают аппарат в работу в установленном порядке.
Другие неисправности, возникающие в процессе эксплуатации пылеуловителей, ликвидируются в соответствии с рекомендациями таблицы 4.3.
Таблица 4.3
Характерные неисправности аппарата и методы их устранения
Характерные испытания
Выход газа в окружающую среду из-за нарушения герметичности уплотнения по фланцевым разъемам
Выход газа в окружающую среду из-за разгерметизации корпуса аппарата
Вероятная причина
Ослабло крепление фланцевого разъема
Повреждение прокладки
Неравномерная натяжка шпилек флан-цевого разъема____
Появление трещин в сварных соединениях или в основном металле __________
Метод устранения неисправности
Подтянуть крепежные детали фланцевых разъемов
Установ1пъ новую прокладку
Проверить затяжку шпилек
Устранить трещины безопасным методом
Работа системы удаления жидкости должна обеспечить с лив конденсата в конденсатную емкость в автоматическом режиме или периодически (нс реже 4 раз в сутки).
145
Компрессорные станции магмстро/ьных газопроводов
4.4.	Эксплуатация систем пускового, топливного и импульсного газа
Системы эксплуатируются в соответствии с утвержденной производственной инструкцией, составленной с учетом инструкций по эксплуатации заводов-изготовителей. В соответствии с ней обслуживающий персонал должен:
•	контролировать давление в системах и при необходимости производить настройку регуляторов;
•	осуществлять периодические (не реже 1 раза в год) проверку и регулировку предохранительных клапанов;
•	периодически (не реже 1 раза в месяц) производить переключение (смену) основной и резервной линий редуцирования;
•	периодически (в зависимости от местных условий) удалять загрязнения из сепараторов, вымораживателей, ресиверов и коллекторов;
•	контролировать перепады давления на фильтрах и при необходимости заменять фильтрующие элементы;
•	регенерировать или заменять реагенты осушителей импульсного газа;
•	контролировать работу подогревателей топливного газа и температуру газа после редуцирования;
•	своевременно выявлять и устранять утечки газа;	|
•	измерять и регистрировать расход газа;
•	в соответствии с утвержденным графиком производггтъ осмотр, чистку, ремонт и испытание оборудования.
Во время работы Ы11Г контролируют:
•	давление топливного газа (должно быть не более 2,5 МПа);
•	температуру топливного газа (должна находиться в пределах от 20 до 50 °C);
•	давление импульсного газа (должно быть не более 7,5 МПа);
•	работу узла замера газа.
Обслуживание оборудования БТПГ производится при плановых остановках компрессного цеха на профилактический ремонт:
♦	на расходомерном устройстве 2 раза в год производится замена диафрагмы (чтобы уменьшить погрешность измерении,
146
Гл о во 4. Эксплуатация оборудования компрессорных станций обусловленную абразивным износом диафрагмы частицами мехпримесей);
•	ежемесячно производится дренаж фильтров-сепараторов.
•	нс реже 1 раза в год испытывают предохрашгтельныс клапаны, установленные на коллекторе топливного газа;
•	по мерс износа у регулятора давления производится замена упорного седла.
4.5.	Эксплуатация оборудования КС при отрицательных температурах
Несколько месяцев в году компрессорные станции магистральных газопроводов работают в условиях отрицательных температур окружающего воздуха. Это необходимо учитывать при эксплуатации оборудования КС.
Газоперекачивающие агрегаты. Пуск ГПА при отрицательных температурах несколько затруднен из-за повышенной плотности воздуха, так как при этом в камере сгорания образуется обедненная смесь. Для облегчения пуска необходимо включать зажигание при меньшем давлении воздуха за осевым компрессором, т. с. при более низких оборотах ТВД.
На ГПА, находившихся в резерве, вязкость масла повышена, что затрудняет работу систем смазки и уплотнения. Поэтому перед пуском необходимо заранее подогреть масло (включением соответствующей системы), а при пуске ГПА обязательно пользоваться байпасной задвижкой.
Как известно, на входе газа в центробежные нагистатс ш ус га-навлнвается технологическая защитная решетка. При низких температурах воздуха возможно ее обмерзание, что увеличивает гидравлическое сопротивление на входе в ЦБН. Предотвратить об* мсрзанис позволяет перепуск части газа с выхода нагнетателя на вход.
Холодный воздух негативно влияет на лопаточный аппарат осевого компрессора I ТУ. Поэтому в процессе ее работы необходим подогрев воздуха, поступающего в ОК, а после остановки ГТУ во избежании переохлаждения лопаток необходимо закрывать входные жалюзи (при их наличии).
147
На выхлопных трубопроводах и выходных шахтах ГТУ обычно устанавливают утилизаторы теплоты, которые обеспечивают использование повышенной температуры продуктов сгорания топливного газа (например, для подогрева воды, используемой для отопления помещения КС). При отрицательных температурах наружного воздуха необходимо }бсд1гп»ся в отсутствии воды в утилизаторах резервных ГПА.
Пылеуловители и фильтры-сепараторы. В холодное время года необходимо включать систему подогрева той части этих аппаратов, где скапливается плата. Кроме того их краны и продувочные коллекторы также оснашаются элсктроподогрсвом. Для повышения надежности запорные краны необходимо держать открытыми, чтобы улавливаемая жидкость постоянно стекала в подземную дренажную емкость.
Система топливного, пускового и импульсного газа. При отрицательных температурах атмосферного воздуха увеличивается опасность образования гидратов при дросселировании топливного, пускового и импульсного газа Это требует увеличения его температуры перед регуляторами давления за счет включения дополнительных подогревателей
АВО газа. На первый взгляд, уменьшение температуры атмосферного давления воздуха только улучшает работу данных аппаратов, так как позволяет при той же подаче вентиляторов достичь более низких температур перекачиваемого газа, а следовательно, и меньшего I идравлического сопротивлении газопровода. Однако чрезмерное охлаждение газа в АВО может создать условия для образования гаювых гидратов в линейной части МГ. Чтобы обеспечить превышение температуры газа в газопроводе подточкой росы в холодное время года, необходимо производить регулирование количества работающих вентиляторов и секций АВО.
Литература
1.	Аверьянов А. А., Лебедев Н. М. Газоперекачивающие агрегаты с приводом авиационного типа. — М.: Недра. 1983. — 70 с.
2.	Артемова Т. Г. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов: учебное пособие. — Екатеринбург Изд-во УГТУ-УПИ, 2000.— 176 с.
3.	Бармин С. Ф., Васильев П. Д., Магазаник Я. М. Компрессорные станции с газотурбинным приводом.— Л.: Недра, 1968.— 280 с.
4.	Волков М. М., Михеев А. Л., Конев К А. Справочник работника газовой промышленности. — М.: Недра, 1989. — 286 с.
5.	Вольский Э. Л., Константинова И. М. Режим работы магистрального газопровода. — Л.: Недра, 1970. — 168 с.
6.	Герасимов Б. Я., Шавкин Н. К Перекачивающие агрегаты для магистральных газопроводов. — Л.: Недра, 1969.— 144 с.
7.	Громов В. В., Козловский В. И. Оператор магистральных газопроводов. — М.: Недра, 1981. — 246 с.
8.	Козаченко А. Н., Никишин В. И., Поршаков Б. П. Энергетика трубопроводного транспорта: учебное пособие — М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» PI У нефти и газа нм. Губкина, 2001. — 400 с.
9.	Новоселов В. Ф., Гольянов А. И., Муфтахов Е. М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов: учебное пособие. — М: Недра, 1982. — 136 с.
10.	Поршаков Б. П. Газотурбинные установки для транспорта газа и бурения скважин. — М.: Недра, 1982. — 183 с.
11.	Поршаков Б. П, Халатин В. И. Газотурбинные установки на магистральных газопроводах. — М.: Недра, 1974.	160 с.
12.	Степанов О. А., Иванов В. А. Охлаждение газа и масла на компрессорных станциях. — Л.: Недра, 1982.— 143 с.
13.	СТО Газпром 2-3.5-051-2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. — М.: ООО «ВНИИГаз», 2006. — 186 с.
149
_________Компрессорные станции магистральных газопроводов
14.	Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станции: учебник для вузов / А. М. Шаммазов, В. Н. Александров, А. И. Гольянов и др.— М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003.— 404 с.
15.	Эксплуатация магистральных газопроводов: справочное пособие / А. В. Громов, Н. Е. Гузанов, Л. А. Хачнкян и др. — М.: Недра, 1987. — 176 с.
151
Продолжение прилож. А
СП Ю
	2	3	4	5	6
ПЖТ-10	10,04	0,316		0,95	1.05	2.0
ГТН-16	16,0	0.290	0.8	1.1	3.2
ГТН-16М1	16,0	0.310	0.95	1,05	2.4
ГТНР-16	16,0	0.330	0.95	1.05	3.7
ГТН-25	27,5	0.281	0.75	1.2	'.2
ГТН-25-1	25,0	0.320	0,95	1.05	2.9
ГТК-2511	23.9	0,278	0.9	1.1	
ГТК-251 IP	22.2	0.345	0.9	1.05	1.9
ГТНР-25И(В)	сч г» СЧ	0.347	0.95	1.05	2.0 	
ГТНР-25П(С)	24,6	0.354	0.95	1.05	2.0
	Судовой тип ГТУ						
ГПА-Ц-6.3С	63	0.305	0.95	1.05		2.8	
ГПУ-10	ю.о	0.276	0.85	1.1	3.7
ГПУ-16МЖ	16.0	0,300	0.95	1.1	2.8
ГПУ-16МГ ГПА-Ц-16С Кобсрра-16МГ	16,0	0.340	0.95	1.05	2,9
ГПА 25 Р Днепр	25,0	0.350	0,95	1.05		 2.8	
Авиационный тип ГГУ						
ГПА-Ц-6.3	6.3	!	0.240	0.95		13
ГПА-Ц-6.3А	6.3	0,300	0.95	1,05	33
Продолжение прилож. А
Окончание прилож.
154
Приложения
Приложение Б
Зависимость барометрического давления и поправки мощности ГТУ от геометрической высоты над уровнем моря
Геометрическая высота Н,м 0	Барометрическое давление Р, (по ГОСТ 4401-81), МПа 	 0.101325		Коэффициент учета высоты Кр, 1,000
100	ОЛ0013		0,988
200	0,09895			0,977
300		0.09777		0,965
400		 0.09661			0,954
500		0,09546		0,942
600		0,09432		0,931
700		0,09319		0,920
800		0,09208		0,909
900		0,09097		0,898
1 000		0,08988		0,887
1500		0,08456	0,835
2000	0.07950 			0,785
Оглавление
Введение..............................................3
Глава 1. Общие сведения о компрессорных станциях магистральных газопроводов............................4
1.1. Классификация КС..............................4
1.2. Состав сооружений компрессорной станции.......5
13. Технологические схемы КС.......................7
Глава 2, Основные системы компрессорных станций магистральных газопроводов...........................15
2.1.	Система подготовки газа..........................15
2.1.1.	Необходимость и требования к	подготовке газа.15
2.13.	Расчет параметров газовой смеси.......... 16
2.13.	Типы и принцип работы пылеуловителей.......... 19
2.1.4.	Расчет циклонного пылеуловителя..........24
2.1.5.	Расчет масляного пылеуловителя...........27
2.1.6.	Абсорбционная осушка газа................34
2.1.7.	Расчет абсорбера.........................35
2.2.	Система компримирования газа.................40
23.1. Типы ГПА, применяемых на магистральных газопроводах......................................40
23.2. Схемы и принцип работы ГТУ.................45
233. Нагнетатели природного газа и их характеристики .... 47
23.4. Выбор типа и определение необходимого количества нагнетателей.........................51
233. Система маслоснабжсния ГПА и компрессорного цеха в целом.................................   53
23.6. Особенности элсктропрнводных ГПА..........58
23.7. Компоновка компрессорного цеха............61
2.3.	Система охлаждения перекачиваемого газа......65
23.1.	Необходимость охлаждения газа............65
2.3.2	. Устройство и принцип действия АВО газа......67
2.33.	Теплогидравлический расчет АВО газа.......69
2.4.	Системы импульсного, топливного и пускового газа, а также газа собственных нужд.........................75
2.4.1.	Назначение и принципиальная схема системы пускового и топливного газа..........................75
156
Оглавление
2.4.2.	Назначение и элементы системы импульсного газа.... 78
2.4	3. Элементы системы газа собственных нужд..79
2.4.4.	Конструкция адсорберов и их расчет.........80
Глава 3. Режимы работы компрессорных станций..........85
3.1.	Уравнение расхода газа в магистральном газопроводе.........................................85
3.2.	Необходимость регулирования работы компрессорных станции.............................................89
3.3.	Методы регулирования работы КС.................90
3.4.	Выбор оптимального количества работающих газоперекачивающих агрегатов па КС..................92
3.5.	Расчет режимов работы компрессорных станций
при регулировании изменением числа оборотов ГПА.....96
3.5.1.	Расчет режима работы КС с полнонапорными нагнетателями.....................................97
3.5.2.	Расчет режима работы КС с нсполнонапорными нагнетателями....................................
3.6.	Определение необходимой степени сжатия газа на КС при непроектных режимах перекачки.............ПО
3.6.1.	Регулирование при отключении промежуточной компрессорной станции............................
3.6.2.	Регулирование при ремонте магистрального газопровода без остановки перекачки с понижением давления в месте ведения работ...................1 * “
Глава 4. Эксплуатация оборудования компрессорных станций................................................Ш
4.1.	Эксплуатация газоперекачивающего агрегата.....П
4.1.1.	Пуск ГПА и его загрузка...................
4.1.2.	Подготовка циклового воздуха при эксплуатации газотурбинных установок.........
4.1.3.	Очистка осевого компрессора в процессе
4.1.4.	Противопомпажная защита осевого компрессора и центробежного нагнетателя............•“***"..
4.1.5.	Контроль за состоянием и обслуживание в процессе работы...............................।	^2
4.1.6.	Остановка ГПА и КС в целом..............
157
Компрессорные станции магистральных газопроводов
4.1.7.	Особенности эксплуатации элсктропрнводных ГПА	 133
4.2.	Эксплуатация АВО газа.......................... 137
4.2.1.	Пуск АВО в работу......................... 137
4.2.2.	Контроль за работой, техническое обслуживание и остановка АВО.................................. 137
4.2.3.	Очистка теплообменных труб АВО.............139
4.2.4.	Растет АВО по эксплуатационным данным...... 140
4.2.5.	Регулирование режимов работы АВО........... 141
4.3.	Эксплуатация пылеуловителей................... 143
4.4.	Эксплуатация систем пускового, топливного и импульсного газа................................. 146
4.5.	Эксплуатация оборудования КС при отрицательных температурах....................................... 147
Литература....................................... 149
Приложения............................................
Приложение А
Значение параметров и коэффицие1гтов технического состояния ГТУ для расчета располагаемой мощности
151
расхода топливного газа.................................
151
Приложение Б
Зависимость барометрического давления и поправки
мо
III
юстн ГТУ от
геометрической высоты над
уровнем моря.........................................
155
Учебное издание
Коршак Алексей Анатольевич
Efl[
КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ
Ответственный редактор Выпускающий редактор Технический редактор
А. Боровиков Г. Логвинова Ю. Давыдова
Сдано в набор 19.10.2014 г. Подписано в печать 08.06.2015 г.
Формат 84х108*/и. Бумага офсетная.
Тираж 2 000 экз. Заказ № 4831.
ООО «ФЕНИКС»
344011, г. Ростов-на-Дону, ул. Варфоломеева, 150
Сайт издательства: www.phoenixrostov.ru Интерн ет- магаз ин: www.phoenixbooks.ru
Отзывы и предложения по изданию присылайте на адрес редакции borovikov@fenixrostov.ru
Отпечатано с готовых файлов заказчика в АО «Первая Образцовая типография», филиал «УЛЬЯНОВСКИЙ ДОМ ПЕЧАТИ»
432980, г. Ульяновск, ул. Гончарова, 14
ВЫСШЕЕ
• П "Ml • гЛ‘* Д Л I
АЛЕКСЕЙ АНАТОЛЬЕВИЧ КОРШАК
Член-корреспондент РАЕН (1999 г.), доктор технических наук (1991 г.), профессор (1993 г.), почетный работник высшего профессинального образования РФ (2003 г.), лауреат премии Ленинского комсомола в области науки и техники (1987 г.). Специалист в области трубопроводного транспорта высоковязких и нестабильных жидкостей, а также сокращения потерь нефти и нефтепродуктов от испарения. В 2001-2008 гг. -заведующий кафедрой «Гидравлика и гидромашины» УГНТУ. В 2008-2012 гг. - заведующий кафедрой «Транспорт хранение нефти и газа» СПГГИ(ТУ), ныне - технический директор ООО «НПЦ «Знание». Член диссертационных советов по защите кандидатских и докторских диссертаций в СПГГИ(ТУ) и УГНТУ.
Подготовил 1 доктора и 9 кандидатов технических наук. Автор более 400 научно-методических работ, включая 11 монографий и 4 учебника.
А.А. КОРШАК
КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
В учебном пособии изложены основные сведения об оборудовании компрессорных станций магистральных газо-водов, их режимах работы и эксплуатации. В приложениях к пособию даны справочные параметры и коэффициенты. Книга рассчитана на широкий круг читателей: студентов высших и средних специальных учебных заведений, работников нефтяной и газовой промышленности, а также всех, кто интересуется нефтегазовым делом.
ф ФЕНИКС