ВВЕДЕНИЕ 2 страница

Краткие технические данные электроприводных ГПА указаны в Приложении 4.

2.4. Нагнетатели природного газа

Нагнетатели природного газа входят в состав газоперекачивающих агрегатов с приводом от газовых турбин и электродвигателей.

Нагнетатель - компрессорная машина центробежного типа со степенью сжатия (степенью повышения давления) свыше 1,1 не имеющая специальных устройств для охлаждения компримируемого газа.

На КС магистральных газопроводов используются нагнетатели с номинальной степенью сжатия 1,20...1,27 и 1,44....1,50. Первые из них относятся к неполнонапорным, вторые - к полнонапорным, то есть способным обеспечивать компрессорным станциям требуемый от них напор в полном размере.

Все неполнонапорные нагнетатели одноступенчатые, подобные изображенному на рис. 2.5. Большинство из них имеет рабочее колесо одностороннего входа, консольно-расположенное на валу машины. Исключение составляет нагнетатель НГ-280-9 с приводом от ГН-9-750, у которого используется рабочее колесо двухстороннего входа со средним расположением его на валу.

Полнонапорные нагнетатели более совершенны, чем неполнонапорные; ими оснащаются современные ГПА. Промышленность выпускает два варианта подобных машин - одноступенчатый консольный вариант (рис. 2.5) и двухступенчатый со средним расположением рабочих колес (рис. 2.6).

Большинство полнонапорных нагнетателей - одноступенчатые консольные. Две ступени сжатия и среднее расположение рабочих колес характерны для всех импортных нагнетателей и всех нагнетателей с приводом от авиационных турбин:

- Н-196, с приводом от НК-2СТ (ГПА-Ц-6,3);

- НЦ-16, с приводом от НК-16СТ (ГПА-Ц-16);

- 235, с приводом от ГТУ типа ГПА 10 либо ГТК-10.

Две ступени сжатия также имеет нагнетатель 650-21-1, входящий в ГПА с турбиной ГТК-25.

Конструктивно все нагнетатели выполнены по одному принципу - корпусу отводится роль несуще-опорной конструкции, в которой с помощью разъемных соединений размещаются проточная и механическая части машины.

Проточная часть включаете себя устройство подвода газа к рабочему колесу (подвод), рабочее колесо и конструктивные элементы, отводящие газ от рабочего колеса (отвод). Механическая часть состоит из ротора (вал плюс рабочее колесо) и его опорной системы в виде подшипниковых узлов. Рабочее колесо одновременно принадлежит к механической и к проточной частям машины, являясь основным элементом и той и другой.

Корпус нагнетателя крепится к фундаменту и жестко, неразъемно соединяется сваркой, через патрубки по его бокам, с приемным и нагнетательным трубопроводами ГПА.

Опорами ротора нагнетателей служат опорный и опорно-упорный подшипники скольжения с принудительной смазкой под давлением.

Переднее уплотнение рабочего колеса, предотвращающее переток газа по переднему диску с выхода колеса на его вход, у всех нагнетателей - щелевого типа. Уплотнение корпуса машин в месте выхода из него вала (концевое уплотнение) - торцевого или щелевого типов.

Независимо от вида концевого уплотнения оно для достижения требуемой герметичности дополняется уплотнением "масло - газ", представляющим собой устройство для подачи в уплотняемый зазор масла с давлением, превышающим давление газа в нагнетателе на 0,02...0,04МПа.

Центробежные нагнетатели природного газа являются мощными машинами, рабочие колеса которых испытывают воздействие значительных по величине осевых сил газодинамического происхождения. Для снижения нагрузки на упорные подшипники и соответственно для упрощения и облегчения конструкции машин у большинства нагнетателей предусмотрена газодинамическая разгрузка ротора от осевых сил.

В одноступенчатых машинах разгрузка ротора осуществляется преимущественно в полнонапорных нагнетателях и реализуется за счет своеобразной формы заднего диска рабочего колеса (рис. 2.5). Данный диск на его внешней поверхности, обращенной к корпусу, имеет кольцевой выступ, который со встречным выступом на корпусе нагнетателя образует щелевое уплотнение, препятствующее свободному проникновению газа с выхода колеса в кольцевую область, заключенную между валом и упомянутым выступом. В результате в рассматриваемой кольцевой области устанавливается пониженное давление и суммарная сила давления, действующая на задний диск рабочего колеса, уменьшается. Значение данной силы примерно равно силе давления на внешнюю поверхность переднего диска. Равные по величине и противоположно направленные силы взаимно уравновешиваются, чем и достигается разгрузка ротора от осевых сил.

У нагнетателей с двумя ступенями сжатия для разгрузки ротора используется разгрузочный поршень, устанавливаемый за колесом последней ступени сжатия (рис.2.6).

Нагнетатель НГ-280-9, имеющий рабочее колесо двухстороннего входа, в дополнительной разгрузке ротора не нуждается, так как используемое на нем колесо не создает несбалансированных осевых сил.

Как видно из рис. 2.5 и рис. 2.6 и описания устройства нагнетателей, конструкция данных машин позволяет выполнять замену и ремонт деталей, подверженных повышенному износу вследствие постоянного нахождения их в движении (подшипников, уплотнений и т.п.), без отсоединения нагнетателя от технологических трубопроводов и трубопроводов вспомогательных систем (системы смазки, системы уплотнения "масло - газ" и т. д.), а также без полной разборки нагнетателей. Такая особенность конструкции существенно упрощает ремонт машин, повышает его оперативность и снижает затраты на ремонтные работы.

Применение разъемных соединений для крепления проточных частей нагнетателей к их корпусам дает возможность повышать эффективность транспорта газа путем использования сменных проточных частей и своевременной замены их при изменении условий перекачки.

* *

Турбоприводные и электроприводные ГПА во многих отношениях более совершенны, чем ранее рассмотренные газомотокомпрессоры. Основу их преимущества, кроме прочего, составляет отсутствие у рабочих органов данных агрегатов возвратно-поступательного движения, как у ГМК. Благодаря этой особенности, турбоприводные и электроприводные агрегаты отличаются от ГМК:

- большей уравновешенностью движущихся деталей и узлов и

соответственно меньшими фундаментами на единицу мощности;

- большей единичной мощностью агрегатов;

- равномерностью подачи газа;

- лучшей податливостью автоматизации;

- меньшим расходом масла и т.д.

Помимо отмеченных общих преимуществ рассматриваемых типов ГПА, каждый из них имеет свои специфические достоинства и недостатки.

Основными недостатками турбоприводных ГПА являются: относительно низкий к.п.д. (до 31 %), существенная зависимость развиваемой мощности от температуры наружного воздуха, наличие только одного экономичного метода оперативного регулирования режимом перекачки - изменением частоты вращения ротора агрегата.

Главные недостатки электроприводных ГПА - неизменная частота вращения вала двигателя и отсутствие экономичных методов оперативного регулирования режимом работы агрегата; необходимость в сторонних источниках энергии и в подводе электроэнергии не менее чем от двух независимых источников для обеспечения агрегатам требуемого уровня надежности по энергоснабжению; потребность в линиях электропередач и мощной электрической подстанции.

Недостатки электроприводных газоперекачивающих агрегатов в некоторой степени компенсируются дополнительными, ранее не отмеченными достоинствами данных типов ГПА. К числу последних относятся:

- упрощенная технологическая схема компрессорных станций с

подобными агрегатами;

- меньшая площадь застройки КС;

-снижение степени пожаро- и взрывоопасности компрессорных цехов с

электроприводными ГПА;

- упрощенная система автоматики агрегатов;

- независимость развиваемой электродвигателями мощности от

температуры атмосферного воздуха (при технически исправной

системе охлаждения).

Последнее из перечисленных достоинствГПА является одним изсущественных, так как оно обеспечивает КС сэлектроприводнымиагрегатами стабильность режима работы в течение года.

Совокупные достоинства и недостатки турбоприводных и электроприводных ГПА определили данным типам машин области их рационального применения. Наиболее широка эта область у турбоприводных ГПА и, главным образом, благодаря тому, что в качестве энергоносителя на них используется транспортируемый самими агрегатами газ. Данные ГПА экономичнее всех прочих на КС производительностью свыше 10...15 млн. м³/сут.

Электроприводные ГПА так же, как и турбоприводные, рациональнее использовать на КС большой производительности (10...15 млн. м³/сут и выше). Однако ввиду того, что электрические двигатели нуждаются в подводе к ним электроэнергии, область применения ГПА с электроприводом насколько уже и ограничивается станциями, относительно близко расположенными к источникам электроэнергии. Эти источники должны находится от КС на расстоянии не более 50...300 км, быть надежными и независимыми друг от друга, а количество их - составлять не менее двух.

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ

Технологическая схема КС представляет собой схему взаимного соединения основных объектов станции технологическими трубопроводами, которые объединяют сооружения КС в одно целое и придают им определенные функциональные возможности.

К основным технологическим объектам КС относятся: компрессорный цех, установка очистки газа, установка охлаждения газа, узел подключения станции к газопроводу.

Конкретный вид технологической схемы зависит от ряда факторов, в том числе от перечня и содержания возлагаемых на КС функций (помимо компримирования газа), от используемого на станции оборудования - в первую очередь, от типа газоперекачивающих агрегатов и входящих в их состав компрессорных машин.

В соответствии с отмеченным, КС магистральных газопроводов в общем случае могут иметь следующие разновидности технологических схем:

1.Технологическая схема КС с поршневыми ГПА (ГМК);

2. Технологическая схема КС с центробежными нагнетателями:

- неполнонапорными с приводом от газотурбинных установок,

- полнонапорными с приводом от газотурбинных установок,

- неполнонапорными с приводом от электродвигателей. Перечисленные варианты схем являются базовыми. На их основе существуют различные подварианты с менее выраженными различиями между ними.

3.1. Технологическая схема компрессорной станции с поршневыми газомотокомпрессорами

Общий вид технологической схемы КС с поршневыми ГПА показан на рис. 3.1. Данная схема имеет ряд характерных отличий от ее аналогов. Отличия вытекают из конструктивных особенностей компрессорной части ГМК.

Компрессоры ГМК - машины поршневого типа, которые способны создавать значительные (по меркам магистрального транспорта газа) давления, но нуждаются в постоянной смазке внутренней поверхности их цилиндров для снижения трения между поршнями и цилиндрами.

Способность газомотокомпрессоров создавать высокие давления, соответствующие требуемому давлению КС, обусловила только одну схему соединения ГМК на КС - параллельную. Эта же способность ГМК потребовала установки на выходе компрессоров предохранительных клапанов с линией сброса газа на свечу.

Наличие смазки компрессорных цилиндров и большой расход газа через компрессоры вызывают значительный унос масла в трубопроводы и снижение ввиду этого пропускной способности КС. Для предотвращения отмеченного на выходе компрессорного цеха (КЦ) устанавливается маслосборник 5.

Перечисленным, в основном и ограничивается отличие рассматриваемой технологической схемы от прочих, подобных ей.

В целом функционирование КС с поршневыми ГПА осуществляется следующим образом. Газ, поступая на станцию, проходит установку очистки газа 1 (рис. 3.1), где в пылеуловителях очищается от механических примесей и жидких включений. Очистка газа проводится для предотвращения износа компрессоров и двигателей ГМК от механической эрозии, существенно снижающей срок службы оборудования.

После очистки от механических примесей газ при необходимости подвергается сероочистке в аппарате 2 и направляется в приемный коллектор компрессорного цеха 4, откуда по отводам попадает во всасывающие коллекторы отдельных ГМК.

Часть газа из приемного коллектора КЦ отбирается для местного потребления и подается на пункт редуцирования 3, где давление газа снижается до требуемого уровня и газовый поток распределяется между его потребителями, расположенными на КС или вблизи ее.

Одним из таких потребителей являются двигатели ГМК. К ним газ от пункта редуцирования 3 поступает по коллектору топливного газа ГТ.

Устройство и принцип действия пункта редуцирования рассмотрены в разделе 7.

После компримирования в ГМК газ подается на выход КС через установку охлаждения газа 6 и, при необходимости, через установку осушки 7.

Непосредственно на выходе станции газ одоризируется на одоризационной установке 8, а его расход измеряется на узле учета 9.

КС с поршневым ГПА отличаются сравнительно невысокой производительностью, на установках очистки газа 1 подобных станций используются масляные пылеуловители - вертикальные аппараты цилиндрической формы с развитой внутренней поверхностью, смоченной маслом. Эксплуатация таких пылеуловителей сопряжена с постоянным выносом из них масла. Для предотвращения уноса масла и последующих жидкостных скоплений в трубопроводах на выходе 1 размещается маслосборник, подобный таковому на выходе КЦ. Оба сборника масла работают по принципу расширительной камеры, в которой за счет резкого расширения потока и соответствующего уменьшения его скорости создаются условия для оседания частиц масла.

На установках охлаждения 6 температура газа снижается в оросительных холодильниках или в аппаратах воздушного охлаждения. Устройство и принцип действия последних приведены в разделе 6.

Поршневые компрессоры ГМК подают газ неравномерно. Поэтому на некоторых КС с газомотокомпрессорами предусматриваются технические средства для снижения пульсаций газового потока, уменьшения вибраций и резонансных колебаний, возникающих от работы ГМК. Такими средствами являются буферные емкости и акустические фильтры, устанавливаемые на всасывающих и нагнетательных трубопроводахкомпрессорных цехов (на рис. 3.1 не показаны).

3.2. Технологические схемы компрессорных станций с центробежными нагнетателями

Компрессорные станции с центробежными нагнетателями более разнообразны по технологическим схемам, чем КС с ГМК. Объясняется это, главным образом, достаточно широким перечнем типоразмеров ГПА, используемых на подобных станциях - здесь могут быть агрегаты с полнонапорными или неполнонапорными нагнетателями, с электродвигателями либо с газотурбинными установками различного исполнения.

В сочетании с различными вариантами дополнительных функций, возлагаемых на КС, перечисленное порождает достаточное число разновидностей технологических схем станций с центробежными нагнетателями. Однако в большинстве случаев эти схемы не имеют между собой существенных различий и сводятся, по сути, к одному типовому виду, приведенному на рис. 3,2.

Функционирование КС со схемой, изображенной на рис.3.2,осуществляется следующим образом.

Газ от узла подключения станции к газопроводу УП поступает на вход КС через кран №7 и проходит на установку очистки газаУО, где очищается от механических примесей в пылеуловителях П. Затем основная часть очищенного газа направляется в компрессорный цех КЦ для компримирования, а другая, меньшая, - отбирается на установку подготовки газа (УПГ). УПГпредназначена для подготовки пускового (ГП) и топливного (ГТ) газа ГТУ, импульсного газа (ГИ), используемого для перестановки кранов КС, а также для редуцирования газа, предназначенного прочим местным потребителям (ГСН).

После сжатия в компрессорном цехе газ подается на установку охлаждения УХ, состоящую из параллельно соединенных аппаратов воздушного охлаждения АВО, затем через кран №8 и узел подключения КС к газопроводу возвращается в магистраль.

Приведенная на рис. 3.2 технологическая схема КС является самой общей. Она может дополняться различными элементами в зависимости от

конкретных обстоятельств. К таковым, как отмечалось выше, могут относиться: вид используемых на КС нагнетателей, тип привода нагнетателей, принятоена станции количество ступенейочистки газа от механических примесей и т.д.

Из всего перечисленного на технологическую схему КС наибольшее влияние оказывает вид установленных на станции нагнетателей. Это влияние ограничивается преимущественно компрессорным цехом станции (см. раздел 4).

Количество ступеней очистки газа изменяет общую схему станции так же локально, только в части установки очистки газа УО. При одноступенчатой очистке газа технологическая схема УО имеет вид, изображенный на рис. 3.2; при двухступенчатой - после пылеуловителей П на УО размещаются фильтры-сепараторы, соединенные между собой параллельно и составляющие вторую ступень очистки газа (рис. 5.1).

В значительно меньшей мере технологическая схема КС зависит от типа привода нагнетателей. Тип привода определяет лишь масштабы установки подготовки газа УПГ. При газотурбинном приводе нагнетателей УПГ наиболее весома по своим функциям и размерам. Данному случаю отвечает технологическая схема КС, приведенная на рис.3.2. Когда на станции используется электропривод, на УПГ отсутствуют устройства по подготовке топливного и пускового газа, а на схеме КС не предусматриваются соответствующие трубопроводы.

Помимо рассмотренных, наиболее значимых различий, технологические схемы компрессорных станций могут иметь достаточно большое количество мелких расхождений друг с другом.

Например, нормами технологического проектирования ОНТП 51-1-85 [6] на всех проектируемых и строящихся КС предусматривается использовать одну общую установку охлаждения газа УХ, как это показано на рис. 3.2. На ряде ранее сооруженных станций, возведенных еще по старым нормам, данная установка выполнена раздельной, состоящей из нескольких автономных друг от друга групп АВО. На некоторых станциях АВО вообще отсутствует.

Одним из отличий технологических схем может быть применение на мощных КС двух ниток трубопроводов вместо одной (рис.3.2) для соединения компрессорных цехов с магистральным трубопроводом. К двухниточному варианту прибегают для снижения скорости движения газа в трубопроводах и уменьшения сопротивления коммуникаций КС.

Нагнетательные коммуникации компрессорного цеха могут быть многониточными и по другим причинам. Например, при использовании на КС нескольких групп неполнонапорных нагнетателей (см. раздел 4.1).

Достаточно большое количество изменений в типовую схему компрессорных станций вносится в результате рационализаторских разработок. Нововведения возникают из-за необходимости учета особенностей работы конкретных станций, которые трудно учесть в одном варианте схемы.

На типовой технологической схеме КС, приведенной на рис.3.2, использована единая нумерация основных технологических кранов КС, принятая в системе газовой промышленности России. Согласно данной нумерации все краны на площадке КС разбиты на две группы - общестанционные краны и краны обвязки нагнетателей.

К общестанционным кранам относятся краны узла подключения станции к магистральному газопроводу (№7, №17, №8, №18, №19, №20, №21) и краны большого или пускового контура компрессорной станции (№36 и №36р).

Краны обвязки нагнетателей относятся к объектам компрессорного цеха, который на рис.3.2 изображен условно. Состав объектов КЦ и подробное рассмотрение их приведены в разделе 4.

Краны №19 и №21 узла подключения КС к магистрали являются охранными (входной охранный и выходной охранный соответственно), нормальное положение их открытое. Данные краны предназначены для отключения от магистрали участка газопровода, непосредственно примыкающего к КС, в случае аварии на станции. В частности, при аварии на узле подключения КС. Кран №20 называется секущим, нормальное положение его при работающей станции - закрытое. При отключении всей КС кран №20 открывается (№7 и №8 закрываются), и газ движется по магистрали, минуя станцию. Краны №17 и №18 свечные. Они служат для сброса в атмосферу газа из всех трубопроводов КС при остановках станции и для продувки коммуникаций КС перед заполнении их газом.

Краны №7 и №8, служащие для отключения КС от магистрали, имеют обводные линии с дросселями. Обводные линии выполняются диаметром меньшим диаметра основного трубопровода с кранами №7 и №8, и служат для выравнивания давления по обе стороны основных кранов перед их открытием. Это облегчает открытие данных кранов и предотвращает гидравлический удар, который имел бы место при резком открытии запорной арматуры №7 и №8 с большим проходным сечением. Для сглаживания скачка давления и предотвращения гидроудара при открытии кранов на обводных линиях последние оснащаются дросселями, создающими потоку газа дополнительное гидросопротивление.

Следующие по ходу рассмотрения общестанционные краны №36 и №36р установлены на перемычке между входным и выходным газопроводамиКС. Перемычка составляет элемент большого или пускового контура КС, который еще называется "станционным кольцом". С помощью перемычки можно часть газа перемещать с выхода станции на ее вход.

Большой контур КС, включающий в себя краны №36 и 36р, предназначен для трех целей:

- для осуществления плавной загрузки и разгрузки ГПА при их пусках и

остановках;

- для регулирования режима работы КС методом перепуска;

- для предотвращения у центробежных нагнетателей помпажа и вывода

нагнетателей из режима помпажа.

Пуск любой машины сопряжен с преодолением инерции ее находящихся в покое подвижных частей и с приложением к машине значительных пусковых усилий. Это влечет за собой, с одной стороны, повышенный расход энергии на пуск, с другой, - дополнительный износ оборудования.

Для обеспечения агрегатам благоприятных условий пуска и снижения за счет этого износа оборудования агрегаты пускают в работу постепенно с минимальной загрузкой их по мощности. Минимум загрузки обеспечивается при малых производительностях нагнетателя (см. рис. 3.3), которые в условиях КС достигаются работой агрегатов на "станционное кольцо" через приоткрытый кран №36р.

Кран №36р - регулирующий. Он, в отличие от прочих кранов КС, имеющих всего два положения ("открыт" или "закрыт"), может занимать промежуточные позиции и таким образом осуществлять пропуск газа через "станционное кольцо" с дросселированием потока в данном кольце.

После пуска ГПА, по мере набора его роторами требуемой частоты оборотов и мощности, кран №3бр постепенно все белее открывается и загрузка агрегата по мощности также постепенно возрастает. При выходе ГПА на рабочий режим принятии агрегатом, полной загрузки по мощности, ГПА переводится с "кольца" на работу в магистраль через кран №8.

Кран №36р используется также при остановках ГПА для предотвращения образования в конструктивных элементах агрегатов (составляющих, главным образом, проточную часть ГТУ) чрезмерных напряжений термического происхождения. Данные напряжения возникают от резкого изменения температуры продуктов сгорания, поступающих в ГТУ, при скоротечной остановке агрегатов.

Постепенность снятия нагрузки с ГПА осуществляется переводом агрегатов, перед их отключением, из режима работы "на магистраль" в режим работы "на кольцо" в последовательности действий, обратной той, которая

производилась при пуске ГПА.

Кран №36р имеет дистанционное управление с главного щита компрессорной станции.

Предотвращение помпажа центробежного нагнетателя и вывод нагнетателя из режима помпажа осуществляется с помощью крана №36.

Помпаж, как известно, возникает в том случае, когда происходит уменьшение объемного расхода газа через нагнетатель и этот расход становится меньше некоторого критического значения Q_кр. Для выведения нагнетателя из помпажа необходимо увеличить расход газа через компрессорную машину.

На компрессорных станциях магистральных газопроводов увеличение расхода газа через нагнетатель осуществляется открытием крана №36 и переводом нагнетателя из режима работы "на магистраль" в режим работы "магистраль плюс станционное кольцо". Суть происходящих при этом процессов и их влияние на вывод нагнетателя из помпажа рассмотрим на примере.

В качестве примера возьмем простейший случай. Допустим, компрессорный цех КЦ оснащен только одним нагнетателем с характеристикой 1, приведенной на рис. 3.4. В исходном режиме нагнетатель работал на магистральный газопроводе с характеристикой 2 при закрытых кранах №36 и №36р. Согласно рабочей точке М_о рассматриваемой системы производительность нагнетателя составляла Q_o, а его степень сжатия – Е_о

В некоторый момент времени объемный расход газа через нагнетатель сократился до Q_o<Q_kp, что вызвало помпаж. На него среагировали датчики системы автоматики.

По сигналу датчиков происходит автоматическое открытие крана №36, и газ с выхода нагнетателя поступает не только в магистральный; трубопровод, но и в "станционное кольцо" с характеристикой 3. Теперь нагнетатель ведет перекачку газа по двум трубопроводам, соединенным между собой параллельно. Этитрубопроводы составляют единую систему с характеристикой, соответствующей сумме характеристик 2 и 3.

Поскольку магистраль и "станционное кольцо" соединены между собой параллельно, то суммирование характеристик 2 и 3 необходимо проводить по подаче Q при постоянных значениях степени сжатия Е. Выполненное таким образом сложение дает суммарную характеристику системы (2+3), на которую работает нагнетатель в новых условиях.

С открытием крана №36 рабочая точка нагнетателя, согласно вышерассмотренному, перемещается из положения М₁ в положение М - расход газа через компрессорную машину увеличивается с Q₁ до Q<Q_kp, и агрегат выходит из помпажа.

Нетрудно, заметить, что вывод нагнетателя из помпажа приведенным, выше способом сопряжен с повышением производительности ГПА и, следовательно, с увеличением потребляемой агрегатной мощности от (N_i/P_b)₁ до (N_i/P_b)> (N_i/P_b)_o (см. рис. 3.4)

При существенном различии между (N_i/P_b) и (N_i/P_b)_o может возникнуть перегрузка ГПА по мощности и его автоматическое отключение. Для предотвращения этого на перемычке, содержащей краны №36 и №36р, установлен дроссель "Д", который ограничивает пропускную, способность трубопровода, создавая в нем дополнительное сопротивление. Дроссель "Д" регулируемый. Необходимая степень его приоткрытия определяется опытным путем в ходе пуско-наладочных работ на КС.

Последний элемент общестанционной арматуры, который следует рассмотреть - обратный клапан перед краном №8. Данный клапан предотвращает переток газа из магистрали на выход нагнетателей в случае отключения КС при неисправном кране №8, а также при переводе компрессорной станции на "станционное кольцо", при пусках и остановках КС, при регулировании режима работы станции перепуском и при выводе КС из помпажа.

Переток газа из магистрали на выход нагнетателей опасен тем, что он может вызвать обратную раскрутку роторов нагнетателей и ГПА, а это приводит к тяжелым последствиям

Раздел второй

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ОСНОВНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОБЪЕКТОВ КС С ЦЕНТРОБЕЖНЫМИ НАГНЕТАТЕЛЯМИ

4. КОМПРЕССОРНЫЙ ЦЕХ

Компрессорные цехи КС магистральных газопроводов представляют собой капитальные здания или отдельные металлические блоки (расположенные на общей площадке), в которых размещаются газоперекачивающие агрегаты.

В непосредственной близости от цехов, со стороны расположения компрессорных машин, находится обвязка нагнетателей - трубопроводы с крановыми узлами. Трубопроводы и краны обвязки устанавливаются над землей на железобетонных опорах высотой порядка одного метра.

Капитальные здания КЦ сооружаются из огнестойких материалов и имеют каркасную конструкцию, состоящую из системы колонн, балок и ферм. На каркасе монтируются облегченные ограждающие панели.

Компрессорные станции с подобными помещениями для ГПА называется станциями в традиционном исполнении. К их числу относится основная масса КС с электроприводами с приводом от газотурбинных установок стационарного типа.

Более совершенные ГПА последних поколений размещаются в индивидуальных металлических блоках заводского изготовления и заводской комплектации. Блоки транспортируются на место строительства КС практически в полностью готовом виде. Это существенно сокращает трудоемкость и продолжительность строительства станций. Блочное исполнение имеют преимущественно КС с приводом от авиационных и судовых двигателей, станции с импортными ГПА и некоторая часть КС со стационарными ГГУ и электроприводными агрегатами.

Дата добавления: 2014-12-27