Газоперекачивающие станции

Газоперекачивающие станции

В технологическом процессе работы газоперекачивающей станции используются турбокомпрессорные установки с приводом от газотурбинного двигателя. Технологическая схема такой установки показана на рис. 99. На схеме изображена только та часть газотурбинного двигателя, в которой расположена силовая газовая турбина.

Турбокомпрессорные установки имеют несколько ступеней сжатия. Первая ступень такого компрессора через магистральную задвижку (ЗМ) засасывает газ из магистрального газопровода. Для повышения эффективности процесса сжатия газа его необходимо периодически охлаждать. Этот процесс выполняется в специальных теплообменниках, куда газ подается после каждой ступени сжатия.

В теплообменник наряду с газом по отдельному тракту подается охлаждающая вода, которая нагревается за счет температуры сжатого газа, отводя от него избыточное тепло.

Обратите внимание

При охлаждении понижается давление газа, что повышает эффективность работы последующих ступеней его сжатия в турбокомпрессоре.

После выходной ступени сжатия охлажденный газ подается через вторую магистральную задвижку в выходную магистраль.

Для нормальной работы такого компрессора необходимо смазывать под давлением все его трущиеся части, что обеспечивается системой принудительной смазки, в которой должно поддерживаться необходимое давление и температура масла.

Давление и расход газа в магистральном газопроводе постоянно меняются, поэтому необходимо постоянно регулировать производительность турбокомпрессора. В технологии работы турбокомпрессора предусмотрен вариант регулирования его производительности.

По этому варианту избыточный объем сжатого газа на выходной ступени турбокомпрессора через вентиль В1 снова направляется на вход первой ступени.

Рис. 99. Технологическая схема турбокомпрессорной установки

При определенных режимах работы турбокомпрессора может возникнуть такой случай, при котором производительность его выходной ступени будет ниже, чем его производительность на входе. Такой режим работы турбокомпрессора является аварийным, так как при этом может возникнуть срыв потока газа на рабочих лопатках выходной ступени. Такой режим работы компрессора называют помпажным.

Режим помпажа считается аварийным, и система управления не должна его допускать.

Для этой цели специальной заслонкой производится регулирование производительности входной ступени турбокомпрессора, а в случае возникновения явления помпажа в работу вступает противопомпажный клапан ПК, который сбрасывает часть газа в специальную емкость при этом временно увеличивая производительность на выходе компрессора.

В системе автоматизации турбокомпрессора установлены следующие датчики и исполнительные устройства:

Т1 – температуры газа на входе первой ступени;

Т2 – температуры газа на входе второй ступени;

Т3 – температуры газа на входе третьей ступени;

Т4 – температуры газа на выходе турбокомпрессора;

Т5 – температуры масла в системе смазки;

Т6 – температуры подшипников компрессора;

Т7 – температуры воды в теплообменнике;

Р1 – давления газа на входе первой ступени;

Р2 – давления газа на входе второй ступени;

Р3 – давления газа на входе третьей ступени;

Р4 – давления газа на выходе турбокомпрессора;

Р5 – давления масла в системе смазки;

Р7 – давления воды в теплообменнике;

Q1 – расхода газа на входе турбокомпрессора;

Q2 – расхода газа на выходе турбокомпрессора;

ЗМ – задвижка газовая магистральная;

ЗВ – водяная задвижка;

В1 – вентиль, соединяющий выходную ступень с атмосферой.

Важно

ЗВ является в этой системе регулятором расхода охлаждающей воды, изменение которого поддерживает заданную температуру на каждой ступени сжатия газа. Величина этой температуры регистрируется датчиками Т2, Т3, Т4.

Все датчики и исполнительные устройства системы автоматики турбокомпрессора подключены к соответствующим портам микроконтроллера, являющегося основой этой системы управления. Структура этой системы показана на рис. 100.

Рис. 100. Структура системы автоматизированного управления турбокомпрес-

Эта система устроена по уровневому типу. На верхнем информационном уровне этой системы расположен компьютер оператора, связанный через информационную сеть с функциональными элементами нижележащих уровней.

На нижнем уровне расположены управляющие контроллеры.

Один из них управляет технологическим процессом работы турбокомпрессоров газоперекачивающей станции, а другой управляет работой приводного газотурбинного двигателя.

Система автоматики газотурбинного двигателя является встроенной и связана с управляющим контроллером турбокомпрессора через информационную сеть системы управления. Режим работы этого двигателя определяется нагрузкой на турбокомпрессор газоперекачивающей станции, поэтому он задается этим турбокомпрессором.

В теплообменник наряду с газом по отдельному тракту подается охлаждающая вода, которая за счет температуры сжатого газа нагревается, отводя от него избыточное тепло. На многих газоперекачивающих станциях тепло охлаждающей воды используют для бытовых целей. За счет этого повышается общий КПД установки.

По алгоритму управления газоперекачивающей станцией после ввода величины задающих сигналов выполняется цикл ожидания нажатия кнопки «Пуск». После нажатия этой кнопки первоначально производится опрос датчиков давления газа на входной и выходной магистралях.

Только в случае необходимого перепада этого давления дается команда на запуск приводного газотурбинного двигателя газокомпрессорной установки.

Совет

Этот запуск производится под управлением контроллера системы управления этого двигателя, и после выхода его на рабочий режим управление работой всей системы передается контроллеру газотурбинного агрегата.

Газоперекачивающие станции
В технологическом процессе работы газоперекачивающей станции используются турбокомпрессорные установки с приводом от газотурбинного двигателя. Технологическая схема такой установки показана на ри…

После того, как природный газ добыт из недр Земли или со дна океана, его необходимо как-то доставить к потребителю. В настоящее время наиболее распространен способ транспортировки природного газа с помощью сети трубопроводов.

Но как же заставить газ перемещаться по трубам на большие расстояния? Именно здесь нашли свое применение газоперекачивающие станции. Для этого их располагают непосредственно в месте добычи газа, а также через определенные промежутки длины трубопровода.

Это нужно для того, чтобы избежать чрезмерного падения давления газа в трубопроводе вследствии действующих между стенкой трубы и газом сил трения.

Газоперекачивающая станция состоит из:

• Компрессора;
• Приводного двигателя;
• Вспомогательного оборудования.

Как и газовые компрессоры , газоперекачивающие станции незаменимы в нефтеперерабатывающей и нефтедобывающей промышленности.

Компрессор для газоперекачивающих станций

Газоперекачивающие станции могут быть оснащены разными типами компрессоров и приводных двигателей:

• Поршневыми или винтовыми компрессорами;
• Дизельный двигатель, двигатель внутреннего сгорания, электродвигатель, паровая или газовая турбина.

Выбирая газоперекачивающие станции необходимо учитывать особенности каждого типа компрессоров.

ООО «ЧКЗ» в настоящее время освоил выпуск своей перспективной разработки — газовых винтовых компрессорных установок для сжатия природного газа с золтониковой системой регулирования производительности и станций на их основе.

Станции производятся во взрывозащитном исполнении с системой газового пожаротушения, азотной рампой и контроллером фирмы Allen Bradley — лидера в сфере автоматизации промышленных процессов.

Обратите внимание

Выпускаются станции, рассчитанные как на высокое входное давление, так и на минимальное избыточное (вакуумное давление).

Выбор газоперекачивающих компрессорных станций

Основными характеристиками, на которые рекомендуется ориентироваться, выбирая газоперекачивающие компрессорные станции, являются:

• Объем перекачиваемого газа;
• Давление и температура газа на выходе;
• Химический состав газа;
• Влажность;
• Тип привода;
• Характеристики места установки станции;
• Режим эксплуатации;
• Допустимое содержание масла в газе на выходе;
• Тип автоматики;
• Класс исполнения.

Эти параметры являются ключевыми. Подобрать оптимальные газоперекачивающие компрессорные станции можно только на основании учета вышеперечисленных факторов.

Наши специалисты помогут вам подобрать современную газоперекачивающую станцию и другое необходимое оборудование, а также выполнят его шеф-монтаж и пуско-наладочные работы.

Обращаясь к нам, вы получаете высококачественное современное компрессорное оборудование , высокий профессиональный сервис и гарантию от одного года до трех лет.

Газоперекачивающие станции от компании «ЧКЗ-ПОВОЛЖЬЕ»
Наша компания предлагает современные газоперекачивающие станции. Газоперекачивающие компрессорные станции незаменимы при транспортировке природного газа.

Для транспортировки природного газа требуются газоперекачивающие компрессорные станции. Они, как правило, оборудованы компрессором, приводным двигателем и вспомогательным оборудованием.

Компрессоры для газоперекачивающих компрессорных станций могут быть поршневыми или винтовыми. В качестве приводного двигателя может применяться дизельный двигатель или двигатель внутреннего сгорания, газовая или паровая турбина, электродвигатель.

Каждый вид компрессоров имеет свои особенности, которые необходимо учитывать, выбирая оборудование для компрессорной станции. Наиболее значимыми являются следующие характеристики:

• Объем газа, который будет перекачиваться
• Температура и давление газа на выходе
• Влажность и химический состав перекачиваемого газа
• Тип используемого привода
• Природные характеристики места установки (высота над уровнем моря, максимальная и минимальная температура)
• Предполагаемое количество наработки в часах
• Допустимое содержание масла в газе на выходе
• Класс исполнения (сейсмостойкий, взрывозащитный и т. д.)
• Тип автоматики (пневматическая или электрическая)

При выборе оборудования для газоперекачивающей компрессорной станции необходимо обращать пристальное внимание на эти параметры.

Метан – это газ, который часто называют «болотным». Всем известен его специфический запах. На самом деле метан – это бесцветный газ без запаха. В него специально добавляют одоранты (специальные добавки), чтобы его можно было распознать при утечке.

Метан взрывоопасен. Кроме этого, при высоких концентрациях в закрытых помещениях он может вызвать удушье, потому что вытесняет кислород, являясь более тяжелым газом. Для промышленных целей метан не одорируют, поскольку на всех производствах стоят специальные датчики, которые в случае утечки газа сразу это показывают.

Метан – это простейший углевод и его источником являются живые организмы. На 95% он имеет биологическое происхождение. Метан — это основной компонент попутных нефтяных, природных, а также рудничного и болотного газов.

Он образуется при термической переработке нефти и нефтепродуктов, гидрировании и коксовании каменного угля. Он горит в воздухе и образует с ним взрывоопасные смеси.

Метан очень широко используется как промышленное и бытовое топливо и в качестве сырья для промышленности. Его также используют как источник водорода при производстве аммиака, для получения водяного газа. Окисление смеси метана с аммиаком лежит в основе производства синильной кислоты.

Важно

Наиболее известно применение метана в качестве автомобильного топлива. Но плотность метана намного ниже, чем бензина. Поэтому, для заправки им автомобиля при атмосферном давлении нужен был бы бак в 1000 раз больший, чем обычно. Поэтому его плотность увеличивают при помощи сжатия газа. Для его хранения в сжиженном состоянии используются специальные баллоны, которые ставят на автомобили.

При атмосферном давлении каждый его кубометр в сжиженном виде занимает в 600 раз меньший объем, чем в газообразном. Таким образом, запасы сжиженного метана можно создавать в любом месте. Транспортировка сжиженного метана позволяет осуществлять торговлю им при помощи морских перевозок в танкерах.

Сжатие (компримирование) метана производится на специальных станциях для его перекачки.

Газоперекачивающие компрессорные станции
Газоперекачивающие компрессорные станции в Уфе — покупка, обслуживание станций для перекачки метана

Изобретение относится к транспортировке газообразного углеводородного топлива по трубопроводам большой протяженности, проложенным по морскому дну.
Недостатки существующих платформ: низкая надежность станции обусловленная рядом причин: 1. Отсутствием дублирующих систем 2. Наличие одного газового нагнетателя. 3.

Расположение газового нагнетателя вне станции. 4. Отсутствие внешнего источника питания электроэнергией. 5. Катастрофические последствия при поломке газового нагнетателя, приводящие к прекращению подачи газа в газовую магистраль. 6. Наличие задвижек вне станции и отсутствие дистанционного управления ими.

Задача создания изобретения: повышение надежности работы станции. Предложенное техническое решение обладает новизной, изобретательский уровень и промышленной применимостью.

Новизна подтверждается патентными исследованиями, а изобретательский уровень – достижением нового технического результате при использовании новых технических решений.

Газоперекачивающая станция на морской платформе (рис. 1…5) предназначена для повышения давления газа, подведенного по входной магистрали 1 и его передачи в выходную магистраль 2, между которыми установлен байпасный трубопровод 3, с запорными кранами 4 и 5. Входная и выходная газовые магистрали 1 и 2 установлены горизонтально на подставках 6 на морском дне.

Совет

Станция установлена в контейнере 7 на морской платформе 8, которая, в свою очередь, содержит основание платформы 9, установленное на 4-х опорах 10, которые опираются в грунт 11. Станция установлена в контейнере 7, разделенном перегородкой 12 на герметичные отсеки: двигательный отсек 13 и газоперекачивающий отсек 14.

Выходное устройство 15 частично установлено в контейнере 7.

Газоперекачивающая станция содержит маслоохладители 54, к которым подстыкования подводящий трубопровод воды 55 с водяным насосом 56 и отводящий трубопровод воды 57. По линии масла маслоохладители 44 соединены трубопроводами 58, содержащим насос 59 и трубопроводом 60 с газотурбинным приводом 16 и газовыми нагнетателями 30.

Блок управления 50, коммутатор 51 и аккумуляторы 53 установлены в техническом помещении 61. На основании платформы 9 установлены жилое помещение 62 и вертолетная площадка 63 (рис. 2).
Газовый нагнетатель 30 (рис. 5) представляет собой центобежный компрессор и со-держит, установленные в корпусе 64 на валу 65 крыльчатку 66 , имеющую ступицу 67.

К корпусу 64 подсоединены входной корпус 68, а на выходе – выходной корпус 69.

Газоперекачивающая станция

Изобретение относится к области энергетики и может быть использовано для газоперекачивающих станций (ГПС), включающих в себя газоперекачивающие агрегаты (ГПА) магистральных газопроводов.

Известны ГПА, состоящие из газотурбинных установок (ГТУ) и газовых (магистральных) компрессоров. Также ГПС содержат системы подвода воздуха, выхлопа горячего газа, а также включают в себя работающие и запасные силовые блоки. Сами ГТУ имеют, в большинстве случаев, кпд порядка 27-33%.

Столь ограниченные кпд обусловлены тем, что одним из главных требований для приводов такого рода является надежность и высокий ресурс. Последнее связано с относительно невысокими температурами в камере сгорания ГТУ (1100-1250 К), что в основном и определяет все остальные параметры цикла [подробнее: http://www.informprom.ru/news_full.

html?id=13383 «Доля импортных газоперекачивающих агрегатов в структуре закупок ОАО “Газпром” постепенно снижается»].

Известны различные котлы-утилизаторы (КУ) тепла выхлопных газов за ГТУ, включая и для производства электричества. Также известны котлы-утилизаторы с дополнительным подогревом выхлопных газов за ГТУ с целью повышения мощности КУ [Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. М.: Изд-во МЭИ. 2002. 584 с.].

Наиболее близким техническим решением к заявляемому по технической сущности является газоперекачивающая станция (ГПС), которая описана в http://engine.aviaport.ru/issues/21/page08.html.

«Перспективный газотурбинный привод для ГПА компрессорных станций», включающий газотурбинные установки, соединенные по валу с газовыми компрессорами и соединенные по выхлопу горячего газа с котлами-утилизаторами, включающие камеры дожигания и паровые турбины, паровые турбины приводят электрогенераторы.

Недостатком такого решения является то, что в большинстве случаев ГПС находятся вдали (сотни, иногда тысячи километров) от магистральных высоковольтных линий передач (тайга, пустынные малозаселенные районы и т.п.).

Обратите внимание

Как правило, полученная энергия может быть использована только на собственные нужды, а получается, что ресурсы энергосбережения существенно превосходят ресурсы возможного собственного энергопотребления.

В результате большие потери расхода топлива, идущего на перекачку в ГПА, существенно ведут к большим энергозатратам, а значит, к снижению эффективности газоперекачивающей станции.

Решаемой задачей заявляемого изобретения является повышение эффективности газоперекачивающей станции за счет снижения расхода топлива на газотурбинные установки с газовыми компрессорами при осуществлении перекачки газа на ГПС.

Технический результат, на достижение которого направлена предлагаемая схема устройства, заключается в повышении эффективности газоперекачивающих станций.

Технический результат достигается тем, что в газоперекачивающей станции, включающей ряд блоков, каждый из которых содержит работающий и резервный газоперекачивающие агрегаты, содержащие газотурбинные установки, связанные каждая по валу со своим газовым компрессором, а по выхлопам горячего газа соединенные магистралью с котлом-утилизатором, включающим камеру дожигания и паровую турбину, в каждый блок введен третий газовый компрессор, при этом паровая турбина котла-утилизатора каждого блока соединена по валу с каждым третьим газовым компрессором.

Для пояснения технической сущности рассмотрим фиг.1.

На фиг.1 показана схема блока газоперекачивающей станции.

Здесь: 1 – работающая ГТУ, 2 – газовый компрессор, 3 – магистраль выхлопа ГТУ, 4 – первый газовый шибер, 5 – второй газовый шибер для котла-утилизатора, 6 – камера сгорания, 7 – котел утилизатор, 8 – паровая турбина, 9 – газовый компрессор, 10 – конденсатор (сухая градильня), 11 – водяной насос, 12 – магистраль выхлопа от котла утилизатора, 13 – выхлопная шахта, 14 – запасная ГТУ, 15 – запасной газовый компрессор, 16 – магистраль выхлопа запасной ГТУ, 17 – третий газовый шибер для запасной ГТУ, 18 – четвертый шибер, 19 – запасная магистраль для горячего рабочего тела.

Работа системы. Наружный воздух поступает на работающую ГТУ 1, которая приводит компрессор 2.

Выхлопные газы от ГТУ 1 по магистрали 3 поступают через шибер 4 и шибер 5 на камеру сгорания – 6, котел-утилизатор 7 и паровую турбину 8, которая приводит газовый компрессор 9. Шиберы 17 и 18 закрыты.

Важно

Котел-утилизатор также содержит конденсатор (сухую градильню) 10. Система содержит также и конденсатный насос 11. Выхлопные газы после КУ по магистрали 12 поступают на выхлопную шахту 13.

При остановке ГТУ 1, например при ее ремонте, происходит включение ГТУ 14 для привода компрессора 15. При этом выхлопные газы по магистрали 16 через шиберы 17 и 5 поступают через камеру сгорания 6 на КУ 7. При этом шиберы 4 и 18 закрыты.

При ремонте КУ шибер 5 закрыт, работают ГТУ 1 и ГТУ 14. Шиберы 4, 17 и 18 открыты.

Если вся система будет находиться в неотапливаемом помещении, то при аварийной ситуации предусмотрена магистраль 18 для откачки всей сетевой воды из КУ или, в иных случаях, ее горячую прокачку с автономным нагревом.

При использовании, например, пентана, замерзание рабочего тела исключено (температура плавления пентана минус 130°С). Не исключается использование и иных рабочих тел.

При использовании в качестве рабочего тела воды средняя температура перегретого пара ~450-550°С, давление пара перед паровой турбиной ~1,4-1,8 МПа, давление в конденсаторе ~0,01 МПа. При использовании иного рабочего тела, например пентана, параметры будут несколько отличаться, например давление конденсации будет близко к 0,12 МПа.

Кпд паротурбинного контура (отнесенное к полному теплосодержанию газа на входе в КУ) порядка ηКУ=0,4. Кпд интегральной системы (отнесенное к суммарным затратам топлива в ГТУ плюс затраты топлива в к.

сгорания -6 КУ) порядка ηис=0,43. Приведенные данные рассчитаны при кпд исходной ГТУ ηгту=0,27. При более высоком кпд ГТУ конечные результаты будут более существенны и могут достигнуть кпд=0,5-0,55.

Для оценки технико-экономических показателей примем среднюю стоимость магистрального газа 100 долларов за 1000 нм3 или 133 доллара за тонну газа.

Совет

В среднем, для привода одного компрессора в сутки расходуется 100 т газа (например, двигатель ПК 16-18 СТ), что в долларовом – суточном эквиваленте равно 13300 долларов/сутки.

С учетом догрева выхлопных газов перед входом в КУ до 550°С (максимальный нагрев на 200°С) необходимо затратить в сутки еще 34500 кг газа. Всего для привода двух газовых компрессоров траты газа составят 134500 кг/сутки вместо 200000 кг/сутки (на двух приводах типа ПК 16-18 СТ).

Или, что то же самое, экономия по газу составит (200000-134500)=65500 кг/сутки. В денежном эквиваленте этому соответствует сумма в 8711,5 долларов в сутки. Годовая экономия при работе двух компрессоров – 3,18 млн долларов или 95,4 млн рублей. Средняя окупаемость проекта 2 года.

С учетом того, что в настоящее время в эксплуатации находятся порядка 600 ГТУ типа НК 16-18 с кпд ниже 30% (300 находятся в эксплуатации, 300 в аварийном запасе). Модернизация может освободить порядка 200 двигателей с их последующей заменой на КУ.

В последнем случае годовая экономия составит 200*3,18 млн=600,36 млн долларов. Модернизацию можно произвести в течение 3-5 лет.

При стоимости магистрального газа в экспортном варианте 250 долларов за 1000 нм3 общая экономия может быть достигнута в размере ~1,5 миллиарда долларов.

Газоперекачивающая станция, включающая ряд блоков, каждый из которых содержит работающий и резервный газоперекачивающие агрегаты, содержащие газотурбинные установки, связанные каждая по валу со своим газовым компрессором, а по выхлопам горячего газа соединенные магистралью с котлом-утилизатором, включающим камеру дожигания и паровую турбину, отличающаяся тем, что в каждый блок введен третий газовый компрессор, при этом паровая турбина котла-утилизатора каждого блока соединена по валу с каждым третьим газовым компрессором.

Техническая библиотека

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

ГПА состоит из нагнетателя природного газа, привода нагнетателя, всасывающего и выхлопного устройств (в случае газотурбинного привода), систем автоматики, маслосистемы, топливовоздушных и масляных коммуникаций и вспомогательного оборудования.

ГПА различают: по типу нагнетателей – поршневые газомоторные компрессоры (газомотокомпрессоры) и ГПА с центробежными нагнетателями; по типу привода – ГПА с газовым двигателем внутреннего сгорания (газомоторные двигатели), с газотурбинным приводом, с электроприводом. ГПА с газотурбинным приводом, в свою очередь, подразделяются на агрегаты со стационарной газотурбинной установкой и с приводами от газотурбинных двигателей авиационного и судового типов.

Поршневой газомоторный компрессор – ГПА, состоит из двухтактного или четырёхтактного газомоторного двигателя (или электродвигателя) и непосредственно соединённого с ним горизонтального поршневого компрессора. Подразделяются на агрегаты низкого, среднего и высокого давлений.

Обратите внимание

Компрессоры низкого давления (0,3-2 МПа) используются главным образом на головных компрессорных станциях при транспортировке газа с истощённых месторождений и нефтяного газа с промыслов.

Применяют их также на компрессорных станциях для подачи низконапорных искусственных горючих газов. Компрессоры среднего давления (2-5 МПа) работают в основном на промежуточных компрессорных станциях для увеличения пропускной способности газопроводов.

Агрегаты высокого давления (9,8-12 МПа) устанавливают на компрессорных станциях для закачки газа в подземные хранилища.

Газомотокомпрессоры высокоэффективны в условиях переменных мощностей и степеней сжатия свыше 1,3.

Основные достоинства этих ГПА: надёжность в эксплуатации; длительный срок службы; способность работать в широком диапазоне давлений; возможность регулирования производительности за счёт изменения оборотов агрегатов и объёма т.н.

вредного пространства в компрессорных цилиндрах, а также возможность создания больших давлений в них. Кпд современных газомотокомпрессоров до 40%. В CCCP были наиболее распространены агрегаты мощностью 221-5510 кВт, за рубежом – 368 и 8100 кВт.

ГПА с центробежным нагнетателем широко применялись в CCCP и за рубежом на магистральных газопроводах в качестве основных агрегатов; их также используют для работы в качестве первой ступени сжатия на подземных хранилищах. Различают центробежные нагнетатели одноступенчатые (неполнонапорные) со степенью сжатия 1,23-1,25 и двухступенчатые (полнонапорные) -1,45-1,7.

Центробежные нагнетатели характеризуются значительно большей, чем у поршневых компрессоров, производительностью (12-40 млн. м3/сутки). В них отсутствуют внутренние трущиеся части, требующие смазки (за исключением подшипников), создаётся равномерный (без пульсации) поток газа.

Важно

Для их установки (в связи с малым весом и габаритами, а также уравновешенностью вращающихся частей) требуются меньшие помещения и сооружаются облегчённые фундаменты. При применении ГПА с центробежными нагнетателями вследствие их большой производительности упрощается технологическая схема компрессорных станций, уменьшается количество запорной арматуры и др.

Недостаток неполнонапорных центробежных нагнетателей – необходимость включения в работу двух последовательно соединённых агрегатов для достижения степени сжатия газа 1,45-1,5. Это приводит к увеличенному расходу топливного газа в газотурбинной установке. Кпд агрегатов с центробежными нагнетателями до 29%, с регенератором тепла до 35%.

Приводом ГПА служит газотурбинная установка или электродвигатель. В CCCP изготовливались ГПА с газотурбинным приводом мощностью 6, 10, 16 и 25 тысяч кВт.

Газотурбинные установки авиационного и судового типов отличаются (от стационарных) небольшими габаритами и массой, что позволяет осуществлять их окончательную сборку на заводах-изготовителях и поставлять на компрессорные станции в готовом виде. ГПА с приводом от установок авиационного типа выполняются в блочно-контейнерном варианте .

Поставляются на компрессорные станции со встроенными в них системами пожаротушения и взрывобезопасности. В качестве электропривода в ГПА используют асинхронные двигатели мощностью 4500 кВт и синхронные от 4000 до 12500 кВт.

Наибольшая эффективность применения ГПА с электроприводом достигается при расположении компрессорных станций не далее 300 км от линии электропередач.

Для ГПА всех типов созданы системы автоматики, обеспечивающие пуск и работу агрегата в автоматическом режиме, защиту при возникновении аварийных режимов, сигнализацию о неисправностях и действии защит, контроль объёмной производительности нагнетателя, автоматическое поддержание заданной температуры и давления масла при аварийной остановке агрегата и др.

Совет

Каждый тип компрессоров имеет индивидуальные особенности как конструктивного, так и функционального характера. Именно поэтому, когда вы выбираете компрессор для ГПА или дожимной компрессорной установки, важно в полной мере учитывать условия его работы и требования, предъявляемые к его техническим характеристикам.

Наибольшее значение имеют следующие параметры: объем перекачиваемого газа; давление и температура газа на входе/выходе; химический состав и влажность перекачиваемого газа; характеристики места инсталляции ГПА (максимальная и минимальная температура воздуха, высота над уровнем моря); тип используемого привода; предполагаемая годовая наработка в часах; класс исполнения (взрывозащищенный, сейсмостойкий и др.); допустимое содержание масла в газе на выходе; тип автоматики (электрическая или пневматическая).Определенные виды компрессоров лучше использовать в следующих условиях: Компрессор поршневой – высокие степени повышения давления и высокие абсолютные давления, переменные режимы, сравнительно небольшие потоки и мощности (до 6 МВт). Компрессор винтовой – высокие степени повышения давления при небольших абсолютных давлениях и небольших перепадах давления, переменные режимы, сравнительно небольшие потоки и мощности (до 2000 кВт). Компрессор центробежный – большие потоки и мощности, предпочтительно небольшие степени повышения давления и невысокие абсолютные давления, постоянные режимы.
ГПА различают по типу привода – ГПА c газовым двигателем внутреннего сгорания (газомоторные двигатели), c газотурбинным приводом, c электроприводом.

Газоперекачивающий агрегат

Справка:

Все современные типы ГПА оснащены системами автоматики, обеспечивающими пуск и работу агрегата в автоматическом режиме, имеют защиту при возникновении аварийных режимов, сигнализацию о неисправностях, автоматическое поддержание заданной температуры и давления масла при аварийной остановке агрегата и другие конструктивные особенности, обеспечивающие надежность эксплуатации.

Газоперекачивающие агрегаты (ГПА) — это сложные энергетические установки, предназначенные для  природного газа, поступающего на  по .

ДЛЯ ЧЕГО ОНИ НУЖНЫ?

Задача газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях — повышение давления голубого топлива до заданной величины. Для транспортировки газа по  применяют ГПА с газотурбинными авиационными и судовыми, а также электрическими двигателями. Наиболее распространённым приводом является газотурбинный.

Рабочий процесс газотурбинных агрегатов осуществляется в несколько этапов. Перекачиваемый газ по газопроводу через всасывающий трубопровод ГПА поступает в центробежный нагнетатель. Здесь происходит газа и его подача в нагнетательный коллектор компрессорной станции.

Приводом механизма сжатия газа как раз является газотурбинный двигатель, использующий в качестве топлива очищенный и приведенный к рабочему давлению перекачиваемый газ. Очищенный атмосферный воздух поступает на вход газотурбинного двигателя, снабженного традиционными техническими средствами подготовки и сжигания топливовоздушной смеси.

Продукты сгорания, имеющие высокую температуру и давление и, следовательно, обладающие большой энергией, формируют газовый поток, энергия которого, в конечном итоге, преобразуется в механическую работу. Именно она и используется для приведения в действие центробежного нагнетателя.

При движении газового потока через проточную часть газотурбинного двигателя уменьшается его энергия, и снижаются температура и давление. После этого отработанный газ через выхлопную систему выходит в атмосферу.

Конструкция агрегатов и уровень их автоматизации обеспечивают работоспособность ГПА без постоянного присутствия персонала. Агрегаты могут работать в климатических зонах с температурой окружающего воздуха от — 55 до + 45 градусов по Цельсию.

КАК ОНИ УСТРОЕНЫ?

Основные элементы газоперекачивающего оборудования — это нагнетатель природного газа (компрессор) и его привод, всасывающее и выхлопное устройства, маслосистема, топливовоздушные коммуникации, автоматика и вспомогательное оборудование.

Классификацию ГПА осложняет многообразие конструкций установок. Однако их можно сгруппировать по функциональному признаку, принципу действия и типу привода.

Функциональный признак определяет область применения агрегатов — на головных, линейных или дожимных . Принцип действия ГПА — объемный или динамический — важен при определении производительности .

По типу привода агрегаты подразделяются на установки с использованием авиационных, электрических и судовых двигателей.

КАК У НАС?

В ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» эксплуатируется 12  с 10 типами газоперекачивающих агрегатов. ГПА оснащены различными видами двигателей: газотурбинными авиационными и судовыми, а также электрическими.

Всего в работе на компрессорных станциях Общества 113 газотурбинных установок. Их общая установленная мощность более 1000 МВт. Большая часть ГПА оснащена авиационными двигателями. Мощность агрегатов варьируется от 4 до 18 МВт.

Самые мощные ГПА эксплуатируются на ДКС-1.

Служба по связям с общественностью и СМИ

ООО «Газпром трансгаз Ставрополь»

Газоперекачивающие станции стоят, трубы — пустые: обзор энергетики Украины

Андрей Стеценко, 14 марта 2018, 14:27 — REGNUM  

Согласно данным компании «Укртрансгаз» (оператор украинской газотранспортной системы), запасы природного газа в украинских подземных хранилищах газа (ПХГ) по состоянию на 10 марта составляли 9,027 млрд кубометров.

Таким образом, запасы природного газа в ПХГ с 2 марта сократились на 727 млн кубометров. С начала отопительного сезона Украина «сожгла» около 8,086 млрд кубов топлива, т. е. более 47,5% от накопленного.

До формального завершения отопительного сезона остаётся чуть более половины месяца.

Глава представительства МВФ на Украине Йоста Люнгман в интервью изданию «Новое время» изложил своё видение причин необходимости очередного повышения тарифа на газ для населения. В частности, считают в фонде, это должно помочь Украине бороться с коррупцией:

«Разные цены на газ, одновременно действующие на рынке, становятся причиной коррупции. Например, можно купить газ по более низкой цене для домохозяйств, а потом продать его по более высокой цене для промышленности, при этом прикарманив разницу».

Обратите внимание

Кроме того, Люнгман считает, что низкие цены выгодны в первую очередь богатым украинцам: они могут отапливать газом свои большие дома. Это, в свою очередь, приводит к тому, что государство вынуждено закупать большие объёмы газа.

А для уменьшения расходов правительству приходится заключать неэкономические соглашения (вроде Харьковских соглашений 2010 года, когда Украина получила скидку на газ в обмен на нахождение Черноморского флота РФ в Крыму до 2042 года).

7

Иллюстрация: Kremlin.ru

Интересно, что даже в Европе от такой аргументации приходят в шок.

«Абсолютное большинство украинцев живет на грани нищеты, люди не могут платить за «коммуналку» три четверти своих доходов.

Требуя увеличить пресловутые тарифы для населения в качестве главного условия выделения нового транша официальному Киеву, Международный валютный фонд фактически толкает жителей Украины на баррикады», — говорит в комментарии для «Голос.ua» экономический эксперт Янис Пападонис.

В минфине же уточняют, что даже если решение будет принято, тарифы не будут подняты сразу.

«Решение правительства, которое касается пересмотра тарифов, начнет действовать не ранее, чем через два месяца после его принятия. В таком случае тарифы будут перечислены для каждой компании на рынке независимым регулятором… Это требует времени», — пояснил журналистам Александр Данилюк.

Экс-министр энергетики Украины Эдуард Ставицкий в эфире NewsOne напомнил, что украинская ГТС на сегодняшний день по факту уже наполовину нерабочая:

«…Хочу расстроить, что из четырех веток уже две превращаются в металлолом, потому что они сухие на протяжении последних четырех лет».

Также он заявил, что проект восточно-европейского газового хаба, с которым сегодня носятся в правительстве и «Нафтогазе», разрабатывался ещё при Николае Азарове. Однако было важное отличие:

«…Правительство Азарова осуществляло диверсификацию для того, чтобы улучшить свою переговорную позицию с экономической точки зрения, прежде всего с «Газпромом». Во-вторых, в концепции Азарова было заложено строительство центрально-европейского хаба на основе хранилищ Украины.

Мы ставили цели и задачи договориться в итоге с крупными трейдинговыми корпорациями Запада и с «Газпромом».

Важно

Мы были практически на финише реализации данного проекта… При инвестициях в 20−30 млрд долларов мы можем быть полностью энергонезависимым государством и потреблять только газ, который добывается на Украине».

Что же получается? Во-первых, все проекты по энергонезависимости Украины, которыми так похваляется постмайданная власть, — это наработки ещё её предшественников. Во-вторых, реализовать их предполагалось в теснейшем партнёрстве с «Газпромом».

Вместо этого новая власть исключила российскую компанию из всех этих проектов. И именно поэтому половина украинской ГТС теперь простаивает, а Россия ведёт строительство газопроводов «Турецкий поток» и «Северный поток — 2».

8

Иллюстрация: Gazprom.ru

О последствиях этих решений для Украины говорит бывший народный депутат Владимир Олейник:

«…Довели до того, что реально транзит газа упадет до 25−45 миллиардов кубов, а это ниже рентабельности. То есть — мы получим металлолом. Многие газоперекачивающие станции остановлены, часть труб пустые».

По официальным данным, Украина в январе — феврале 2018 года сократила импорт газа в 2,5 раза — до 1,45 млрд кубометров.

«Нафтогаз» после завершения судебных процессов в Стокгольмском арбитраже не собирается останавливаться и намерен подавать новые иски.

Первый будет связан с энергокризисом начала марта — в компании почему-то уверены, что «Газпром» обязан компенсировать им затраты на покупку газа у европейских поставщиков, которые они понесли из-за необходимости поддержать газовый баланс по причине возникших холодов (напомним, Украина из-за сильных морозов в начале марта потребляла газа больше, чем получала из ПХГ и от собственной добычи).

Второй иск будет связан со ставкой транзита. Фактически «Нафтогаз» не согласен с решением, вынесенным судом Стокгольма в феврале, и намерен подать иск повторно.

«Стоимость транзита по территории Украины занижена приблизительно в два раза с 2009 года по сегодня. Мы сейчас будем пытаться это доказывать в рамках, скорее всего, нового арбитражного процесса. Приблизительно за все это время мы недополучили около $20 млрд», — заявил коммерческий директор «Нафтогаза» Юрий Витренко в эфире телеканала ICTV.

9

Decumanus

Импорт угля на Украину в январе — феврале 2018 года вырос до 4,015 млн тонн (+1,55 млн тонн в сравнении с аналогичным периодом 2017 года). Всего за два месяца было ввезено угля более чем на 516 млн долл. (+44,5% к аппг).

Совет

При этом 304 млн долл. было уплачено за российский уголь, 149 млн — за уголь из США, 48 млн долл — из Канады. Это цена, которую Украина платит за сокращение потребления антрацита и отказ от покупки угля в Донбассе.

В предыдущем обзоре мы упоминали о забастовке шахтёров предприятия «Селидовуголь», которые добиваются выплаты заработной платы, — с шахтёрами ещё не полностью расплатились даже за прошлый год. Однако, как оказалось, это не единственная причина их недовольства.

На сайте президента Украины Петра Порошенко зарегистрирована петиция.

Её автор утверждает, что часть угольных горизонтов государственного предприятия ещё в 2012 году была отчуждена в пользу частных компаний, связанных якобы с семьёй экс-президента Украины Виктора Януковича.

И хотя власть с тех пор уже сменилась, горизонты до сих пор контролируются этими компаниями. Между тем «Селидовуголь» вскоре выработает свои горизонты, после чего предприятие будет вынуждено простаивать, а шахтёры сразу трех городов (Селидово, Новогродовка, Украинск) лишатся работы.

Экономить уголь на Украине собираются с помощью воды, а вернее, строительства ГАЭС на Днестре. Проект планируется завершить в 2026 году.

К этому моменту, как предполагается, на ней будет установлено семь гидроагрегатов суммарной мощностью 2100 МВт. Работа станции позволит экономить 1,1 млн тонн угля ежегодно.

Напомним, согласно энергетической стратегии Украины, доля гидроэнергетики в структуре производства электроэнергии к 2035 году должна вырасти с 6 до 13%.

10

Apphim

Издание «Страна.ua» сумело пообщаться с неназываемым криминальным авторитетом, который объяснил, почему традиционный криминалитет практически никак не зарабатывает на конфликте Украины с республиками Донбасса.

«В начале войны ворам [в законе — Ред.] стало ясно, что настоящие деньги крутятся в Донбассе, в АТО — в «темах контрабаса» через фронт, распила предприятий на металл, вывоза угля и оружия. Украинские «старшие» [имеются в виду украинские воры в законе. — Ред.

] несколько раз встречались с российскими «старшими». И в 2014 году было решено войти в эти «темы», поставить смотрящих в АТО… Было решено организовать общий бизнес и поставить под контроль «левых» людей, которые уже работали в этих «темах». Но сразу же начались «непонятки».

«Старшие» столкнулись с тем, что всеми этими темами рулят менты, эсбэушники и очень крупные политики.

Ещё большей проблемой было то, что смотрящие от воров в Донбассе столкнулись с полностью отмороженными беспредельщиками из различных военизированных группировок… Эсбэушники… разъяснили, чтобы воры забыли о «темах» в АТО», — рассказывает источник.

Согласно данным украинского минэнерго, по состоянию на 12 марта запасы угля составляют 1,725 млн тонн (+72 тыс. тонн с 5 марта). 750 тыс. тонн из них — антрацит, 975 тыс. тонн — уголь марки «Г». 1,476 млн тонн находятся на площадках и складах ТЭС, остальное — на ТЭЦ.

Обратите внимание

Несмотря на все потуги лоббистов разрыва экономических отношений с Россией, покупку угля у неё планируется только увеличивать.

Компрессорная станция

-неотъемлемая и составная часть магистрального газопровода, обеспечивающая транспорт газа с помощью энергетического оборудования, установленного на КС.

Cлужит управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в магистральный газопровод.

Параметрами работы КС определяются режимы работы газопровода при колебаниях потребления природного газа, максимально используя при этом аккумулирующую способность газопровода.

 Технологическая схема компрессорной станции

  Характерной особенностью компрессорной станции, укомплектованных агрегатами ГПА-Ц-16, является поставка основного и вспомогательного оборудования в блочно-контейнерном исполнении с последующей установкой контейнеров на открытом воздухе на специально подготовленном фундаменте.

В комплекс компрессорной станции входят следующие блоки и системы:

На рисунке приведена принципиальная схема линейной компрессор­ной станции, оснащенной газоперекачивающими агрегатами ГПА-Ц-16.

Газ из магистрального газопровода диаметром 1400мм через охранный кран № 19 поступает на узел подключения КС к магистральному газопроводу.

Кран № 19 предназначен для автоматического отключения КС от МГ в случае возникновения каких-либо аварийных ситуаций на узле подключения, в технологической обвязке КС или обвязки ГПА.

После крана № 19 газ поступает к входному крану № 7, также расположенному на узле подключения. Кран № 7 предназначен для автоматического отключения компрессорной станции от магистрального газопровода. Входной кран № 7 имеет обводной кран № 7р, который предназначен для заполнения всей системы технологической обвязки компрессорной станции.

Только после выравнивания давления в магистральном газопроводе и технологических коммуникаций станции, производится открытие крана № 7. Это делается во избежании газодинамического удара. После крана № 7 по ходу установлен свечной кран № 17.

Он служит для стравливания газа в атмосферу из технологических коммуникаций станции при производстве профилактических работ, аварийных ситуаций.

Важно

После крана № 7, газ поступает к установке очистки , где размещены пылеуловители. В них он очищается от влаги и механических примесей.

Пылеуловитель представляет собой сосуд цилиндрической формы, рассчитанный на рабочее давление в газопроводе, со встроенными в него циклонами.

Эффективность очистки составляет не менее 100% для частиц размером 40 мкм и более, и 95% для частиц капельной жидкости.

После очистки, газ по входному коллектору поступает во входной коллектор компрессорного цеха и распределяется по газопроводам ГПА через кран № 1во вход центробежных нагнетателей, где происходит его компримирование с 55 до 75 кгс/см

После сжатия в ГПА, газ проходит обратный клапан, выходной кран № 2 и по трубопроводу поступает на аппарат воздушного охлаждения газа (АВО).

В АВО газ охлаждается до определенной температуры, так как излишне высокая температура на выходе из станции, с одной стороны может привести к разрушению изоляционного покрытия трубопровода, а с другой – к снижению подачи  технологического газа и увеличению энергозатрат на его компремирование (из-за увеличения объемного расхода).

Снижение температуры в этих аппаратах можно получить примерно на значение порядка 15-25 С. После установки охлаждения, газ через выходной шлейф и выходной кран № 8, поступает в магистральный газопровод. При открытом кране № 6 режим работы ГПА называется «станционное кольцо»

Назначение крана № 8 аналогично крану № 7. При этом стравливания газа в атмосферу происходит через свечной кран № 18, который установлен по ходу газа перед краном № 8.

Совет

Перед краном № 8 установлены 2 обратных клапана, предназначенных для предотвращения обратного перетока из газопровода. Поток газа если он возникает при открытии № 8 может привести раскрутке центробежного нагнетателя и ротора силовой турбины, что в конечном счете может привести к серьезной аварии.

На узле подключения компрессорной станции между входным и выходным кранами установлена перемычка с установленным на ней краном № 20. Назначение этой перемычки – производить транзитную перекачку минуя  КС в период ее отключения.

На узле подключения установлены камеры приема и запуска очистного устройства, которое проходит по газопроводу и очищает его от механических примесей, влаги, конденсата. Очистное устройство представляет собой поршень со щетками и скребками, который движется в потоке газа счет разницы давлений до и после поршня.

На магистральном газопроводе, после КС, установлен охранный кран  № 21, назначение которого такое же , как и охранного крана № 19.

Рассмотренная схема технологической обвязки КС  позволяет осуществлять только параллельную работу нескольких работающих ГПА. При таких схемах применяются агрегаты с полнонапорными нагнетателями со степенью сжатия 1,45-1,5.

Для очистки осушки и поддержания требуемого давления и расхода перед подачей его в камеру сгорания газоперекачивающих агрегатов  и на пусковое устройство (воздушный стартер) служит блок подготовки топливного и пускового газа (БПТПГ)

Топливный, пусковой и импульсный газ

Отбор топливного и пус­кового газа в системы производится из четырех точек: до и после крана № 20, со всасывающего коллектора после блока пылеуловителей и с нагнетательного коллектора до АВО. При нор­мальной работе КС используется, как правило, отбор со всасывающего коллектора, остальные отборы – резервные.

Подготовка топливного и пускового газа.

Газ, пройдя сепараторы высокого давления (С-1), где происходит отделение влаги и твердых частиц, поступает к подогревателям газа (ПГ-1) и далее в блок подготовки топливного и пускового (БТПГ) газа, где происходит дополнительная очистка в фильтрах и редуцирование до необходимого давления: топливный до 2,5 ± 0,2МПа, пус­ковой до 0,3 – 0,45 МПа.

Обратите внимание

После БТПГ топливный газ поступает в сепараторы низкого давления (С-2), где происходит окончательная очистка, и далее в коллек­тор топливного газа, из которого отбирается на агре­гаты при открытии крана № 12. Пусковой газ после БТПГ поступает в коллектор пускового газа, из которого отбирается на агрегаты при открытии крана № 11.

Импульсный газ служит для управления кранами, находящимися на КС, отбирается из коммуникации топ­ливного газа после сепараторов высокого давления (С-1) и поступает в блок адсорберов, где производится его осушка. После адсорберов газ направляется в коллектор импульсного газа.

Маслохозяйство компрессорной станции

Маслохозяйство КС с агрегатами ГПА-Ц-16 служит для обеспечения маслом двигателя НК-16СТ и нагнетателя состоит из индивидуальных агрегатных систем смазки и уплотнения, комплектуемых заводом – изготовителем, и станционной системы приготовления, подачи, очистки, учета и хранения масла (склад масел с насос­ной) . Система маслопроводов КС обеспечивает подачу чистого масла в маслобаки нагнетателя и двигателя каждого агрегата, прием и подачу загрязненного масла в специальную емкость из маслобаков ГПА с последующей его очисткой в маслоочистительной машине, перекачку масла из емкости в емкость.

Рекомендуемые марки масел для системы смазки ГПА: Т-22 ГОСТ 9972-74 или МК-8П ГОСТ 6457-66, или МС-6П ГОСТ 38.01163-78 или ВНИИНП 50-1-4Ф ГОСТ 13076-67. Смесь масел не допускается.

Электроснабжение компрессорных станций

Для КС с агрегатами ГПА-Ц-16 используется переменный ток напряжением 380В(50 Гц), 220В(50 Гц), постоянный ток напряжением 220 и 27В.

Переменный ток напряжением 380В используется для питания электродвигателей пусковых насосов смазки и уплотнения нагнетате­ля, электродвигателей вентиляторов маслоохладителей двигателя и нагнетателя, вентиляторов ВОУ, отсеков двигателя, нагнетателя и блока маслоагрегатов, питания электронагревателей и электроприво­дов ряда других механизмов ГПА.

Переменный ток напряжением 220В используется для блоков пи­тания устройств системы автоматического управления ГПА (системы А 705-15-09) и освещения.

Постоянный ток 220В используется для питания системы управле­ния общестанционными кранами и кранами обвязки ГПА (в зависимости от типа узла управления кранами обвязки ГПА может использоваться и постоянное напряжение 27В). Постоянный ток 27В используется для питания механизмов и цепей управления, контроля и защиты двигате­ля НК-16 СТ.

Электроснабжение компрессорной станции переменным током напряжением 380 и 220В осуществляется от линий электропередачи энергосистем и их районных подстанций. Источником постоянного тока на КС с ГПА-Ц-16 являются аккумуляторные батареи и выпрямительные установки.