Газокомпрессорная станция
станция повышения давления природного газа при его добыче, транспортировании и хранении. По назначению Г. с. подразделяются на головные (дожимные) магистральных газопроводов, линейные Г. с. магистральных газопроводов, Г. с. подземных газохранилищ и Г. с. для обратной закачки газа в пласт. Основные технологические параметры Г. с.: производительность, мощность, степень сжатия газа и максимальное рабочее давление.
Головные Г. с. магистральных газопроводов повышают давление газа, поступающего с промысла, начиная с момента, когда пластовое давление падает ниже уровня, обеспечивающего на входе в газопровод расчётное рабочее давление. Мощность и степень сжатия головной Г. с. наращиваются постепенно, по мере падения пластового давления, в течение всего периода постоянного отбора газа из месторождения. В период падающей добычи отбор газа из месторождения осуществляется в количестве, определяемом мощностью головной Г. с. Мощность головной Г. с. может достигать 100 Мвт (100 тыс. квт) и более. Степень сжатия станции (отношение выходного давления к входному) возрастает от 1,2—1,5 до 5—10 к концу эксплуатации.
Линейные Г. с. магистральных газопроводов компенсируют снижение давления в трубопроводе, поддерживая его на расчётном уровне. Степень сжатия и мощность линейных Г. с. зависят от производительности и технико-экономических показателей компрессорных установок и общестанционного оборудования. Расстояние между линейными Г. с. (75—150 км) и рабочее давление зависят от параметров трубопровода и определяются технико-экономическим расчётом магистрального газопровода в целом. Диапазон рабочих параметров линейных Г. с.: степень сжатия 1,25—1,7; рабочее давление 5,5—8 Мн/м 2 (55—80 кгс/см 2 ), мощность 3—75 Мвт; суточная производительность 5—100 млн. м 3 . Открытие крупных месторождений природного газа и высокая эффективность магистральных газопроводов большой производительности обусловливают тенденцию к дальнейшему увеличению мощности линейных Г. с. до 150—200 Мвт с суточной производительностью 300 млн. м 3 .
Г. с. для подземного газохранилища обеспечивает закачку транспортируемого газа в период избыточной производительности газопровода. В период отбора газа из подземного хранилища может быть предусмотрена работа Г. с. для обеспечения подачи газа потребителю. Рабочий диапазон давления, в пределах которого работает Г. с. подземного хранилища, составляет во время закачки газа 1,5—15 Мн/м 2 (15—150 кгс/см 2 ). Нижний уровень зависит от давления газа, поступающего из газопровода, верхний — от предельного давления
Г. с. для обратной закачки газа в пласт входит в комплекс переработки природного газа при эксплуатации газоконденсатных месторождений, когда необходимо в ходе добычных работ поддерживать пластовое давление газа для предупреждения выпадения конденсата (связано с явлением обратной конденсации). Мощность и давление на приёме Г. с. для обратной закачки газа в пласт определяются технико-экономическим расчётом режима разработки месторождения. Давление на приёме обычно 14—15 Мн/м 2 , выходное давление достигает 40—50 Мн/м 2 (400—500 кгс/см 2 ).
Основное технологическое оборудование Г. с. — компрессорные установки: центробежные нагнетатели с приводом от газовой турбины или электродвигателя и газомотокомпрессоры. Мощность компрессорных установок достигает 15 Мвт. Для линейных Г. с. большой мощности проектируется использование центробежного нагнетателя с приводом от газотурбинной установки мощностью 25 Мвт и более. В технологический комплекс Г. с. входят компрессорный цех, установки для очистки, осушки и охлаждения газа, электростанция собственных нужд (понизительная подстанция для Г. с. с электроприводом), узел связи и средства ремонтно-эксплуатационного обеспечения. Г. с. имеет диспетчерский пункт управления. Управление агрегатами компрессорного цеха осуществляется в зависимости от степени автоматизации с местных щитов или центрального пульта управления. Полностью автоматизированная Г. с. управляется дистанционно из центрального диспетчерского пункта.
Лит.: Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа, пер. с англ., [М], 1965; Транспорт природного газа, [Сб. ст.], М., 1967; Бармин С. Ф., Васильев П. Д., Магазаник Я. М., Компрессорные станции с газотурбинным приводом, Л., 1968.
Большая советская энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия . 1969—1978 .
Источник
ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИЙ АГРЕГАТ
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 компримирования природного газа, поступающего на компрессорную станцию по магистральному газопроводу .
ДЛЯ ЧЕГО ОНИ НУЖНЫ?
Задача газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях — повышение давления голубого топлива до заданной величины. Для транспортировки газа по магистральным газопроводам 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 компримирование 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.
Устройство газоперекачивающего агрегата с авиаприводом
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 компрессорных станциях . Принцип действия ГПА — объемный или динамический — важен при определении производительности КС . По типу привода агрегаты подразделяются на установки с использованием авиационных, электрических и судовых двигателей.
КАК У НАС?
В ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» эксплуатируется 12 компрессорных станций 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.
Компрессорная станция «Сальская»
Источник