Размещение компрессорных станций на трассе газопровода

Компрессорные станции на трассе газопровода размещают как с технологических, так и с экономических соображений. В частности, необходимо стремиться к тому, чтобы размещение КС отвечало требованиям удобства их строительства и эксплуатации. Число КС и их размещение по трассе должны обеспечивать транспорт газа в заданном объеме, возможность реализации максимальной пропускной способности и работу оборудования и всего газопровода с максимальной эффективностью. Как было показано ранее (уравнение 2а), при прочих равных условиях пропускная способность газопровода тем больше, чем ближе к его началу расположены КС. Физически увеличение пропускной способности МГ при смещении КС к началу трассы объясняется двумя причинами. Во-первых, при перемещении КС к началу трубопровода повышается давление газа на входе в станцию (рисунок 4, а), что приводит к снижению объемной производительности на входе в компрессоры и, как следствие, к повышению степени сжатия КС.

Рисунок 4. График изменения режима работы газопровода при смещении КС (а) и промежуточной КС (и) к началу газопровода: 1 и 2 линии снижения давления газопровода после и до смещения.

Во-вторых, повышение давления газа в участке приводит к уменьшению его объема, следовательно, к снижению скорости течения газа и потерь давления на преодоление сил трения. Максимально возможная пропускная способность газопровода при заданном числе КС, с учетом ограничения давления ЦН будет достигнута при таком расположении КС по трассе, когда на всех станциях давление нагнетания будет равно максимально допустимому Р_max. Так, при однотипных КС и отсутствии сбросов и подкачек по трассе газопровода оптимальное расположение КС, обеспечивающее максимально возможную пропускную способность газопровода, может быть найдено из следующей системы уравнений характеристик участков трубопровода и КС:

; ; . (19)

Отсюда находим максимально возможную пропускную способность газопровода Q_max при n промежуточных КС: ,

а затем расстояние между КС:

,

и давление на входе в ЦН: .

Давление нагнетания головной КС так же принято равным Р_max. Следует подчеркнуть, что давление ЦН головной КС необходимо во всех случаях (в том числе и при падении пластового давления на промысле) поддерживать на уровне Р_max за счет ввода дополнительных мощностей, так как это позволяет максимально использовать пропускную способность газопровода в целом и уменьшить затраты энергии на перекачку газа.

При строительстве крупных газопроводов в несколько очередей возникает задача определения очередности ввода в эксплуатацию КС. Минимально возможное число КС, которые должны быть введены в первую очередь, для обеспечения необходимой пропускной способности газопровода, определяется из системы уравнений (19). При этом необходимо лишь учитывать, что на КС к этому времени могут быть в эксплуатации не все ГПА, что отразится на коэффициентах α и b в уравнении характеристик КС.

В некоторых случаях размещение КС на трассе газопровода может быть проводиться из условия минимальных энергозатрат на перекачку заданного количества газа. Это, в частности, возможно в том случае, когда на расстоянии КС в соответствии с системой уравнений (19) пропускная способность газопровода окажется больше необходимой.

Так, при одной промежуточной КС и постоянным давление газопровода Р_H1 (рисунок 4,б) мощность этой КС при неизменной (заданной) пропускной способности газопровода будет существенно зависеть от ее положения на трассе газопровода. Чем ближе она расположена к началу газопровода, тем меньше будет степень сжатия ЦН и тем меньше будет потребляемая мощность ГПА. Следовательно на уменьшение энергозатрат на перекачку газа надо КС располагать как можно ближе к началу газопровода, т.е. размещать их на трассе таким образом, чтобы давления нагнетания было равно Р_max.

С энергетической точки зрения при поэтапном вводе в эксплуатацию протяженного газопровода с большим числом КС предпочтителен одновременный пуск возможно большого числа КС, что позволит при заданной пропускной способности на первых этапах развития газопровода уменьшить расход энергии на перекачку газа (за счет снижения степеней сжатия отдельных КС) по сравнению с вариантом, где та же самая пропускная способность обеспечивается строительством меньшего числа КС (с большей степенью сжатия). Так если при полном развитии газопровода все его КС будут работать по параллельно-последовательной схеме, то уже на первом этапе строительства, когда пропускная способность меньше проектной, может оказаться целесообразным ввод в эксплуатацию большей части КС (или всех КС) на режим параллельной работы ЦН, в этом случае энергозатраты на транспорт газа снижаются. Однако в этом случае увеличивается объем строительно-монтажных работ, поскольку их необходимо вести на большом числе площадок, что имеет свои минусы. В каждом конкретном случае необходим детальный и технико-экономический расчет для выбора оптимального варианта наращивания мощности газопровода в целом.

Характерной особенностью работы магистрального газопроводов является наличие сезонной и суточной неравномерности газопотребления. В некоторых случаях может оказаться экономически целесообразным при определении числа КС и их расстановке учитывать необходимость покрытия часовой неравномерности потребления газа. Прежде всего, это касается длины последнего участка. Аккумулирующая способность последнего участка газопровода определяется:

,

и как видно из уравнения она зависит от его геометрических размеров (диаметра и длины) и рабочего давления, а, следовательно, от расположения последней КС. При прочих равных условиях длина участка зависит от перепада давления в нем и поэтому будет различна для участков между КС и для конечного участка. Для определения длин участков воспользуемся уравнением пропускной способности:

; , ;

где индекс К относится к конечному участку газопровода.

Расстояние между КС при P_вых = Р_mах зависит от давления в конце участка, т. е. в конечном счете, от степени сжатия установленных на станции компрессоров. Степень сжатия КС и компрессоров следует определять из условия полного использования располагаемой мощности ГПА.

Определим во сколько раз длина последнего участка больше длины промежуточных участков:

. (20)

Так как в дальнейшем длины участков будут уточняться, то вторым сомножителем в (20) можно пренебречь.

Зная длину всего МГ L и длины участков можно определить теоретическое число КС n₀:

. (21)

Теоретическое число КС, как правило, получится в виде неправильной дроби и появляется проблема округления этой величины.

Округление в меньшую сторону приведет к снижению пропускной способности МГ и при недопустимости этого по условиям заказчика потребуется сооружение лупингов на всех участках газопровода, что при эксплуатации создаст дополнительные трудности.

При округлении n₀ числа КС в большую сторону пропускная способность МГ возрастет, что хорошо с точки зрения, покрытия сезонной неравномерности потребления газа.

Чаще всего число КС округляется в большую сторону. После округления числа станций необходимо уточнить длины участков. Для этого воспользуемся уравнением (21):

; (22), . (23)

Расстановка КС в соответствии с (22) и (23) справедлива в случае использования ГПА с электроприводом, когда производительность МГ от участка к участку не меняется. Если на КС установлены ГПА с приводом от газовой турбины или двигателя внутреннего сгорания, то часть транспортируемого газа будет потребляться на собственные нужды и производительность МГ будет от участка к участку снижаться. Для такого газопровода производительность каждого участка можно записать следующим образом:

Q_i=Q — Q_ТГ^. i,

где: Q_i - производительность i-го участка; Q - производительность поступления газа на головную КС; Q_ТГ - объем потребляемого КС топливного газа; i - номер КС по ходу газа.

Используя уравнение пропускной способности участка, запишем соотношение длин участков с различной производительностью:

. (24)

Тогда для принятого числа КС можно записать длину газопровода как сумму длин участков его составляющих

, (25)

где l - средняя длина участка между КС.

При принятом числе КС из (25) определяется средняя длина участка между КС. Затем используя (24) рассчитывается длина всех промежуточных участков. Определяется длина конечного участка. Правильность принятого числа КС проверяется по пропускной способности участков.

Расстановка КС с учетом топливного газа позволяет повысить эффективность работы МГ при принятом числе станций, а в некоторых случаях и уменьшить число КС.

В процессе эксплуатации МГ решаются следующие основные задачи:

- обеспечение безопасной работы оборудования и газопровода в целом (Р < Р_д, Q_MAX < Q < Q_MIN, N < N_p);

- реализация заданной (плановой) или технически возможной производительности;

- выбор технологической схемы и режима работы обеспечивающих оптимальную работу МГ

Список литературы

1. Алиев Р.А., Белоусов В.Д.,Немудров А.Г., Юфин В.А., Яковлев В.И. Трубопроводный транспорт нефти и газа. Учебное пособие 2-е изд. - М.: Недра, 1988. - 368 с.

2. Земенков Ю.Д. Эксплуатация магистральных газопроводов: Учебное пособие.– ТюмГНГУ, 2002. – 525 с.

3. Коршак А. А., Нечваль А. М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: Учебник для вузов - СПб.:Недра, 2008. — 488 с.

4. Козаченко Н.А., Никишин В.И., Поршаков БП. Энергетика трубопроводного транспорта газов. Учебное пособие. - М.: ГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2001. - 400 с.

5. Надежность систем энергетики и их оборудования: Справочник: Т.З, Надежность систем газо- и нефтеснабжения. / Под ред. М.Г. Сухарева Кн. 1 и кн. 2 М., Недра, 1994

6. Перевощиков С.И., «Проектирование и эксплуатация компрессорных станций». Методические указания, Тюмень, 2004 г.

7. Перевощиков С.И. «Проектирование и эксплуатация компрессорных станций. Тюмень», ТюмГНГУ, 2004г.

8. Ревзин Б.С., Ларионов И.Д. Газотурбинные установки с нагнетателями для транспортировки газа. Справочное пособие. - М.: Недра, 1997. - 303 с.

9. Деточенко А.В., Волков М.М., Михеев А.Л., «Спутник газовика», Москва, «Недра», 1978 г.

10. СНиП 2.05.06–85. «Магистральные трубопроводы». Нормы проектирования.

11. СНиП 2.02.01-83* «Основания зданий и сооружений».

12. Суринович В.К., Борщенко Л.И., «Машинист технологических компрессоров», Москва, «Недра», 1986 г.

13. СТО Газпром 2-2.1-249-2008 «Магистральные газопроводы».

14. СТО ГАЗПРОМ 2-3.5-051-2006 «Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов».

15. СТО ГАЗПРОМ 2-3.5-454-2010 «Правила эксплуатации магистральных газопроводов».

16. ВСН 39-1.9-003-98 «Конструкции и способы балластировки и закрепления подземных газопроводов»