Лекция №3

1.3 Нагнетатели, применяемые на КС магистральных газопроводо в

В зависимости от пропускной способности магистрального газопровода,

вида и мощности ГПА в одном компрессорном цехе может устанавливаться от

3 до 14 ГПА с нагнетателями необходимого типа.

На КС устанавливают:

- поршневой компрессор с приводом от газового двигателя внутреннего

сгорания (газомотокомпрессор);

- поршневой компрессор с электроприводом;

- центробежный нагнетатель с газотурбинным приводом;

- центробежный нагнетатель с электроприводом.

Центробежный нагнетатель представляет собой центробежный компрес-

сор одно- или двухступенчатого сжатия, высокой производительностью (до

50 млн м3/сут.) и со степенью повышения давления 1,22... 1,25 для одноступен-

чатого и 1,45... 1,5 - для двухступенчатого.

Центробежный нагнетатели обладают большей подачей, в связи с чем

ими оснащаются КС современных магистральных газопроводов.

КС должны быть приспособлены к переменному режиму работы газопрово-

да. Это должно выражаться в возможности заметного изменения количества пере-

качиваемого газа путем включения в работу и выключения отдельных ГПА.

Совместные характеристики центробежных нагнетателей и участка газо-

провода удобнее рассматривать при постоянном давлении нагнетателя в коор-

динатах давления всасывания Р - подача Q. Совместная работа нагнетателей и

газопровода возможна в точках пересечения их характеристик. Более высокая

подача соответствует повешением значения екс, т. е. понижением значения Р.

На рисунке 2 представлены примерные характеристики последовательно

соединенных нагнетателей и участка газопровода. Для изменения режимов ра-

боты необходимо плавное смещение характеристик за счёт:

- изменения частоты вращения одного или обоих последовательно вклю-

чённых агрегатов или отключения одного из агрегатов;

- дросселирования на всасе КС. Этот способ хотя и прост, но не экономи-

чен, перерасход топлива увеличивается до 25%;

- перепуска части газа с нагнетания на всасывание еще менее экономичен

чем дросселирование (используется кратковременно для вывода нагнетателя из

помпажа, если такое явление произошло).

Рис. 2. Примерные характеристики нагнетателей и участка газопровода

Р - давление, МПа; Q - расход, млн м3/сут; Н - точка номинального режима,

р - рабочая точка при отключении одного из нагнетателей; 1 - примерная

характеристика нагнетателя; 2 - примерная характеристика двух последовательно

соединенных нагнетателей; 3 - характеристика участка газопровода

Для газотурбинных ГПА обязательное требование - обеспечение работы

нагнетателей при изменении частоты вращения в интервале 75-105% номинала.

Последовательное соединение агрегатов - наиболее эффективное средст-

во сокращения необходимого диапазона главного регулирования нагнетателей

по частоте вращения, которое позволяет при выключении одного из агрегатов

сократить согласование размеров проточной части оставшихся в работе нагне-

тателей с пропускной способностью газопровода без каких-либо дополнитель-

ных мер.

При параллельном соединении полнонапорных нагнетателей предполо-

жительно иметь 3 рабочих агрегата и один резервный на одну нитку. Из уровня

надежности число резервных ГПА увеличить до 2-х, один из которых может

быть в ремонте.

Крановая обвязка ГПА обеспечивает возможность его включения под на-

грузку в магистральный газопровод, работу на холостом ходу, при пусках и ос-

тановах, а также отключение ГПА. В зависимости от типа нагнетателя

(полнонапорного или неполнонапорного) крановые обвязки отличаются друг от

друга и не зависят от типа привода. Крановая обвязка полнонапорного нагнета-

теля должна обеспечить возможность его параллельного включения на КС

(рис 3, а), а крановая обвязка неполнонапорного нагнетателя - возможность по-

следовательного включения (рис. 3 б, в).

Рис. 3. Схема подключения ГПА на КС с нагнетателями разных типов

а - полнонапорный нагнетатель с параллельным включением;

б, в - неполнонапорный нагнетателя с возможностью последовательного включения;

1 - входной трубопровод, 2 - нагнетатель; 3, 4, 5, 6 - параллельные трубопроводы;

7,9 - выходной трубопровод.

Газ из входного трубопровода 1 разветвляется на несколько параллель-

ных трубопроводов 3,4,5,6, в которых установлены нагнетатели 2 и далее по-

ступает в выходной патрубок 7. Схема позволяет резервировать работу ГПА в

любых вариантах.

Нагнетатели 2 первой ступени работают на общий коллектор 3, из кото-

рого газ подается нагнетателями второй ступени 4 в выходной трубопровод 5.

При параллельно-последовательном включении газ из входного трубо-

провода 1 с давлением Рвх поступает в 4 (или более) параллельно расположен-

ных трубопроводов 5, 6, 7, 8, в которых последовательно установлены

нагнетатели 2 и 3 с газотурбинным и электрическим приводом 4.

Компримированный газ из трубопроводов 5, 6, 7, 8 с давлением Рвых пода-

ется на выход КС по трубопроводу 9.

Данная схема За включения нагнетателей допускает замену работающих

агрегатов резервными, а также возможность переключения нагнетателей из од-

ной группы в другую.

Вопросы для самоконтроля

Студент должен знать какие применяются нагнетатели на КС, их пре-

имущества и недостатки, способы соединения полнонапорных и неполнона-

порных нагнетателей; уметь вывести нагнетатель из помпажа, строить

совмещённую характеристику нагнетатель - трубопровод при различных ре-

жимах работы, производить расчёт режима работы КС.

Вопросы для самоконтроля:

1. Какие виды нагнетателей применяются на КС?

2. Какое преимущество центробежных нагнетателей по сравнению с

поршневыми?

3. Совместные характеристики центробежных нагнетателей и участка

газопровода.

4. Последовательное соединение ГПА.

5. Параллельное соединение ГПА.

6. Последовательно-параллельное соединение ГПА.