ачам газу. ДКС будуються також і на газовому родовищі при падінні пластового тиску нижче тиску в магістральному трубопроводі. Відмінною особливістю ДКС від лінійних КС є високий ступінь стиснення 24, поліпшена підготовка технологічного газу (осушувачі, сепаратори, пиловловлювачі), що надходить з підземного сховища, з метою його очищення від механічних домішок і вологи, виноситься з газом. p> Близько споживачів газу будуються також газорозподільні станції (ГРС), де газ редукується до необхідного тиску (Р = 1,2; 0,6; 0,3 МПа) перед подачею його в мережі газового господарства. На рис. 3 показана принципову схему компонування основного устаткування компресорної станції, складається з 3х ГПА. br/>В
Рис. 3 - Принципова схема компонування основного устаткування компресорної станції
Відповідно до рис. 3, до складу основного обладнання входять: 1 вузол підключення КС до магістрального газопроводу; 2 камери запуску і прийому очисного пристрою магістрального газопроводу; 3 - установка очищення технологічного газу, що складається з пиловловлювачів і фільтр сепараторів; 4 - установка охолоджування технологічного газу, 5 - газоперекачувальні агрегати; 6 - Технологічні трубопроводи обв'язки компресорної станції; 7 - запірна арматура технологічних трубопроводів обв'язки агрегатів, 8 - установка підготовки пускового і паливного газу, 9 - установка підготовки імпульсного газу; 10 - різне допоміжне обладнання; 11 - енергетичне обладнання; 12 - головний щит управління і система телемеханіки, 13 - обладнання електрохімічного захисту трубопроводів обв'язки КС.
Обладнання та обв'язка компресорних станцій (див. рис 3) пристосовані до змінного режимом роботи газопроводу. кількість газу, перекачується через КС, регулюється включенням і відключенням працюючих газоперекачувальних агрегатів, зміною частоти обертання силової турбіни ГПА з газотурбінним приводом і т.п. Однак у всіх випадках прагнуть до того, щоб необхідну кількість газу перекачати меншим числом агрегатів, що призводить, природно, до меншого витраті паливного газу на потреби перекачування і, як наслідок до збільшення подачі товарного газу по газопроводу.
Регулювання пропускної здатності газопроводу відключенням роботи окремих КС при розрахунковій продуктивності газопроводу звичайно не практикується через перевитрати енерговитрат на компримування газу при такій схемою роботи. І тільки в тих випадках, коли подача газу по газопроводу помітно знижується, порівняно з плановою (наприклад, влітку), окремі КС можуть бути тимчасово зупинені. Всі раніше сказане свідчить про те, що транспорт газу на великі відстані є дуже складну технічну завдання, від вирішення якої багато в чому залежить розвиток газової промисловості та економіки країни в цілому.
Технологічна схема компресорної станції
Компресорна станція в залежності від числа ниток магістральних газопроводів може складатися з одного, двох і більше компресорних цехів, обладнаних одним або декількома типами ГПА. Як правило, кожен цех КС працює на свій газопровід. Через технологічних міркувань транспорту газів, компресорні цехи можуть бути з'єднані спеціальними перемичками, на вході і виході станції. p> Типова технологічна обв'язка компресорного цеху призначена для забезпечення прийому на станцію транспортується по газопроводу технологічного газу, його очищення від механічних домішок і крапельної рідини в спеціальних пиловловлювачах і фільтр-сепараторах, розподілу потоків газу за газоперекачувальних агрегатів із забезпеченням їх оптимального завантаження, можливості охолодження газу після його компримування перед подачею в газопровід, виведення цеху для роботи на В«стаціонарне кільцеВ» при пуску і зупинці, а так само транзитного проходу транспортованого газу за магістральному газопроводу, минаючи КС. Крім того, технологічна обв'язка компресорного цеху повинна забезпечувати можливість скидання газу в атмосферу з всіх його технологічних газопроводів через спеціальні свічкові крани.
Залежно від типу відцентрових нагнітачів, використовуваних на КС, розрізняють дві принципові схеми обв'язок ГПА:
- схему з паралельною, колекторної обв'язкою, характерну для полнонапорних нагнітачів (застосовується в Медногорск КС);
- схему з послідовною обв'язкою, характерну для НЕ полнонапорних нагнітачів.
Полнонапорние нагнітачі . Проточна частина цих нагнітачів сконструйована таким чином, що дозволяє за номінальної частоти обертання ротора створити ступінь стиснення до 1,45-1,50, яка визначається розрахунковими проектними тисками газу на вході і виході компресорної станції.
Неполнонанорние нагнітачі. Проточна частина цих нагнітачів розрахована па ступінь стиснення 1,231,25. В експлуатації буває необхідність в двох-або триступінчатому стисненні, тобто у забезпеченні ступеня стиснення 1,45 і більше. Останнє характерно в основному для станцій підземного зберігання газу. На рис...
