Эксплуатация газотурбинного привода компрессорных станций

11. Аппараты воздушного охлаждения масла предназначены для охлаждения смазочного масла после подшипников турбин и нагнетателя.

Кроме того, каждый ГПА снабжен системой регулирования основных параметров агрегата, системами агрегатной автоматики, автоматического пожаротушения, обнаружения загазованности помещения и др.



Рис. 1.23. Приниципиальная схема компоновки ГПА:

1 - воздухозаборная камера (ВЗК); 2 - турбодетандер; 3 - осевой компрессор, 4 - турбина высокого давления (ТВД); 5 - турбина низкого давления (ТНД); 6 - нагнетатель; 7 - технологические краны обвязки агрегата; 8 - рекуператор; 9 - камера сгорания; 10 - блок подготовки топливного, пускового и импульсного газа; 11 - аппарат воздушного охлаждения масла.

- воздух до осевого компрессора; - воздух до рекуператора; - воздух после рекуператора; - выхлопные газы; - пусковой газ; - топливный газ; - импульсный газ; - технологический газ; - масло.

1.10 Система импульсного газа

Импульсным называется газ, отбираемый из технологических трубопроводов обвязки КС для использования в пневмогидравлических системах приводов запорной арматуры: пневмоприводных кранов технологического, топливного и пускового газов, для подачи газа к контрольно-измерительным и регулирующим приборам. В пневмогидравлической системе привода крана производится преобразование потенциальной энергии сжатого газа в механическую работу по перемещению запорного шарового узла.

Принципиальная схема импульсного газа приведена на Рис. 1.23. Существуют три точки отбора импульсного газа из технологических трубопроводов КС (Рис. 1.27): отбор до и после крана № 20; отбор из выходного трубопровода КС до узла охлаждения и отбор из входного трубопровода КС после узла очистки.

Рис. 1.23. Принципиальная схема импульсного газа

Рис. 1.27. Принципиальная схема отбора и разводки импульсного газа

Далее трубопровод импульсного газа объединяется в общий коллектор и поступает на узел подготовки импульсного газа (УПИГ), где происходит его очистка и осушка.

В состав УПИГ входит следующее оборудование: фильтр-сепараторы, адсорберы, огневой подогреватель, газовый ресивер, запорная арматура, контрольно-измерительные приборы, трубопроводы и гибкие резиновые шланги. Фильтр-сепараторы предназначены для очистки импульсного газа от механических примесей и влаги. Адсорберы предназначены для осушки импульсного газа путем поглощения воды, находящейся в газе. Поглощение осуществляется адсорбентом, находящимся в полости адсорберов. В качестве адсорбента используются селикагель или циолит. Степень очистки и осушки импульсного газа должна исключать заедание и обмерзание исполнительных органов при низких температурах наружного воздуха.

Как правило, из двух адсорберов в рабочем режиме поглощения влаги находится один. Другой адсорбер находится в режиме восстановления адсорбента. Восстановление осуществляется путем пропускания части подогретого до высокой температуры газа (около 300 °С) через увлажненный адсорберт. Дело в том, что при достижении предельной влажности, селикагель теряет способность дальнейшего поглощения влаги и для возобновления его адсорбционных свойств через него пропускают горячий теплоноситель. Осушку селикагеля проводят один раз в 2-3 месяца. Для подогрева газа используется огневой подогреватель. Цикл регенерации селикагеля длится примерно 4-6 ч, цикл охлаждения 2-4 ч.

При эксплуатации УПИГ с помощью контрольно-измерительных приборов осуществляется контроль за давлением и температурой газа, его расходом и точкой росы, которая должна составлять - 25 °С.

После УПИГ газ поступает ко всем общестанционным кранам на узел подключения, режимным и агрегатным кранам, а также на низкую сторону к кранам топливного и пускового газа.

1.11 Система топливного и пускового газа на станции

Система топливного и пускового газа предназначена для очистки, осушки и поддержания требуемого давления и расхода перед подачей его в камеру сгорания и на пусковое устройство (турбодетандер).

Газ для этих систем, аналогично как и для системы импульсного газа, отбирается из различных точек технологических коммуникаций КС: на узле подключения до и после крана № 20, из выходного коллектора пылеуловителей и выходного шлейфа компрессорного цеха - перед аппаратами воздушного охлаждения газа.

Система топливного и пускового газа имеют блочное исполнение и включают в себя следующее оборудование (Рис. 1.28): циклонный сепаратор, или блок очистки, фильтр-сепаратор, или блок осушки, подогреватели, блок редуцирования пускового и топливного газа, трубопроводы, замерное устройство, краны № 9, 12, 14 и 15, а также стопорные и регулирующие клапаны топливной системы, пусковое устройство или турбодетандер (ТД).

Работа системы осуществляется следующим образом: газ, отбираемый из технологических коммуникаций КС, поступает на блок очистки или газосепаратор 1, где происходит его очистка от механических примесей. Далее газ поступает в фильтр-сепаратор 2, где происходит его более глубокая очистка от механических примесей и влаги. Затем газ поступает в подогреватель 3 типа ПТПГ-30, где подогревается до температуры 45-50 °С. Огневой подогреватель представляет собой теплообменник, в котором трубный пучок газа высокого давления погружен в раствор диэтиленгликоля. Диэтиленгликоль подогревается за счет использования камеры сгорания этого устройства. Подогрев газа осуществляется с целью обеспечения устойчивой работы блоков редуцирования и недопущения его промерзания, что может нарушить устойчивую работу системы регулирования ГТУ.

Перед блоком редуцирования газ разделяется на два потока: один направляется на блок редуцирования топливного газа 4, другой на блок редуцирования пускового газа 3.

Топливный газ редуцируется до давления 0,6-2,5 МПа в зависимости от давления воздуха за осевым компрессором ГТУ. После блока редуцирования топливный газ поступает в сепаратор 6, где происходит его повторная очистка от выделившейся при редуцировании влаги, и затем в топливный коллектор. В камеру сгорания топливный газ поступает через кран № 12, стопорный (СК) и регулирующий (РК) клапаны. Краны № 14 и 15 используются для запальной и дежурной горелки в период пуска агрегата.

Пусковой газ, пройдя систему редуцирования, снижает свое давление до 1,0-1,5 МПа и поступает через краны № 11 и 13 на вход в турбодетандер, где расширяясь до атмосферного давления, совершает полезную работу, идущую на раскрутку осевого компрессора и турбины высокого давления.

Рис. 1.28. Принципиальная схема системы топливного и пускового газа: ТГ - топливный газ; ПГ - пусковой газ; ВЗК - воздухозаборная камера; ТД - турбодетандер; ОК - осевой компрессор; КС - камера сгорания; ТВД - турбина высокого давления; ТНД - турбина низкого давления; Н - нагнетатель; РЕГ - регенератор

Система маслоснабжения компрессорной станции включает в себя две маслосистемы: общецеховую и агрегатную.

Общецеховая маслосистема (Рис. 1.29), предназначенная для приема, хранения и предварительной очистки масла перед подачей его в расходную емкость цеха. Эта система включает в себя: склад ГСМ 1 и помещение маслорегенерации 3. На складе имеются в наличии емкости 2 для чистого и отработанного масла. Объем емкостей для чистого масла подбирается исходя из обеспечения работы агрегатов сроком не менее 3 месяцев. В помещении склада ГСМ устанавливается емкость отрегенерированного масла и емкость отработанного масла, установка для очистки масла типа ПСМ-3000-1, насосы для подачи масла к потребителям, а также система маслопроводов с арматурой.

Рис. 1.29. Общецеховая маслосистема:

1 - склад ГСМ; 2 - емкости масляные; 3 - помещение маслорегенерации; 4 - газоперекачивающие агрегаты; 5 - маслобак ГПА; 6 - маслопроводы; 7 - аварийная емкость

После подготовки масла на складе ГСМ и проверки его качества, подготовленное масло поступает в расходную емкость. Объем расходной емкости выбирается равным объему маслосистемы ГПА, плюс 20 % для подпитки работающих агрегатов. Эта расходная емкость, оборудованная замерной линейкой, используется для заправки агрегатов маслом. Для газотурбинных ГПА применяется масло марки ТП-22С или ТП-22Б. Для организации движения масла между складом ГСМ и расходной емкостью, а также для подачи к ГПА чистого масла и откачки из него отработанного масла их соединяют с помощью маслопроводов. Эта система должна обеспечивать следующие возможности в подаче масла:

- подачу чистого масла из расходного маслобака в маслобак ГПА, при этом линия чистого масла не должна иметь возможность смешиваться с отработанным маслом;

- подачу отработанного масла из ГПА только в емкость отработанного масла;

- аварийный слив и перелив масла из маслобака ГПА в аварийную емкость. Для аварийного слива необходимо использовать электроприводные задвижки, включаемые в работу в автоматическом режиме, например, при пожаре.

На Рис. 1.30 приведена схема маслосистемы для агрегата ГТК-25И фирмы "Нуово-Пиньоне", которая включает в себя: смазочную систему, систему управления и гидравлическую систему, обеспечивающую подачу масла высокого давления на привод стопорного и регулирующего клапанов топливного газа, узла управления поворотными сопловыми лопатками ТНД, а также подачу масла в систему уплотнения центробежного нагнетателя.

Смазочная система ГПА включает в себя три масляных насоса 6 (главный, вспомогательный и аварийный), маслобак 1 с напорными и сливными трубопроводами 9, предохранительный клапан 7, охладитель масла 2, два основных фильтра со сменными фильтрующими элементами 3, электрический подогреватель 8, датчики давления, температуры и указателей уровня масла.

Рис. 1.30. Смазочная система ГТК - 25И:

1 - маслобак; 2 - охладитель масла; 3 - фильтры масляные; 4 - фильтры масляные муфт; 5 - регулятор давления; 6 - маслонасосы; 7 - предохранительный клапан; 8 - подогреватель; 9 - маслопроводы

Работа смазочной системы осуществляется следующим образом: после включения вспомогательного масляного насоса, масло под давлением начинает поступать из маслобака 1 в нагнетательные линии. Основной поток масла поступает к маслоохладителям 2, откуда после охлаждения оно подается к основным масляным фильтрам 3. Дифманометр, установленный на фильтрах, указывая на перепад давления до и после фильтров, характеризует степень их загрязнения. При достижении перепада давлений масла на уровне примерно 0,8 МПа, происходит переключение работы на резервный фильтр; фильтрующие элементы на работающем фильтре заменяются.

Очищенное масло после фильтров поступает на регуляторы давления 5, которые обеспечивают подачу масла на подшипники и соединительные муфты "турбина-редуктор" и "турбина-нагнетатель" с необходимым давлением.

Из подшипников масло по сливным трубопроводам поступает обратно в маслобак 1. Термосопротивления, установленные на сливных трубопроводах, позволяют контролировать температуру подшипников турбоагрегата и центробежного нагнетателя.

Количество масла в баке контролируется при помощи специального уровнемера, соединенного с микровыключателем датчика минимального и максимального уровня. Сигналы датчика введены в предупредительную сигнализацию агрегатной автоматики. Контроль за уровнем масла в маслобаке осуществляется и визуально с помощью уровнемерной линейки, установленной на маслобаке.

Работа системы уплотнения центробежного нагнетателя основана на использовании принципа гидравлического затвора, обеспечивающего поддержание постоянного давления масла, на 0,1-0,3 МПа превышающего давление перекачиваемого газа.

Масло к винтовым насосам уплотнения поступает из системы маслоснабжения ГПА. В систему уплотнения нагнетателя входит (Рис. 1.31): регулятор перепада давления 3, обеспечивающий постоянный перепад давления масла над давлением перекачиваемого газа, аккумулятор 2, обеспечивающий подачу масла в уплотнения в случае прекращения его подачи от насосов (при исчезновении напряжения), поплавковые камеры 4, служащие для сбора масла, прошедшего через уплотнения и газоотделитель 5, предназначенный для отбора газа, растворенного в масле.

При работе ГПА масло высокого давления после насосов 8 по маслопроводу поступает на вход регулятора перепада давления 3. После регулятора 3 оно поступает в аккумулятор 2 и далее по двум маслопроводам 7 к уплотнениям 6 центробежного нагнетателя 1. После уплотнений масло сливается в поплавковые камеры 4, по мере заполнения которых оно перетекает в газоотделитель 5, где происходит выделение газа, растворенного в масле. Очищенное от газа масло возвращается в основной маслобак, а выделившийся из масла газ через свечу отводится в атмосферу.

Рис. 1.31. Система уплотнения центробежного нагнетателя:

1 - центробежный нагнетатель; 2 - аккумулятор; 3 - регулятор перепада давления; 4 - поплавковая камера; 5 - газоотделитель;

6 - масляное уплотнение (торцевое); 7 - маслопровод высокого давления; 8 - винтовые насосы

Одним из важнейших элементов системы уплотнений являются непосредственно масляные уплотнения. Различают в основном два типа уплотнений: щелевые и торцевые. О качестве работы системы уплотнений судят по интенсивности поступления масла в поплавковую камеру. Быстрое ее заполнение маслом при закрытом сливе свидетельствует о повышенном расходе масла через уплотнения.

На компрессорных станциях для очистки турбинного масла применяются маслоочистительные машины типов ПСМ-1-3000, CM-1-3000, НСМ-2, НСМ-3, CM-1,5, которые могут работать в зависимости от степени загрязнения масла как по схеме очистки, так и по схеме осветления регенерируемого масла. Принципиальная схема маслоочистительной машины типа ПСМ-1-3000 приведена на Рис. 1.32. По этой схеме загрязненное масло, пройдя фильтр грубой очистки 8, шестеренчатым насосом 7 через электроподогреватель 5 подается в очистительный вращающийся барабан 9, где из масла происходит выделение механических примесей и воды. В нижней части барабана масло под действием центробежных сил поступает на разделительные тарелки 10. Вода, имеющая большую плотность, чем масло, центробежной силой отбрасывается на периферию и под действием непрерывно поступающего в барабан масла попадает в водяную полость маслосборника 3. Очищенное масло по кольцевому каналу сливается в вакуум-бак 4. Шестеренчатым насосом 7 масло из вакуум-бака подается на фильтр 1, откуда оно выходит уже полностью очищенным. При работе маслоочистительной машины механические примеси оседают на стенках барабана 9.

Рис. 1.32. Маслоочистительная машина ПСМ-1-3000:

1 - фильтр-пресс; 2 - маслосборник; 3 - водяная полость маслосборника; 4 - вакуум-бак; 5 - электроподогреватель; 6 - вакуум-насос; 7 - шестеренчатый насос; 8 - фильтр грубой очистки; 9 - барабан; 10 - разделительные тарелки

На компрессорных станциях используются два типа систем охлаждения масла: градирни и аппараты воздушного охлаждения (АВО масла).

Градирни в настоящее время редко используются на КС, главным образом, из-за трудностей их эксплуатации в зимний период, когда начинается интенсивное их обледенение, приводящее к снижению поступления воздуха в градирню и, как следствие, повышению температуры масла. Кроме того, применение градирен вызывает необходимость хорошей водоподготовки, повышенный расход воды, а также значительные расходы на проведение профилактических ремонтов градирен.

В системах АВО масла используются схемы с непосредственным охлаждением масла и схемы с использованием промежуточного теплоносителя. Как правило, схемы с использованием промежуточного теплоносителя применяются на установках импортного производства типов: ГТК-25И и ГТК-10И,

На КС широкое применение нашли аппараты отечественного и импортного производства типов АВГ, ЛФ, ПХ и ТЛФ с высоким оребрением трубок. Внутри трубок для увеличения теплоотдачи установлены турбулизаторы потока.

Конструктивное исполнение таких аппаратов представлено на Рис. 1.33. Секции аппаратов 3 состоят из горизонтально расположенных элементов охлаждения 4, которые смонтированы совместно с жалюзным механизмом 5 на стальной опорной конструкции 3. Охладительные элементы 4 имеют в трубном пространстве два хода по маслу. Подвод и отвод масла к охладительным элементам осуществляется по трубам 8. Над охладительной секцией 4 для прокачки воздуха установлены два вентилятора 2.

Как правило, все ГПА к системам АВО масла имеют электроподогреватели 7, которые используются для предварительного подогрева масла перед пуском агрегата в работу до 25-30 °С. Подогрев масла в охладительной секции необходим также для предотвращения выхода из строя трубной доски, которая из-за повышенного сопротивления может деформироваться и в месте стыковки ее с секцией появляется утечка масла.

Рис. 1.33. Аппарат воздушного охлаждения типа ЛФ

Перепад температур масла на входе и выходе ГПА, как правило, достигает величины 15-25 °С. Температура масла на сливе после подшипников должна составлять 65-75 °С. При температурах масла ниже 45 °С происходит срыв масляного клина и агрегат начинает работать неустойчиво. При температуре выше 85 °С срабатывает защита агрегата по высокой температуре масла.

1.13 Типы газоперекачивающих агрегатов, применяемых на КС

Газоперекачивающие агрегаты, применяемые для компремирования газа на компрессорных станциях, по типу привода подразделяются на три основных группы: газотурбинные установки (ГТУ), электроприводные агрегаты (ЭГПА) и газомотокомпрессорные установки (ГМК).

К первой группе относятся ГПА с приводом от центробежного нагнетателя от газовой турбины; ко второй - агрегаты с приводом от электродвигателя и к третьей группе - агрегаты с приводом от поршневых двигателей внутреннего сгорания, использующих в качестве топлива природный газ.

К агрегатам первой группы - основного вида привода компрессорных станций, относятся: стационарные, авиационные и судовые газотурбинные установки.

К стационарным газотурбинным установкам, специально сконструированных для использования на газопроводах страны, следует отнести типы установок следующих заводов-изготовителей:

Уральский турбомоторный завод (УЗТМ), г. Екатеринбург

ГТ-6-750	с ЦБН Н-300-1,23	КПД = 24%	N = 6 МВт	140 шт.
ГТН-6	с ЦБН Н-300-1,23	КПД = 24%	N = 6,3 МВт	83 шт.
ГТК-16	с ЦБН Н-800-1,25	КПД = 25%	N= 16 MBт	60 шт.
ГТН-25-1	с ЦБН 2 Н-25-76-1,35	КПД = 31%	N= 25 МВт	48 шт.

Невский завод им. Ленина (НЗЛ), г.Санкт-Петербург

ГТК-5	с ЦБН 26-12-1	КПД = 26%	N= 4,4 MBT	19 шт.
ГТ-700-5	с ЦБН 280-12-4	КПД = 24%	N = 4,2 МВт	28 шт.
ГТ-750-6	с ЦБН 370-14-1	КПД = 27%	N= 6 МВт	99 шт.
ГТ-750-6	с ЦБН 370-17-1	КПД = 27%	N= 6 МВт	5 шт.
ГТК-10-2	с ЦБН 520-12-1	КПД = 28%	N= 10 МВт	229 шт.
ГТК-10-4	с ЦБН 370-18-1	КПД = 29%	N= 10 МВт	791 шт.
ГТНР-10	с ЦБН 520-12-1	КПД = 28%	N= 10 МВт	1 шт.
ГТК-16	с ЦБН Н-800-1,25	КПД = 25%	N= 16 МВт	3 шт.
ГТН-25	с ЦБН 650-21-2	КПД = 28%	N= 25 МВт	100 шт.

Фирма Дженерал Электрик (США).

ГТУ этой фирмы изготавливаются на различных заводах мира: АЕГ-Канис (Германия), Ново-Пиньоне (Италия), Джон Браун (Великобритания), Мицубиси (Япония). К установкам этой фирмы относятся: ГТК-10И (MS-3000) с нагнетателями фирм: Купер-Бессемер (США), Ново-Пиньоне (Италия), Ингерсол Рэнд (Великобритания). КПД установки 25,7%, мощность N = 10,3 МВт, 150 шт. Другим агрегатом, используемым на газопроводах страны, является агрегат ГТК-25И (MS-5000) с нагнетателем РС-804-2 фирмы Ново-Пиньоне (Италия). КПД установки 27,5%; мощность N = 25 МВт, 105 шт.

Первый Бриенский завод (Чехия), г.Брно

Аврора с ЦБН 370-14-1, КПД = 28%,	N = 6 МВт, 1989 г. выпуска
Аврора с ЦБН 370-17-1 М, КПД = 28%,	N= 6 МВт, 1982 г. выпуска
Дон-1 с ЦБН 370-14-1, КПД = 29,5%,	N = 6 МВт, 1987 г. выпуска
Дон-2 с ЦБН 370-14-1, КПД = 30,5%	N = 6,5 МВт, 1991 г. выпуска
Дон-3 с ЦБН 370-14-1, КПД = 30,5%,	N = 5 МВт, 1995 г. выпуска

К авиаприводным газотурбинным установкам относятся ГПА, приводом которых служит газовая турбина авиационного типа, специально реконструированная для использования на компрессорных станциях.

В настоящее время на газопроводах эксплуатируются двигатели, выпускаемые Самарским моторостроительным объединением им. Фрунзе. Сборку агрегатов осуществляет Сумское машиностроительное научно-производственное объединение (г. Сумы, Украина).

К агрегатам, выпускаемым этими объединениями, относятся: ГПА-Ц-6,3 с двигателем НК-12СТ и нагнетателями Н-196-1,45 и НЦВ-6,3/56-1,45; ГПА-Ц-6,3/76 с двигателем НК-12СТ и нагнетателем НЦВ-6,3/76-1,45 и ГПА-Ц-6,3/125 с двигателем НК-12СТ и нагнетателем НЦВ-6,3/125-2,2. КПД этих агрегатов составляет 24%. На газопроводах в общей сложности эксплуатируется 440 таких ГПА.

Сумским машиностроительным научно-производственным объединением осуществляется сборка ГПА и на основе двигателей, выпускаемых Казанским моторостроительным объединением им.Фрунзе. К таким агрегатам относится ГПА-Ц-16 с двигателем НК-16СТ и нагнетателями Ц-16/56-1,44 и Ц-16/76-1,43. КПД агрегатов составляет 27%, мощность 16 МВт, степень сжатия по нагнетателю - 1,43. Общее число таких агрегатов составляет 536 шт.

К авиаприводным агрегатам на КС относятся и установки импортного производства, типа "Кобера-182" с двигателем Эйвон 1534-1016 производства фирмы "Ролл-Ройс" (Великобритания) и нагнетателем 2ВВ-30. КПД установки составляет 27,3%, мощность 12,9 МВт. Общее число таких агрегатов на КС ОАО "Газпром" - 42 шт.

Американская фирма "Солар" поставила на КС ГПА с двигателем "Центавр" и нагнетателями C-I68H, С-304 и С-168К. Мощность установок составляет 3,3-3,5 МВт, КПД - 26-28%. Общее число таких установок на газопроводах - 30. К судовым газотурбинным агрегатам относятся ГПА, где в качестве привода используется модернизированная газовая турбина судового типа. К таким установкам относятся газовые турбины, выпускаемые Николаевским судостроительным заводом (Украина): ГПУ-10 "Волна" с двигателем ДР-59Л и нагнетателем 370-18-1, КПД установки - 26,5%.

В последнее время Николаевский судостроительный завод начал выпуск новых агрегатов на базе использования двигателя ДГ-90. КПД установки составляет 34%. На газопроводах эксплуатируется 8 таких агрегатов.Показатели электроприводных агрегатов и газомотокомпрессоров, эксплуатируемых на КС, характеризуются соответственно данными табл. 2.1 и табл. 2.2.

Таблица 2.1 Показатели злектроприводных агрегатов

Тип ГПА	Единичная мощность, кВт	Количество агрегатов, шт.
АЗ-4500-1500	4500	16
СТМ-4000, СТД	4000	360
СТД-12,5	12500	336
СДГ-12,5	12500	22
ЭГПА-25	25000	6
ЭГПА-Ц-6,3	6300	6

Таблица 2.2 Показатели газомотокомпрессоров

Тип ГПА	КПД, %	Единичная мощность, шт.	Количество агрегатов, кВт
Купер	29	736	18
10 ГК, 10ГКМ	32	736	38
10 ГКН, 10ГКНА	32	1100/1178	183/4
МК-8	36	2060	37
ДР-12	36,5	5500	9
МК-8М	36	2200	4

На конец 1995 г. на 245 компрессорных станциях промыслов, магистральных газопроводов и подземных хранилищ газа РАО "Газпром" эксплуатировалось 673 компрессорных цеха, где было установлено свыше 4 тыс. газоперекачивающих агрегатов общей мощностью около 40 млн. кВт (табл. 2.3).

Как свидетельствуют данные табл. 2.3, основным видом привода на газопроводах является газотурбинный привод. В настоящее время заводы-изготовители осваивают производство газовых турбин нового поколения мощностью 6-25 МВт с КПД на уровне 31-36%.

Таблица 2.3 Структура парка ГПА в системе ОАО "Газпром"

Вид привода	Количество	Мощность
	штук	%	млн.кВт	%
Газотурбинный привод	2989	74,2	33,7	85,5
Электропривод	746	18,5	5,3	13,5
Поршневой привод	293	7,3	0,4	1,0
Всего	4028	100	39,4	100

Показатели газотурбинных установок нового поколения характеризуются данными табл. 2.4.

Таблица 2.4 Показатели перспективных газотурбинных установок нового поколения

Марка ГПА	Марка двигателя	Тип двигателя	Мощность, МВт	КПД	Температ. перед турбиной, °С	Степень сжатия в цикле
ГПА-2,5	ГТГ-2,5	Судовой	2,5	0,27	939	13,0
ГПУ-6	ДТ-71	Судовой	6,3	0,305	1022	13,4
ГПА-Ц-6,3А	Д-336	Авиа	6,3	0,30	1007	15,9
ГТН-6У	ГТН-6У	Промышл.	6,3	0,305	920	12,0
ГПА-Ц-6,3Б	НК-14СТ	Авиа	8,0	0,30	1047	10,5
ГПУ-10А	ДН-70	Судовой	10,0	0,35	1120	17,0
ГПА-12 "Урал"	ПС-90	Авиа	12,0	0,34	1080	15,8
ГПА-Ц-16С	ДГ-90	Судовой	16,0	0,34	1065	18,8
ГПА-Ц-16Л	АЛ-31СТ	Авиа	16,0	0,337	1167	18,1
ГПА-Ц-16А	НК-38СТ	Авиа	16,0	0,368	1183	25,9
ГТНР-16	-	Промышл.	16,0	0,33	940	7,0
ГТН-25-1	-	Промышл.	25,0	0,31	1090	13,0
ГПА-Ц-25	НК-36СТ	Авиа	25,0	0,345	1147	23,1
ГПУ-25	ДН-80	Судовой	25,0	0,35	1220	21,8

ГПА нового поколения призваны обеспечить высокий уровень основных эксплуатационных показателей, включая высокую экономичность (КПД на уровне 31-36 % в зависимости от мощности агрегата), высокую надежность: наработка на отказ не менее 3,5 тыс.ч, межремонтный ресурс на уровне 20-25 тыс. ч, улучшенные экологические показатели и т.п.

1.14 Нагнетатели природного газа. Их характеристики

Нагнетателями природных газов принято называть лопаточные компрессорные машины с соотношением давления сжатия свыше 1,1 и не имеющие специальных устройств для охлаждения газа в процессе его сжатия.

Все нагнетатели условно можно разделить на два класса: неполнонапорные (одноступенчатые) (см. Рис. 1.34) и полнонапорные (см. Рис. 1.35). Первые, имеющие степень сжатия в одном нагнетателе 1,25-1,27, используются при последовательной схеме компремирования газа на КС, вторые - полнонапорные, имеющие степень сжатия 1,45-1,51, используются при коллекторной схеме обвязки компрессорной станции.

2.34. Неполнонапорный одноступенчатый нагнетатель 370-18 агрегата ГТК-10-4 производства НЗЛ: 1 - корпус; 2 - крышка; 3 - лопаточный диффузор; 4 - рабочее колесо; 5 - гильза; 6 - зубчатая муфта; 7 - клиновые прокладки; 8 - анкерные болты

Рис. 1.33. Полнонапорный двухступенчатый нагнетатель НЦ-16/76 агрегата ГПА У16 производства АО "СМПО им. Фрунзе": 1 - опорный подшипник; 2 - крышка; 3 - корпус; 4 - внутренний корпус; 5 - ротор; 6 - крышка; 7 - уплотнение; 8 - упорно-упорный подшипник; 9 - блок масляных насосов; 10 - думмис; 11 - улитка; 12 - обратный направляющий аппарат

Важной характеристикой нагнетателя является его производительность. Применительно к газопроводу различают объемную , м/мин, массовую , кг/ч и коммерческую подачу газа , млн·нм/сут. Перевод одних величин в другие осуществляется с использованием уравнения Клапейрона с поправкой на сжимаемость газа . При использовании кг газа применяется уравнение Клапейрона-Менделеева также с использованием поправки на сжимаемость газа , где - объемная подача газа, - массовая подача, характеризующая количество газа, протекающее в единицу времени через сечение всасывающего патрубка. Коммерческая подача определяется по параметрам состояния во всасывающем патрубке, приведенным к нормальным физическим условиям (= 20 °С; = 0,101 МПа). Для определения коммерческой подачи используется уравнение Клапейрона для "стандартных" условий: ; , . Характеристики ряда типов центробежных нагнетателей, используемых на газопроводах, приведены в табл. 2.3.

Каждый тип нагнетателя характеризуется своей характеристикой, которая строится при его натурных испытаниях. Под характеристикой нагнетателей принято понимать зависимость степени сжатия , политропического КПД () и удельной приведенной мощности от приведенного объемного расхода газа . Строятся такие характеристики для заданного значения газовой постоянной , коэффициента сжимаемости , показателя адиабаты, принятой расчетной температуры газа на входе в нагнетатель в принятом диапазоне изменения приведенной относительной частоты вращения . Типовая характеристика нагнетателя типа 370-18-1 приведена на Рис. 1.33. Характеристики других типов имеют такой же вид, как для неполнонапорных, так и для полнонапорных нагнетателей.

Рис. 1.33. Приведенные характеристики нагнетателя 370-18-1 при = 288К; = 0,9; = 490 Дж/(кг·К)

Таблица 2.5 Характеристики центробежных нагнетателей для транспорта природных газов

Тип нагнетателя	Номинал. производ. при 20 °С и 1 МПа	Номинал. частота вращения, об/мин	Объемная производ., м/мин	Степень сжатия	Конечное давление на выходе, МПа
370-14-1	19,1	5300	289	1,25	5,66
Н-300-1,23	20,0	6150	260	1,24	5,50
Н-196-1,45	10,7	8200	196	1,45	5,60
520-12-1	29,3	4800	425	1,27	5,60
370-18-1	36,0	4800	370	1,23	7,60
Н-16-56	51,0	4600	800	1,24	5,60
Н-16-75	51,0	4600	600	1,24	7,50
Н-16-76	31,0	6500	380	1,44	7,50
650-21-1	53,0	3700	640	1,45	7,60
820-21-1	53,0	3700	820	1,45	5,60
Купер-Бессемер:
280-30	16,5	6200	290	1,51	5,60
СДР-224	17,2	6200	219	1,51	7,50
2ВВ-30	21,8	5000	274	1,51	7,50
Нуово-Пиньони:
PCL- 802/24	17,2	6500	219	1,49	7,52
PCL-1001-40	45,0	4600	520	1,51	7,52

Пользуются характеристиками следующим образом. Зная фактические значения величин для данных условий, по соотношению 2.3, определяют приведенную относительную частоту вращения нагнетателя . По известной степени сжатия находят приведенный объемный расход газа , соотношение 2.4, а затем по соответствующим кривым (Рис. 1.36) определяют политропический КПД и приведенную внутреннюю мощность нагнетателя

, (1.3)

. (1.4)

Внутренняя мощность, потребляемая нагнетателем, определяется соотношением

. (1.5)

В соотношениях 2.3-2.5 индексом "О" отмечен номинальный режим работы нагнетателя; индексом "в" - отмечены параметры на входе в нагнетатель. Плотность газа при всасывании, кг/м, определяется по соотношению:

, (1.6)

где - абсолютное давление (МПа) и температура (К) при всасывании.

Мощность на муфте привода, кВт: ,

где - механические потери, для газотурбинного привода = 100 кВт, для электропривода = 150 кВт.

Расчетный рабочий расход газа для нагнетателей должен быть примерно на 10-12% больше крайних левых значений расхода, соответствующего условиям начала срыва потока газа по нагнетателю (зоне помпажа). На Рис. 1.36 этому соответствует подача газа ~360 м/мин.

Наличие надежных приведенных характеристик при эксплуатации газотурбинного привода позволяет обслуживающему персоналу выбирать наилучший режим работы в зависимости от конкретных условий. Для центробежных нагнетателей с электроприводом также можно пользоваться приведенными газодинамическими характеристиками, но только для какого-то вполне определенного значения , так как электропривод не имеет регулируемую частоту вращения.

Наличие надежных приведенных характеристик с использованием соотношений (1.3-2.6) позволяет относительно легко определять мощность ГПА в эксплуатационных условиях.

Пример 2.1. Определить степень сжатия по нагнетателю, коэффициент полезного действия (), производительность и мощность на муфте нагнетателя типа 370-18-1 при следующих исходных данных: частота вращения = 4500 об/мин, начальное абсолютное давление сжатия = 5,0 МПа, конечное абсолютное давление 6,1 МПа, температура газа на входе, = 288,2 К, газовая постоянная R = 510 Дж/кг·К.

Решение. Определение рабочих параметров нагнетателя при заданных исходных данных можно осуществить в такой последовательности:

1. Определяется относительная плотность газа по воздуху

,

где и - соответственно, газовая постоянная воздуха () и газа (), определяемые как отношения универсальной газовой постоянной (R = 8314 Дж/кг·К) к мольной массе газа.

2. В зависимости от среднего давления процесса сжатия и начальной температуры газа при найденной относительной плотности газа по воздуху по номограмме (см. рис. 1.1) определяется коэффициент сжимаемости газа, = 0,9.

3. По уравнению состояния реального газа () определяется его плотность на входе в нагнетатель

4. Определяется степень сжатия по нагнетателю

.

3. Определяется приведенная относительная частота вращения вала нагнетателя

3. С использованием приведенной характеристики нагнетателя (Рис. 1.36) при найденных значениях = 1,22 и приведенной частоте вращения вала нагнетателя = 0,96 определяется приведенная объемная производительность: = 480 м мин.

7. Приведенная относительная внутренняя мощность, потребляемая нагнетателем и его политропический КПД при = 480 м/ мин по характеристике Рис. 1.36 составят:

= 260·кВт/(кг/м); = 0,82.

8. Фактическая производительность нагнетателя составит:

м/мин.

Объемный, или "коммерческий" расход, приведенный к стандартным условиям, определяется соотношением

·млн.нм/сут.

= 1,206·0,56 = 0,675 кг/м

9. Внутренняя мощность, потребляемая нагнетателем

= 8098 кВт.

10. Мощность на муфте привода нагнетателя

= 8098 + 100 = 8198 кВт,

где - механические потери мощности в системе ГПА, принимаемые в расчетах для этого типа агрегатов на уровне 100 кВт.

1.15 Электроснабжение КС

Электроснабжение газотурбинных КС и ГПА

По Правилам устройства электроустановок ( ) и согласно РД 51-122-87 ("Категорийность электроприемников объектов газовой промышленности") электроснабжение КС должно осуществляться от 2 независимых источников электропитания, т.е. по I категории. I категория электроснабжения допускает перерыв только на время действия автоматики включения резерва (АВР) 1-3 с. Кроме этого, КС должны быть обеспечены третьим аварийным источником электроснабжения - дизельной или газовой электростанцией.

Типовая схема электроснабжения газотурбинной КС (I вариант) представлена на Рис. 1.37, где 1 - понижающая подстанция внешних электросетей 35-110/10 кВ; 2 - воздушно-кабельная линия 10 кВ; 3 - вводной выключатель ЭРУ-10 кВ КС; 4 - секция шин ЗРУ-10 кВ; 5 - секционный выключатель 10 кВ; 6 - выключатель 10 кВ трансформатора; 7 - трансформатор понижающий 10/0,4 кВ; 8 - вводной автомат 0,4 кВ; 9 - секционный автомат 0,4 кВ; 10 - контактор 0,4 кВ ввода отДЭС; 11 - автомат 0,4 кВ ДЭС; 12 - дизель-электростанция (ДЭС).

Рис. 1.37. Схема электроснабжения газотурбинной КС (I вариант)

Электроснабжение КС осуществляется от внешних электросетей по воздушно-кабельным линиям (2) от понижающей подстанции 35-110/10 кВ(1).

Для приема и распределения электроэнергии строится закрытое распределительное устройство (ЗРУ-10 кВ) с масляными или воздушными выключателем 10 кВ на 2 секции с секционным выключателем. Секционный выключатель (5) автоматически включается при отключении любой из 2 питающих линий с выдержкой времени 1-3 с.

От ЗРУ-10 кВ запитаны понижающие трансформаторы 10/0,4 кВ (7) мощностью 400-1000 кВ·А (в зависимости от количества установленных турбоагрегатов). От понижающих трансформаторов 10/0,4 кВ через вводные автоматы 0,4 кВ (8) запитан главный щит 0,4 кВ, состоящий из 2 секций. Секционный автомат 0,4 кВ (9) включается автоматически при потере напряжения на любой из секций с выдержкой времени 2-4 с.

Для восстановления напряжения на главном щите 0,4 кВ при полном исчезновении внешнего напряжения через 10-15 с включается дизель-электростанция AC-804 (KAC-500) (12) мощностью 500-630 кВт.

Типовая схема электроснабжения газотурбинной КС (II вариант) представлена на Рис. 1.38, где 1 - понижающая подстанция 35-110/10 кВ внешних электросетей; 2 - воздушно-кабельная линия 10 кВ; 3 - выключатель нагрузки типа ВНП-10/400; 4 - высоковольтный предохранитель типа ПК-10/40(80); 5 - понижающий трансформатор 10/0,4 кВ; 6 - вводной автомат 0,4 кВ; 7 - секционный автомат 0,4 кВ; 8 - вводной контактор 0,4 кВ от ДЭС; 9 - автомат ДЭС.

Рис. 1.38. Схема электроснабжения газотурбинной КС (II вариант)

Отличие этой схемы от предыдущей заключается в отсутствии ЗРУ-10 кВ при КС. Питающие линии 10 кВ от внешней питающей подстанции приходят через выключатель нагрузки и высоковольтный предохранитель непосредственно на понижающие трансформаторы 10/0,4 кВ. Данная схема проще и дешевле, но менее надежна.

Электроснабжение ГПА

К потребителям электроэнергии ГПА относятся смазочные маслонасосы, пусковые насосы, вентиляторы отсоса и наддува, валоповоротное устройство, АВО масла и газа, аварийная вентиляция, нагрузки КИПиА, освещение и др.

Потребители ГПА по степени надежности электроснабжения разделяются на потребителей 1-й категории, 2-й категории и потребителей 3-й категории.

К потребителям 1-й категории, допускающим перерыв в электроснабжении только на время действия автоматики, относятся смазочные маслонасосы и насосы уплотнения, АВО масла, АВО воды, цепи КИПиА, аварийная вентиляция и аварийное освещение.

К потребителям 2-й категории, допускающим перерыв на время действия оперативного персонала, относятся АВО газа, освещение цеха.

К потребителям 3-й категории, допускающим перерыв до суток, можно отнести приточно-вытяжную вентиляцию, электрообогрев, освещение вспомогательных помещений, станочный парк и т.п.

Потребители 1-й категории запитываются по радиальным, кольцевым или смешанным схемам от обеих секций шин 0,4 кВ главного щита.

Потребители 2-й категории запитываются по радиальным схемам одной или двумя линиями от АЩСУ или главного щита 0,4 кВ.

Потребители 3-й категории запитываются одиночными линиями от АЩСУ или от главного щита 0,4 кВ.

Самая простая и надежная схема электроснабжения ГПА - радиальная (Рис. 1.39 ), где 1 - главный щит 0,4 кВ; 2 - автомат ввода от 2-й секции 0,4 кВ; 3 - кабельная линия 0,4 кВ; 4 - автомат ввода на АЩСУ от 2-й секции; 5 - секционный выключатель 0,4 кВ; 6 - автомат электродвигателя маслонасоса уплотнения; 7 - магнитный пускатель маслонасоса уплотнения.

По этой схеме на каждый ГПА приходит 2 линии от обеих секций 0,4 кВ.

Менее ответственные потребители - освещение, вентиляция - запитаны от одной из секций 0,4 кВ.

Широко применяется и кольцевая схема электроснабжения ГПА. По этой схеме кабели 0,4 кВ прокладываются к крайним ГПА, а между ними выполняются перемычки. Недостатки данной схемы - меньшая надежность, чем радиальной схемы.

Электроснабжение электроприводной КС

Типовая схема электроснабжения КС с синхронными электродвигателями СТД-12500-2 представлена на (Рис. 1.40), где 1 - понижающая подстанция внешних электросетей 220 кВ; 2 - выключатель 220 кВ; 3 - выключатель 220 кВ трансформатора 220/10/10 кВ; 4 - трансформатор 220/10/10 кВ; 5 - вводы 10 кВ от трансформатора 220/10/10 кВ; 6 - шиносоединительный выключатель; 7 - ввод 10 кВ на подсекцию 10 кВ собственных нужд; 8 - секционные выключатели 10 кВ; 9 - реактор токоограничивающий на подсекции собственных нужд; 10 - выключатель 10 кВ электродвигателя ГПА; 11 - реактор токоограничивающий эл. двигателя ГПА; 12 - синхронный электродвигатель СТД-12500-2; 13 - подсекция собственных нужд 10 кВ; 14 - выключатель 10 кВ трансформаторара 10/0,4 кВ КТП цеха; 15 - тр-р понижающий 10/0,4 кВ КТП цеха; 16 - вводной автомат КТП цеха; 17 - секционный автомат КТП цеха; 18 - выключатель 10 кВ трансформатора 10/0,4 кВ КТП АВО газа;

Рис. 1.39. Радиальная схема электроснабжения ГПА

Рис. 1.40. Схема электроснабжения электроприводной КС

Электроснабжение электроприводной КС с электродвигателями СТД-12500-2 осуществляется от ПС 220-500 кВ (1) внешних электросетей.

При КС строится подстанция 220/10/10 кВ и от нее запитывается ЗРУ-10 кВ КС. Для уменьшения токов короткого замыкания трансформаторы 220/10/10 кВ выполняются с расщепленной обмоткой. ЗРУ-10 кВ состоит из 4 секций и 2 подсекций. От основных 4 секций запитываются синхронные электродвигатели СТД-12500-2 для привода ГПА. От подсекций запитываются трансформаторы 10/0,4 кВ цеха и АВО газа, другие потребители. Для уменьшения снижения напряжения 10 кВ при пуске ГПА предусматриваются шиносоединительные выключатели. Они включаются только на время пуска и затем отключаются. Для этой же цели - уменьшения снижения напряжения при пуске - служат реакторы в цепи синхронного электродвигателя и на подсекции.

Резервные аварийные электростанции

В качестве аварийных резервных источников для газотурбинных КС применяются дизельные электростанции типа AC-804 (KAC-500) мощностью 500-630 кВт или газотурбинные электростанции типа "Растон" производства Англии мощностью 2700 кВт. Электростанции автоматизированы по III степени, что позволяет им автоматически включаться при полном исчезновении напряжения и отключаться при его появлении на любой из секций 0,4 кВ. Электростанции устанавливаются в помещениях КС рядом с главным щитом 0,4 кВ или в блок-боксе. На ГЩУ от электростанций выводятся 3 сигнала: Резерв, Работа, Авария. Сменный персонал обязан контролировать состояние резервных аварийных электростанций: наличие необходимого давления воздуха, подзаряда аккумуляторных батарей, масла, охлаждающей жидкости и топлива, а также наличие подогрева в зимних условиях и т.д. Необходимо иметь всегда аварийный запас топлива на 4-5 ч работы.

Система питания постоянным током автоматики и аварийных насосов смазки ГПА, автоматики ЗРУ-10 кВ, аварийного освещения

Для питания постоянным током автоматики и аварийных насосов смазки ГПА, автоматики ЗРУ-10 кВ и аварийного освещения на КС устанавливают аккумуляторные батареи кислотного типа С, СК, СН и щелочного типа НК, "Варта". Как правило, устанавливают кислотные аккумуляторы как более долговечные и требующие меньше места для размещения. Для питания автоматики ГПА используется напряжение = 24 В. Для питания системы управления кранов "Вега", аварийных насосов смазки и аварийного освещения используется постоянное напряжение равное 220 В. Аккумуляторные батареи устанавливаются в специально отведенных помещениях, оборудованных приточно-вытяжной вентиляцией. Для подзаряда аккумуляторов устанавливают 2 полупроводниковых выпрямителя: рабочий и резервный. Аккумуляторная батарея напряжением 220 В оснащается выпрямителями типа ВАЗП-260/380-80/40, аккумуляторная батарея напряжением 24 В оснащается выпрямителями типа ВУТ-31/60-260. В цехах импортной поставки газопровода Уренгой - Ужгород установлены щелочные аккумуляторные батареи типа "Варта" (Германия) напряжением 110 В.

Типовая однолинейная схема системы постоянного тока напряжением 220 В представлена на Рис. 1.41, где 1 - автомат ввода от аккумуляторной батареи; 2 - рубильник ввода на секцию; 3 - секционный рубильник.

Рис. 1.41. Схема постоянного тока = 220 В

Постоянное напряжение от аккумуляторной батареи через автомат и рубильник подводится к щиту постоянного тока (ЩПТ). Щит постоянного тока разделен рубильниками на 2 секции.

Напряжение на нагрузку подается от обеих секций. Схемы питания постоянным током, как правило, радиально-кольцевые или кольцевые. Подключение нагрузок осуществляется через ключи (автоматы) и предохранители. Щит постоянного тока оборудован приборами контроля напряжения на батарее, тока нагрузки, тока подзаряда, реле понижения и повышения напряжения, реле контроля земли и т.д.

При снижении изоляции любого из полюсов батареи ниже 20 кОм срабатывает реле контроля "ЗЕМЛЯ" и подает сигнал на ГЩУ. На ГЩУ также должны быть выведены сигналы отключения подзарядных агрегатов.

Снижение изоляции батареи ниже 20 кОм может привести к ложным срабатываниям соленоидов кранов и аварийным остановкам агрегатов и КС в целом.

Контроль изоляции батареи проводится по показаниям вольтметра, подключаемого полюсам батареи с помощью переключателя.

Емкость аккумуляторной батареи выбирается из условий обеспечения выбега и охлаждения ротора ГТУ при полном исчезновении напряжения за 2-3 ч.

От щита постоянного тока запитан блок аварийного освещения. В нормальном режиме светильники аварийного освещения запитаны от переменного напряжения ~220 В.

При исчезновении переменного напряжения ~220 В отключается контактор переменного тока и включается контактор постоянного тока от аккумуляторной батареи.

При восстановлении переменного напряжения ~220 В отпадает контактор постоянного тока и подтягивается снова контактор переменного тока.

1.16 Водоснабжение и канализация КС

Водоснабжение КС осуществляется от артезианских скважин, пробуренных на расстоянии 300-400 метров от забора промплощадки КС. Глубина скважин обычно 70-150 метров. Скважины оборудуются насосами типа ЭЦВ или их аналогами производительностью 6-40 м/сут в зависимости от дебита скважины. Как правило, пробуривается не менее 2 скважин: одна рабочая, другая - резервная. Часть КС получает воду от городских сетей. Вода, получаемая из артезианских скважин, в целом соответствует ГОСТ 2874-82 "Вода питьевая" за исключением повышенного содержания железа и некоторых других компонентов. Для нейтрализации железа, нитратов, органики и т.д. на КС монтируются установки подготовки воды типа "Деферрит" или "Струя". Из артезианских скважин вода по напорному трубопроводу подается в хозяйственные противопожарные емкости. Объем емкостей определяется проектом и составляет от 250 до 500 м. Рядом с емкостями строят насосную 2-го подъема, блочную типа АНПУ-25 или стационарную из кирпича (железобетона). В насосной монтируют хозяйственно-питьевые насосы и пожарные насосы. Хозяйственно-питьевые насосы работают круглосуточно, обеспечивая рабочее давление в трубопроводах в пределах 0,15-0,3 МПа, пожарные насосы включаются при пожаре для повышения давления в сети до 0,6-0,8 МПа и тушения пожара от гидрантов.

Промплощадка КС оборудуется подземным кольцевым хозяйственным противопожарным стальным водопроводом Ду = 100 200 мм. Кольцевой водопровод делится задвижками на несколько участков для возможности ремонта без отключения всего водопровода.

Типовая схема водоснабжения приведена на Рис. 1.42, где 1 - артезианские скважины; 2 - напорный трубопровод; 3 - хозяйственно-противопожарные емкости; 4 - хозяйственные питьевые насосы; 5 - пожарные насосы; 6 - установка подготовки воды с обеззараживающей установкой; 7 - задвижки; 8 - кольцевой водопровод.

Рис. 1.42. Типовая схема водоснабжения КС

Канализация хозяйственных фекальных вод промплощадки КС выполняется из чугунных труб Ду = 100200 мм на глубине 1,2 м от поверхности земли. Канализация самотечная. Хозяйственные фекальные воды самотеком поступают в приемный резервуар канализационной насосной и оттуда насосами перекачиваются на очистные сооружения типа БИО или иные типы. Очистка сточных вод осуществляется с помощью воздуха, подаваемого высоконапорным компрессором в массу воды. Кислород воздуха окисляет и переводит органические загрязнения в минеральные с образованием СО и НО, одновременно обеспечивая синтез запасных органических веществ и образование новых клеток активного ила. В результате синтеза увеличивается биомасса ила и число микроорганизмов. Доза ила по массе служит ориентировочным показателем того, сколько в иловой смеси потребителей (микроорганизмов) загрязнений. А уже то, что не смогли переработать организмы активного ила, а также песок и соли металлов выпадают в осадок. Степень очистки сточных вод определяется органами Госкомприроды и должна соответствовать разрешенному нормативу предельно допустимого сброса (ПДС). ПДС - это расчетная величина для каждого региона и каждого водоема, куда осуществляется сброс очищенных стоков.

Типовая схема очистных сооружений типа БИО-50 приведена на Рис. 1.43, где 1- решетка, для улавливания крупных отбросов; 2- песколовка, для улавливания песка и мелких неорганических примесей; 3 - первичный отстойник; 4 - аэротенк; 5 - вторичный отстойник; 6 - компрессорная с воздуходувками типа 2АФ49-53; 7 - песчаный фильтр; 8 - установка хлорирования капельного типа "ЛОНИИ"; 9 - контактный колодец, где происходит непосредственное хлорирование.

Рис. 1.43. Типовая схема канализационных очистных сооружений типа БИО-50

Сточные воды, освобожденные от крупных плавающих загрязнений на решетках, поступают на песколовки, которые освобождают сточные воды от песка и частиц размером 0,25-1 мм.

Далее стоки поступают в первичный отстойник, наиболее простой и часто применяемый на практике способ удаления из сточных вод грубодисперсных примесей, которые оседают на дно отстойника или всплывают на поверхность. Основной процесс биологической очистки происходит в аэротенке. Процесс очистки представляет собой непосредственный контакт органических загрязнений с оптимальным количеством организмов активного ила в присутствии соответствующего количества растворенного кислорода в течение необходимого периода времени. Вторичный отстойник применяется для отделения активного ила от биологически очищенной сточной воды.

Установка хлорирования производит обеззараживание очищенной сточной воды.

В настоящее время в П "Мострансгаз" началась замена морально и физически устаревших очистных сооружений типа БИО на очистные сооружения типа ККВ, которые обеспечивают большую степень очистки по БПК-5, фосфору, нитратам.

Теплоснабжение КС

Теплоснабжение помещений КС осуществляется от собственных стационарных (блочных) котельных, оборудованных водогрейными стальными (чугунными) котлами на газе типов HP-18, "Братск", КВА, ТВГ и т.д. мощностью 0,8-8 МВт. Мощность и количество котлов определяются проектом с учетом покрытия тепловых нагрузок в самые сильные морозы и с учетом резервирования. Как правило, это 3-4 котла на промплощадку. Котельные полностью автоматизированы, не имеют постоянного закрепленного персонала и обслуживаются сменным персоналом КС. Компрессорные станции, имеющие постоянно работающие газотурбинные агрегаты, обеспечиваются теплом от утилизаторов ГПА. Утилизатор представляет собой блок из пучка стальных оребренных труб, устанавливаемых в выхлопную шахту ГПА.

Для обеспечения длительной и безаварийной работы котлов и утилизаторов на промплощадке КС устанавливают блоки химводоподготовки (ХВО) или умягчения воды. Это, как правило, система натрий-катионитовых фильтров (1-3 шт.) диаметром Ду = 7001000 мм, загруженных сульфоуглем или ионообменными смолами. Регенерация фильтров осуществляется с помощью поваренной соли. Мощность ХВО определяется емкостью теплосети и составляет 10-100 м /сутки. Теплотрасса промплощадки КС бывает подземной или надземной. Выполняется из стальной водогазопроводной трубы Ду = 50200 мм. В последнее время для увеличения срока службы теплотрассы чаще выполняют надземными.

Типовая схема теплоснабжения КС представлена на Рис. 1.44, где 1 - утилизационный теплообменник; 2 - теплообменный модуль; 3 - блок-шибер; 4 - циркуляционный насос; 5 - подпиточный насос; 6 - обратный клапан; 7 - бак-аккумулятор (деаэратор); 8 - насос перекачивающий; 9 - подогреватель обратной воды; 10 - водоподогреватель; 11 - химводоочистка (Na - катионитовая); 12 - обратный клапан; 13 - циркуляционный насос системы ГВС; 14 - обезжелезивающий фильтр; 15 - водяной насос.

Рис. 1.44. Принципиальная тепловая схема теплоснабжения газотурбинных КС.

Условные обозначения: - выхлопные газы; - сетевая вода; - сырая вода; - умягченная и деаэрированная вода; - контур горячего водоснабжения

1.17 Организация связи на компрессорных станциях

Связь на компрессорной станции является неотъемлемой частью газотранспортного процесса и организуется в строгом соответствии с действующими общими требованиями к технологической связи магистральных газопроводов ОАО "Газпром".

Средства связи компрессорных станций входят в комплекс средств контроля и управления процессом транспортировки газа и образуют оперативно-технологическую и общетехнологическую связь.

Основой для организации всех видов связи КС является местная первичная сеть и внутризоновая первичная сеть связи предприятия.

Эксплуатацию всех технических средств связи КС, задействованных на организацию вышеперечисленных видов связи, осуществляет персонал узлов связи, входящий в состав производственных служб компрессорных станций.