ВВЕДЕНИЕ

Вторая половина ХХ в. характеризуется созданием и бурным
развитием

газовой отрасли в России. В предвоенные годы небольшие газовые
месторожде-

ния открывались в Поволжье, Коми АССР, на Северном Кавказе. В годы Вели-

кой Отечественной войны были открыты газовые месторождениия в Саратов-

ской и Куйбышевской областях. Елшано-Курдюмское месторождение в Сара-

товской области стало базовым для газопровода Саратов-Москва,
вступившего

в строй в августе 1947 г. На Северном Кавказе в 1959 г. Было открыто
крупное

Северо-Ставропольско-Пелагиадинское газовое месторождение, из которого

газ в 1965 г. стал поступать в Москву. В 1953 г. была установлена
газоносность

Западной Сибири, а открытие таких уникальных газовых месторождений в се-

верных районах Западной Сибири, как Уренгойское (1966), Медвежье (1967)
,

Ямбургское (1969) и ряда других , позволило организовать строительство
мно-

гониточных газопроводов большого диаметра из Западной Сибири в районы

Урала, центра и запада России, а затем и в европейские страны.
Одновременно

проводившиеся геолого-разведочные работы в других регионах страны выяви-

ли такие крупные газовые и газоконденсатные месторождения, как Оренбург-

ское (1966) в Урало-Поволжье, Южно-Соленинское (1969) и
Северо-Соленин-

ское (1971) в Норильском районе, ряд месторождений (Ленинградское, Май-

копское и др.) в Краснодарском крае. Разведанные запасы газа России на
нача-

ло 1973 г. составили 18,2 трлн м?, из которых 14,1 трлн м? было
сосредоточено

в Западной Сибири.

В 1974 -1992 гг. поисково-разведочные работы успешно
проводились

в районах Восточной Сибири, Дальнего Востока, шельфа Баренцева, Карского

и Охотского морей. В Восточной Сибири были открыты крупные месторожде-

ния природного газа и нефти: Собинское (1982), Ковыктинское(1987), Юруб-

чено-Тохомское (1991), в Якутии- Верхне-Вилючанское(1975), Чаяндинское

(1976), на шельфе Охотского моря – Одоптуморе (1978), Чайво (1979), Лун-

ское (1984). В Баренцевом море были открыты крупные газовые месторожде-

ния: Штокмановское (1988), Лудловское (1990) и ряд других, в Карском
море

-Русановское (1989) и Ленинградское (1990) газоконденсатные
месторождения.

Запасы газа в целом по России к началу 1993 г. достигли 49,1 трлн м?. В
период

1993-2000 гг. геолого-разведочными работами в целом была подтверждена
вы-

сокая оценка перспектив нефтегазоносности России.За этот период было
прира-

щено около 3 трлн м? запасов газа. Однако в связи с сокращением объемов
ГРР

в последние годы прирост запасов обеспечивался в основном доразведкой
ра-

нее выявленных месторождений.

Ввод открытых месторождений в европейской части России и
Западной

Сибири в разработку и создание сети магистральных газопроводов позволили

увеличить добычу (млрд м?) газа в 1970 г. до 83, в 1990 г. до 640,6 и в
2000 г.

до 584.Доля газа в топливно-энергетическом комплексе России постепенно
уве-

личивалась и в 2000 г. составила 52% (рис.1).

В 2000 г. по предварительным данным в России было приращено
793

млрд м? запасов газа по результатам ГРР и переоценки ранее выявленных
запа-

сов. Около 55% прироста запасов газа приходится на Ковыктинское газокон-

денсатное месторождение в Иркутской области, 25%- на Чаяндинское нефте-

газоконденсатное месторождение в Республике Саха (Якутия).Суммарные

запасы газа по категориям С?+С? на первом оцениваются в 1,7 трлн м?,на
вто-

ром-1,2 трлн м?. Эти месторождения станут базовыми для поставок газа в

страны Азиатско-Тихоокеанского региона, и увеличение в них запасов газа

значительно укрепит сырьевую базу проектируемых газопроводов.

Крупные успехи были получены при разведке новых месторождений
в

Обской губе Западной Сибири. Здесь в 2000 г. ОАО”Газпром” были открыты

Северо-Каменномыское и Каменномыское-море газовые месторождения,сум-

марные запасы которых в сеноманских отложениях по категории С?
составляют

29,1 млрд м?, категории С? - 433,1 млрд м?, подтвердившие прогнозы
высокой перспективности Обской губы. В европейской части прирост запасов
газа в

объеме 6,9 млрд м? получен по Алексеевскому (Еленовскому)
газоконденсатно-

му месторождению в Астраханской области.

К началу ХХ! в. разведанные запасы газа России составили
46,9 трлн м?,

из которых на суше сосредоточено 91,9% и на шельфе 8,1%.
Тимано-Печорский

регион содержит 1,4% разведанных запасов газа России, Северный
Кавказ-0,7%, Урало-Поволжье-8,2%, Западная Сибирь-75,6%, Восточная
Сибирь-3,2%,

на Дальнем Востоке-2,8% и на шельфе 8,1%. На глубинах до 1,5 км
сосредото-

чено 23 трлн м? разведанных запасов газа (49,1%), в интервале глубин
1,5-3 км-

16,3 трлн м? (34,7%) и ниже 3 км – 7,6 трлн м? (16,2%). Структура
компонент-

ного состава следующая: метановые (сухие) газы-61%,
этансодержащие-30.3%,

сероводородосодержащие 8,7%. В структуре добычи газа доля метановых
газов

составила 84,6%, этансодержащих 9,2%, сероводородосодержащих 6,2%. Из

общего объема разведанных запасов газа России в распределенном фонде
нахо-

дится 82,7%, в нераспределенном фонде-17,3%.

В России в настоящее время выявлено 786 месторождений,
содержащих

природный газ. В разработку вовлечено 351 месторождение с разведанными

запасами газа 21 трлн м?, или 44,8% от российских запасов, подготовлено
к про-

мышленному освоению 66 месторождений с запасами 17,8 трлн м? (38%), раз-

ведуются 200 месторождений с запасами 7,9 трлн м? (16,8%) и находится в
кон-

сервации 169 месторождений с запасами 0,9 трлн м?, или 0,4%. Из общего
объ-

ема разведанных запасов газа только 13 трлн м? высокоэффективны (
рис.2).

ОАО”Газпром” сегодня- это:

- 23% мировой и 93% российской добычи газа;

- 150 тыс.км магистральных газопроводов;

- 251 компрессорная станция;

- 22 подземных хранилища газа с объемом активного газа более 56 млрд..м?

Газпром осуществляет свою деятельность в 79 регионах Российской
Фе-

дерации. Добыча газа по ОАО “ Газпром “ в 2000 г. составила 546 млрд м?,

из них около 90% в Западной Сибири. Основные месторождения характери-

зуются высокой выработанностью запасов газа. В Западной Сибири: Мед-

вежье-74%, Вынгапуровское-69,5%, Уренгойское (сеноман)-54,2%, Ямбург-

ское-33,2%; в европейской части: Вуктыльское-81,8%, Оренбургское-53,4%.

В перспективе до 2020 г. добыча газа по Газпрому будет
поддерживать-

ся на уровне 530 млрд..м?, по России в целом в 2020 г. она достигнет
680-

700 млрд м?.

В основном добывающем регионе- ЯНАО добыча газа в 2000 г.
составила

513,0 млрд..м?, в том числе по сеноманским отложениям на глубинах до
1500 м-

450 млрд .м?. К 2020 г. добыча газа в этом регионе возрастет до 534 млрд
.м?, однако структура добычи резко изменится за счет ее снижения из
сеномана и

увеличения из более глубоких горизонтов.

До 2030 г. будет отмечаться рост стоимости добываемого газа в
связи со

снижением объемов добычи сеноманского газа и увеличением объемов газа из

не разрабатываемых в настоящее время месторождений п-ова Ямал, шельфа

Карского моря, вводом в разработку глубоких горизонтов.

В основном добывающем районе - ЯНАО добыча газа в 2000 году
составила 513,0 млрд м?, в том числе по сеноманским отложеням на
глубинах до 1500 м – 450 млрд м?. К 2020 г. Добыча газа в этом районе
возрастет до 534 млрд м? , однако структура добычи резко изменится за
счет ее снижения из сеномана и увеличения из более глубоких горизонтов.

До 2020 г. Будет отмечаться рост стоимости добываемого газа в
связи со снижением объемов добычи сеноманского газа и увеличением
объемов газа из неразрабатываемых в настоящее время месторождений п-ва
Ямал , шельфа

Карского моря , вводом в разработку глубоких горизонтов .

Прогноз развития сырьевой базы газовой промышленности бвзируется
на высокой количественной оценке нефтегазоносности недр России в таких
регионах , как Западная и Восточная Сибирь , а также Дальний Восток,
Прикаспий, шельф. Из общего объема неоткрытых ресурсов газа на регионы
Западной Сибири приходится 27,0 %,Восточной Сибири и Дальнего Востока –

24,2 % , европейских районов – 6,2 % , шельфа – 42,6 % .

Перспективной программой развития газовой отрасли ОАО «Газпром»
до 2030 г. уровни добычи газа определены в объеме 530 млрд м?.При этом
за счет

сформированной сырьевой базы прогнозируемые объемы добычи могут быть

обеспечены только до 2008-2010 гг. В последующем намечаемые уровни могут

поддерживаться за счет освоения вновь открываемых месторождений или но-

вых месторождений, на которые получены лицензии. Следует отметить, что

За последние годы доля объемов ГРР Газпрома от общероссийских
составля-

ла (%); в 1998 г.- 5,9 ; в 1999- 5,6 ; в 2000 г.- 3,9. В то же время
доля прироста

запасов УВ в общем объеме прироста составила (%); в 1998 г.-27,7, в 1999
г.-

60,3, в 2000 г.- 45,8, что свидетельствует о достаточно высокой
эффективности

ГРР по организациям ОАО «Газпром».

К приоритетным направлениям расширения сырьевой базы и
устойчиво-

го развития газовой отрасли относятся;

• в Тимано-Печорском регионе – освоение выявленных и подготовка новых

месторождений в Нарьян-Марском,Вуктыльском и Интинском геолого-эконо-

мических регионах ;

• на шельфе Баренцева ,Печорского и Карского морей- подготовка к освое-

нию Штокмановского месторождения, создания нового нефтегазодобывающего

региона в Печорском море , доразведка и освоение крупнейших
Ленинградско-

го и Русановского месторождений в Карском море;

• в Урало-Поволжье- подготовка промышленных запасов УВ в Оренбургской

области, разведка глубокозалегающих отложений девона в Астраханской
облас-

ти;

• в Западной Сибири-подготовка промышленных запасов газа месторождений

п-ова Ямал к разработке, освоение запасов и ресурсов УВ ачимовских
отложе-

ний Большого Уренгоя, освоение и подготовка запасов УВ в пределах Тазов-

ской и Обской губ и прилегающей суши Гыдана и севера Тазовского п-ова;

• в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке- освоение Юрубчено-Тохомс-

кого и Собинского нефтегазоконденсатных месторождений, разведка и освое-

ние крупнейших газоконденсатных месторождений Иркутской области

(Ковыктинское) и Республики Саха (Якутия) (Чаяндинское, Верхне-Вилючан-

ское, Средне-Ботуобинское, Талаканское и др.);

• на шельфе-освоение месторождений нефти и газа шельфа Охотского моря

и суши Сахалина.

Для поддержания уровней добычи до 2030 г. необходимо прирастить
около

30 трлн.м? запасов газа, для подготовки которых объем глубокого
разведочного

бурения должен составить 15-17 млн.м. Финансирование геолого-разведочных

работ в таких объемах составит около 8 млрд.долл. Основным объектом ГРР

станет шельф дальневосточных и арктических морей.

После 2010 г. во многих старых газодобывающих районах суши
начнет-

ся активное освоение нетрадиционных источников: скопления газа в низко-

проницаемых коллекторах на больших глубинах, метаноугленосных толщ:

после 2030-2040 гг.- газогидратов и водорастворенных газов подземной

гидросферы.

2. Назначение компрессорной станции

При движении газа по газопроводу часть его энергии расходуется на пре-

одоление сил трения. В результате скорость газа в трубопроводе умень-

шается, происходит падение давления по его длине и это вызывает сни-

жение пропускной способности газопровода. Для восстановления преж-

них параметров газа необходимо периодически через определенные рас-

стояния сообщать соответствующее количество энергии транспортируе-

мому газу. Этот процесс подвода энергии выполняется в специальных

сооружениях газопровода, называемых компрессорными станциями.

Компрессорная станция- составная часть магистрального
газопро-

вода, предназначенная для обеспечения его расчетной пропускной спо-

собности за счет повышения давления газа на выходе КС с помощью

различных типов ГПА. Газоперекачивающие агрегаты посредством сис-

темы трубопроводов, запорной арматуры различных диаметров и другого

специального оборудования составляют так называемую технологическую

схему цеха.

На КС осуществляются следующие основные технологические про-

цессы: очистка транспортируемого газа от механических и жидких приме-

сей , сжатие газа в центробежных нагнетателях или поршневых машинах,

охлаждение газа после сжатия в специальных охладительных устройствах,

измерение и контроль технологических параметров, управление режимом

работы газопровода путем изменения количества работающих ГПА и режим-

ного состояния самих ГПА.

В состав КС входят следующие основные устройства и
сооружения:

Узел подключения КС к магистральному газопроводу с запорной арматурой

и установкой для запуска и приема очистного поршня;

- технологические газовые коммуникации с запорной
арматурой;

- установка очистки технологического газа;

- газоперекачивающие агрегаты, составляющие компрессорный
цех;

- установка охлаждения газа после его компримирования;

- системы топливного, пускового, импульсного газа и газа
собствен-

ных нужд;

- система электроснабжения и электрические устройства
различного

назначения;

- система автоматического управления;

- система связи;

-система производственно-хозяйственного и пожарного
водоснабжения

и канализации;

- склад для хранения материалов, реагентов и оборудования;

- ремонтно-эксплуатационные и служебно-эксплуатационные
помещения.

Основной объект компрессорной станции- компрессорный цех,
оснащен-

ный газоперекачивающими агрегатами и рядом вспомогательных систем

( агрегатных и общецеховых ).Эти системы обеспечивают эксплуатацию ГПА

и другого оборудования КС, а также нормальные условия работы обслуживаю-

щего персонала. В составе КС может быть один или несколько компрессорных

цехов, которые обозначаются соответствующими порядковыми номерами. В

состав головных компрессорных станций, расположенных в районе промыслов,

могут входить дожимные компрессорные цехи, предназначенные для повыше-

ния давления газа на входе в основной цех.

Кроме компрессорных цехов, в комплекс компрессорной станции
входят:

котельные , общестанционные системы водоснабжения и канализации с насос-

ными станциями, электростанции собственных нужд или трансформаторные

подстанции, узлы дальней и внутренней связи, автотранспортные парки,
меха-

нические мастерские, различные административные хозяйственные сооруже-

ния.

Головные компрессорные станции оснащаются, кроме того,
сооружении-

ями и оборудованием для осушки, очистки ,одоризации газа ( одорант-
вещест-

во, которое добавляется в газ и придает ему резкий запах ).

На компрессорной станции имеется химическая лаборатория,
которая

периодически проводит анализы масла, воды и, если необходимо, других
рабо-

чих веществ, а также систематически проверяет загазованность объектов.

Газопровод имеет ответвления ( шлейфы ), по которым газ
поступает в

компрессорные цехи станции. После очистительных устройств он подается

в газоперекачивающие агрегаты, где осуществляется процесс сжатия, после

чего пропускается через газоохладители и возвращается в газопровод для

дальнейшей транспортировки.

Когда компрессорная станция не работает, газ пропускается
только по

газопроводу. Максимальное давление газа на входе в компрессорную станцию

составляет 50 кгс/см?, а на выходе-76 кгс/см?. Температура газа на
выходе не

должна превышать 70°С. В зависимости от мощности и числа газоперекачи-

вающих агрегатов компрессорная станция способна перекачивать от 50 до
150

млн.м? газа в сутки.

Режим работы компрессорной станции круглосуточный и
круглогодич-

ный, поэтому оборудование и системы КС обслуживаются сменным персона-

лом.

Компрессорные станции входят в состав
линейно-производственных

управлений магистральных газопроводов (ЛПУМГ). Основные службы ЛПУ

МГ: а) газокомпрессорная служба ( ГКС ), в состав которой входит
компрессор-

ная станция; б) линейно-эксплуатационная служба (ЛЭС ), занимающаяся
экс-

плуатацией линейной части газопровода; в) диспетчерская служба; г)
служба

связи и телемеханики; д) служба энерговодоснабжения; е) служба КИП и А.

2.1 Устройство и обслуживание компрессорного цеха

Компрессорный цех представляет собой совокупность общецеховых

систем, которые обеспечивают эксплуатацию газоперекачивающих агрегатов,

всего общецехового оборудования, а также нормальные условия работы
обслу-

живающего персонала. На каждую систему компрессорного цеха должен запол-

няться эксплуатационный формуляр.

Все системы компрессорного цеха в установленные сроки проходят

гидравлические, пневматические и другие необходимые испытания, а также

осмотры и проверки. Арматура и трубопроводы систем окрашены в соответст-

вии с действующими требованиями, заземлены, зачищены от механических

повреждений, вибрации и коррозии. По каждой системе составлена схема,

отражающая внесенные в систему изменения и переделки, и эта схема
совмест-

но с инструкцией по эксплуатации вывешена на видном месте вблизи
оборудо-

вания, входящего в систему.

2.1.2 Система оборотного водоснабжения и охлаждения масла

Данная система предназначена для охлаждения турбинного масла ГПА до

температур, предусмотренных инструкциями по эксплуатации агрегатов (при-

мерно до 35-50°С). На компрессорных станциях турбинное масло охлаждается

циркуляционной водой в водяных маслоохладителях или воздухом в аппаратах

воздушного охлаждения (АВО). Циркуляционная вода охлаждается в градирнях

или аппаратах воздушного охлаждения. Система состоит из градирни или
аппа-

рата воздушного охлаждения, циркуляционных насосов, системы трубопрово-

дов, запорной и предохранительной арматуры, фильтров и других элементов.

На компрессорных станциях применяются градирни открытые
капель-

ные и капельные противоточные с искусственной вентиляцией, односекцион-

ные и многосекционные. В градирнях осуществляется охлаждение воздухом

воды, поступающей от маслоохладителей, а также охлаждение водой техноло-

гического газа. Нагретая в маслоохладителях вода подается насосом в
верхнюю

часть градирни, где она разбрызгивается и стекает вниз, охлаждаясь при
сопри-

косновении с окружающим воздухом.

Для улучшения охлаждения в верхней части градирни могут
быть уста-

новлены вентиляторы, обеспечивающие движение воздуха снизу вверх.

Газовые охладители расположены в нижней части градирни.
Они ох-

лаждаются разбрызгиваемой и стекающей водой. Поступающая в градирню вода
собирается в поддоне и бассейне,откуда забирается циркулярными насосами.

Аппараты воздушного охлаждения на компрессорных станциях

используют как для прямого охлаждения турбинного масла, так и для
охлаж-дения промежуточного теплоносителя- циркуляционной воды. При
низких

температурах окружающей среды в промежуточном контуре АВО вместо

воды используют антифриз.

Аппарат воздушного охлаждения состоит из теплообменников,
в труб-ках которых циркулирует масло, вода или антифриз, и вентиляторов
с электро-приводом. Электродвигатели соединены с вентиляторами через
редукторы или

ременные передачи. Лопасти вентилятора могут быть поворотными. Кроме то-

го, на входе или выходе из АВО установлены жалюзийные решетки для
регули-рования расхода воздуха. Аппараты воздушного охлаждения
располагают на

открытом воздухе или в специальных помещениях, рядом со зданием
компресс-

орного цеха. В некоторых случаях АВО встраивают снизу в
воздухозаборные

камеры газоперекачивающих агрегатов.

Загрязнения с оребренных поверхностей труб АВО следует
удалять

паром или воздухом не реже одного раза в месяц.

Трубороводы,арматура и другие элементы системы оборотного
водо-

снабжения и охлаждения масла надо содержать в порядке, подвергать перио-

дическому осмотру и ремонту. Необходимо устранять имеющиеся утечки во-

ды, своевременно заменять прокладки и сальниковую набивку. Обслуживание

оборудования системы оборотного водоснабжения и охлаждения масла осу-

ществляется персоналом службы энергоснабжения.

2.1.3 Система маслоснабжения

Система маслоснабжения компрессорного цеха обеспечивает: а) прием,
хране-

ние и контроль расхода турбинного масла; б) очистку и регенерацию
(восста-

новление ) масла ; в) подачу турбинного масла к агрегатам ; г) аварийный
слив

и перекачку масла из маслоблоков газоперекачивающих агрегатов на склад

масел или из одного маслобака в другой.

В состав системы маслоснабжения входят: а) склад масел с
запасом,

рассчитанным не менее чем на трехмесячный расход для всех потребителей
КС

б) цех регенерации, оборудованный установками для очистки масла и
насосами

для подачи масла к потребителям ; в) система маслопроводов чистого и
отрабо-

танного масла цеха регенерации, а также система маслопроводов от склада
ма-

сел до потребителей ; г) система маслопроводов, арматура и емкости,
обеспечи-

вающие аварийный слив и перекачку масла из маслобаков всех ГПА.

На складе масел установлены емкости чистого и отработанного
масла.

Система маслопроводов чистого и отработанного масла обеспечивает:

а) подачу чистого масла из емкости непосредственно в маслобаки
агрегатов;

б) подачу чистого масла из емкости в мерный бак компрессорного цеха;

в) слив отработанного масла из маслобаков в емкости для отработанного
масла;

г) подачу отработанного масла из маслобаков на установку регенерации
масла;

д) слив регенерированного масла в отдельную емкость;

е) аварийный слив и перекачку масла из маслобаков агрегатов.

Обслуживание системы маслоснабжения направлено на обеспечение
на-

дежного маслоснабжения ГПА, сокращение расхода масла , поддержание тре-

буемых физико-химических свойств масла и предупреждение его утечек.

Масло во время работы в машинах и аппаратах соприкасается с
метал-

лами, подвергается действию окружающей среды, а также насыщается различ-

ными посторонними примесями. Под влиянием этих факторов в масле проис-

ходят физико-химические изменения. Для очистки и предупреждения прежде-

временного старения масло необходимо подвергать профилактической непре-

рывной регенерации.

Регенерацией называется восстановление эксплуатационных
качеств у

отработанных масел с помощью комплекса физико-химических методов. Реге-

нерация и очистка масла осуществляется в сепараторах и фильтр-прессах.

Очистка масла в сепараторах основана на действии центробежной силы,
разви-

вающейся во вращающихся барабанах. Сепараторы работают двумя способами;

кларификации и пурификации. Способ кларификации служит для отделения от

масла механических примесей, воды, шлама и т.п., если их содержание не
пре-

вышает 0,3%, т.е. их непрерывный отвод не требуется. Грязь и вода
собираются

в грязевике барабана и периодически удаляются, масло во время
сепарации

отводится все время. Способ пурификации служит для отделения от масла
больших количеств воды и механических примесей (более 0,3%). В этом
случае

вода отделяется от масла и все время удаляется. Вместе с водой уходит и
часть

механических примесей ; остальная часть остается на стенках барабана,
кото-

рые нужно периодически очищать.

На ГПА каждого типа установлены нормы расхода турбинного
масла.

Расход масла на каждый агрегат учитывается в эксплуатационном формуляре

и журнале учета турбинного масла.

Масло на КС анализируется работниками химической
лаборатории.

Полный анализ масла осуществляется : а) при поступлении на КС партии
мас-

ла ; б) перед заливкой и добавкой масла в маслобак агрегата. Полный
анализ

масла проводится также один раз в шесть месяцев на работающем агрегате и

один раз в шесть месяцев в резервных емкостях.

Кроме полного анализа масла работники химической
лаборатории

ежедневно контролируют масло на работающих агрегатах.

Ежедневный контроль масла включает проверку: а)
прозрачности

при температуре помещения- визуально; б) содержание шлама и механических

примесей-визуально; в) содержания влаги- качественно (проба на
потрескива-

ние).

Пробы на анализ следует отбирать с нижнего уровня
маслобака, где

масло загрязнено больше, чем наверху.

2.1.4 Система технологического газа

Центробежные нагнетатели компрессорных станций могут работать по следу-

ющим основным схемам : последовательная, последовательно-параллельная и

коллекторная.

Наиболее простая из указанных схем- последовательная. Газ
из магист-

рального газопровода проходит пылеуловители и с давлением p? поступает к

первому центробежному нагнетателю, где он сжимается до давления p?. Под

этим давлением он подается ко второму нагнетателю, в котором давление
повы

шается до p? и т.д. Недостаток последовательной схемы-ограниченная
пропуск-

ная способность турбоагрегатов, а также неравномерная нагрузка их ;
послед-

ние по ходу газа работают в более напряженном режиме.

Этого недостатка в значительной степени лишена схема с
последова-

тельно- параллельно подключенными центробежными нагнетателями. В данной

схеме турбоагрегаты разбиты на две группы, а средний выполняет роль
резерв-

ного и может работать как в первой, так и во второй группах. В каждой
группе

центробежные нагнетатели работают последовательно, в то время как группы

в целом подключены к газопроводу параллельно. Подобная схема работы осу-

ществляется и при большем числе турбоагрегатов. При этом число
параллельно

работающих групп увеличивается. Производительность газопровода можно ре-

гулировать, изменяя число параллельно работающих групп, а степень
повыше-

ния давления, изменяя число турбоагрегатов, работающих в каждой группе.

Недостатком параллельно-последовательной схемы можно считать то, что при

ремонте среднего центробежного нагнетателя невозможна последовательная

работа центробежных нагнетателей первой группы с нагнетателями второй

группы. Эта схема имеет и другие существенные недостатки. Так, аварийный

останов одного из турбоагрегатов группы влечет за собой останов второго
агре-

гата; затруднен оперативный ввод в работу резервных турбоагрегатов, т.к.
при

этом возникает необходимость перестройки всей схемы с переключением
боль-

шого числа кранов. Указанные недостатки особенно заметны при большом
чис-

ле параллельно работающих групп.

Система технологического газа обеспечивает: а) подачу
газа к центро-

бежным нагнетателям компрессорного цеха и его транспортировку в пределах

N

в

Ё

hд

мпрессорной станции; б)загрузку нагнетателей, переключение кранов для

перестройки схемы работы, разгрузку нагнетателей, а также стравливание
газа

из технологических коммуникаций компрессорного цеха; в) очистку
транспор-

тируемого газа и удаление конденсата; г) охлаждение газа.

Трубопроводы и коллекторы компрессорного цеха укреплены
с по-

мощью хомутов , обеспечивающих возможность их перемещения при темпера-

турных расширениях.

Подземная часть трубопроводов покрыта антикоррозийной
изоляции-

ей. Трубопроводы на поверхности окрашены в установленные цвета. На
трубо-

проводах стрелкой указано направление движения газа.

Все наружные коллекторы и трубопроводы в пределах
компрессорно-

го цеха защищены от коррозии электрозащитными устройствами. Не реже од-

ного раза в год проводится ультразвуковой контроль толщин стенок
наземных

трубопроводов в местах поворотов, сужений, врезок и т.п.

Не реже одного раза в месяц проверяется состояние
фундаментов, на

которых уложены наземные трубопроводы и коллекторы, для определения их

целостности и отсутствия осадки.

К запорной трубопроводной арматуре относятся
устройства, предназ-

наченные для отключения одной части трубопровода от другой, для
включения

и отключения технологических установок, аппаратов и сосудов.

Привод арматуры может быть ручным, электрическим,
пневматичес-

ким, гидравлическим и электромагнитным ( соленоидным ). Установленная

арматура имеет номера в соответствии с правилами технической
эксплуатации

магистральных газопроводов, а также указатели направления открытия,
закры-

тия и направления потока. Узел управления арматурой имеет номер,
соответст-

вующий номеру управляемого крана, а также маркировку педалей и
соленоидов

-«Открытие» и «Закрытие».

Из магистрального газопровода через кран 7
транспортируемый газ

поступает в вертикальные масляные пылеуловители, внутренний диаметр
кото-

рых 2400 мм. После пылеуловителей установлены маслоуловитель и масло-

сборник.

Запорная арматура, обеспечивающая основные
технологические

процессы по перекачке газа в пределах компрессорного цеха, состоит из
шести

кранов: 1,2,3,3бис,4 и 5 . Краны 1 и 2 – непосредственно отсекающие,

Упрощенная принципиально-технологическая схема КС,
представлен-

ная на рис.4, характерна для КС, на которых используют новое поколение
га-

зоперекачивающих агрегатов. Эти агрегаты устанавливают в специальном
индивидуальном укрытии 11. Масло ГПА охлаждается в воздушном охлади-

теле масла 12. В традиционном варианте КС агрегаты любого типа размеща-

лись в общем здании, которое газопроницаемой стеной делилось на два
функ-

циональных помещения: машинный зал и галерею (зал) нагнетателей. Как в

традиционной схеме КС, так и в схеме с индивидуальными укрытиями для

ГПА функциональное назначение технологических элементов осталось преж-

ним . Блок аппаратов воздушного охлаждения 1 обеспечивает снижение
темпе-

ратуры газа до расчетной на выходе из КС и устанавливается, как
правило,пе-

ред подачей газа непосредственно в магистральный газопровод. Охранные
краны (южный) 2 и (северный) 8, выходной кран 3, камеры запуска 4 и
приема

5 поршня, секущий кран 6, а также входной 7 и охранный 8 краны входят в

узел подключения КС к магистральному газопроводу. По входному шлейфу 13

газ через пылеуловитель 10 и всасывающий кран поступает на всас полнона-

порного нагнетателя. После компримирования в нагнетателе газ через
обрат-

ный клапан и кран по выходному шлейфу 9 поступает в АВО. После
охлаждения газ через выходной кран 3 поступает в газопровод. Кран
является

обводным для всасывающего крана и служит для заполнения контура нагнета-

теля перед его пуском. Этот кран обычно имеет диаметр 50 или 80 мм.

В рассматриваемой схеме условно не показаны так
называемые

свечные краны. Их назначение- удаление газа в атмосферу из различных

участков технологической обвязки при пусках и остановках ГПА, а также

при остановке компрессорного цеха. Рециркуляционный кран является обвод-

ным краном и предназначен для предотвращения помпажа нагнетателя. При

приближении режима работы нагнетателя к помпажному система управления

ГПА обеспечивает открытие обводного крана ( на ряде типов ГПА эту опера-

цию выполняет эксплуатационный персонал вручную). Открытие этого крана

приводит к увеличению расхода газа через нагнетатель и образованию так

называемого потока рециркуляции, когда газ из нагнетателя через кран
сбра-

сывается в коллектор рециркуляции. Этот коллектор соединяется со всасы-

вающим коллектором КС. Такую схему применяют при обвязке полнонапор-

ных нагнетателей.

При большой протяженности линейной части ( трассы)
газопрово-

да необходимо периодическое повышение давления транспортируемого газа

и оно обеспечивается КС, расположенными на трассе газопровода. Такие КС

носят название линейных.

По мере выработки газовых месторождений происходит
падение

давления газа на входе в газопровод. Для поддержания его значения на
рас-

четном уровне, а следовательно, и сохранения оптимальной пропускной
способности газопровода сооружают дожимные компрессорные станции

(ДКС), которые проектируют и строят, как правило, по индивидуальным про-

ектам, и их технологические схемы значительно отличаются от линейных.

Однако в практике на линейных и дожимных компрессорных станциях неред-

ко используют одни и те же типы ГПА. Поэтому изложенные в дальнейшем

принципы построения технологических схем используют для линейных и

дожимных КС.

2.1.5. Система топливного и пускового газа

Система топливного и пускового газа предназначена для подачи газа с
требуе-

мым давлением и в необходимом количестве к газоперекачивающим агрегатам.

Эта система включает: а) трубопроводы и коллекторы с
продувочными и

дренажными устройствами , б) регуляторы давления , в) запорную и
предохра-

нительную арматуру, г) расходомерные устройства для контроля расхода
топ-

ливного газа на каждый агрегат и в целом по цеху, д) свечи для
стравливания

газа, е) сепараторы и фильтры-адсорберы топливного газа с продувочными и

дренажными устройствами.

Отбирается газ в систему обычно из трех различных участков
технологи-

ческих коммуникаций компрессорного цеха: а) из магистрального газопрово-

да на узле подключения до и после крана 20, установленного на
газопроводе

между врезками всасывающего и нагнетательного трубопроводов компрессор-

ного цеха; б) из коллектора после пылеуловителей; в) из выходного шлейфа

компрессорного цеха.

Отбираемый из газопровода пусковой и топливный газ поступает
на узел

редуцирования, где установлены регуляторы давления. Топливный газ кроме

того пропускается через сепараторы и фильтры-адсорберы с целью его
осушки

и очистки, а также через расходомерное устройство. Могут быть
установлены

также подогреватели топливного газа. От узла редуцирования пусковой и
топ-

ливный газ подходит к газоперекачивающим агрегатам по двум различным
сис-

темам трубопроводов.Пусковой газ подается к турбодетандерам для запуска

турбоагрегатов в работу.

Одна из основных частей системы топливного и пускового
газа- пункт

редуцирования и установленные на нем регуляторы давления. Регуляторы
дав-

ления предназначены для снижения и автоматического поддержания давления

газа на заданном уровне.

2.1.6 Система импульсного газа

Система импульсного газа обеспечивает его подачу к узлам управления и

пневмоцилиндрам для перестановки кранов технологического, топливного и

пускового газа, а также к контрольно-измерительным приборам и
устройствам

автоматического регулирования ГПА.

Импульсный газ отбирается из системы топливного и пускового газа
до

пункта редуцирования. Импульсные линии присоединяют к цилиндрам пневмо-

приводов с помощью гибких резиновых шлангов (рукавов) высокого давления.

Для обеспечения бесперебойной работы пневматических приводов и
прибо

ров импульсный газ предварительно очищают и осушают.Степень очистки и
осушки импульсного газа должна быть такой, чтобы исключалось заедание и

обмерзание рабочих исполнительных органов при температуре наружного воз-

духа до -50?С ( -60?С для районов Крайнего Севера).В зимнее время
следует

использовать отбор импульсного газа от нагнетательного газопровода цеха.

2.1.7 Система пожаробезопасности

Система пожаробезопасности компрессорного цеха предназначена для
сигнали-

зации в случае появления очагов загорания и ликвидации их путем
автоматичес

кой или управляемой подачи воды, пены или углекислого газа в очаг
пожара.

Система пожаробезопасности включает: а) общецеховую систему
пенного

пожаротушения, в которую входят автоматические средства обнаружения
заго-

рания и система пожаротушения каждого агрегата в отдельности; б) систему

пожарного водоснабжения, обеспечивающую в любое время года подачу воды

для противопожарных нужд; в) щиты с установленным набором противопожар-

ного инвентаря, пожарные краны со стволами и рукавами, пенные и
углекислот

ные огнетушители, ящики с песком и т.п. согласно нормам и правилам
противо-

пожарной охраны; г) средства связи и сигнализации для вызова пожарной
ко-

манды и сбора добровольной пожарной дружины.

Система пожарного водоснабжения состоит из пожарного
резервуара,

трубопроводов, арматуры и насосов. В пожарном резервуаре постоянно нахо-

дится необходимый запас воды на случай пожара. Трубопроводы системы,

расположенной на надземных участках вне помещений, утеплены. В зимнее

время обеспечивается постоянная циркуляция воды по трубопроводам для
предупреждения ее замерзания. Трубопроводы, размещенные внутри компрес-

сорного цеха, прокладываются в зоне с гарантированной положительной тем-

пературой.

2.1.8 Система вентиляции, кондиционирования и отопления

Система вентиляции, кондиционирования и отопления предназначена для

поддержания параметров воздушной среды в помещениях компрессорного цеха

в соответствии с требованиями действующих санитарных и технологических

норм.

Данная система включает: а) естественную вентиляцию во всех
помеще-

ниях компрессорного цеха, кроме аккумуляторной; б) приточно-вытяжную

вентиляцию в аккумуляторной и химической лаборатории; в) приточно-отопи-

тельную вентиляцию в машинном зале и галерее нагнетателей; г)
аварийно-вы-

тяжную вентиляцию в галерее нагнетателей; д) вытяжную вентиляцию в поме-

щениях регенерации масел, механической мастерской, диспетчерской; е)
уста-

новки кондиционирования воздуха; ж) отопительно-рециркуляционные
агрегаты; з) отопительные батареи с теплосетью.

Рабочие помещения химической лаборатории кроме общей
приточно-вы-

тяжной вентиляции ( с устройством подогрева воздуха в зимнее время )
обору-

дуются также местной вытяжной вентиляцией. Аварийная вытяжная вентиля-

ция обеспечивает 8-кратный воздухообмен и включается автоматически от
газо

анализаторов-сигнализаторов при наличии газа в воздухе в количестве до
1%.

2.1.9 Система электроснабжения

Система электроснабжения предназначена для обеспечения электроэнергией

основного и вспомогательного оборудования компрессорного цеха.

Эта система подразделяется: а) на систему переменного тока,
которая

служит для привода электродвигателей, питания контрольно- измерительных

приборов и автоматического управления агрегатом, освещения и т.п.; б) на
сис-

тему постоянного тока, которая служит для привода резервных маслонасосов

турбины, для питания цепей релейной защиты и электроавтоматики, схемы

контрольно- измерительных приборов и автоматики, приборов и аварийного

освещения.

2.1.10 Система промышленной канализации

Система промышленной канализации обеспечивает сток, перекачку и очистку

промышленных вод от механических примесей, химических веществ и нефте-

продуктов, образующихся при мойке оборудования компрессорного цеха.

Система промышленной канализации включает в себя
канализационную

насосную, отстойники с фильтрами и трубопроводы.

Производственные сточные воды, содержащие горючие жидкости,
взве-

шенные вещества,жиры , масла , щелочи и другие вредные вещества ,
нарущаю-

щие нормальную работу сетей и очистных сооружений, очищаются до поступ-

ления в наружную канализационную сеть. Для очистки предусмотрены линей-

ные установки – решетки, отстойники, уловители горючих жидкостей и
прочие

сооружения. Спуск ядовитых веществ в канализацию запрещается. Эти
продук-

ты направляются в специальные технологические емкости для дальнейшей
ути-

лизации или обезвреживания.

3. Принципиальные технологические схемы КС

Компрессорные станции предназначены для повышения давления траспорти-

руемого газа и его перекачки по магистральному газопроводу. Выполнение

этих функций обеспечивается определенной схемой обвязки центробежных

нагнетателей. Соединенные в определенной последовательности и по опре-

деленным правилам центробежные нагнетатели (ЦБН), трубопроводы, пыле-

уловители, аппараты воздушного охлаждения, технологические краны раз-

личных диаметров образуют технологическую схему КС.

Введем некоторые термины и дадим их определения для
однозначности

понимания излагаемого материала.

Центробежный нагнетатель- центробежная компрессорная машина,

имеющая степень повышения давления не менее 1,1 при отсутствии охлажде-

ния газа в процессе сжатия. Начальное давление газа – давление газа при
входе

во всасывающий патрубок нагнетателя. Конечное давление газа – давление
газа

при выходе из нагнетательного патрубка нагнетателя. Степень повышения
дав-

ления ( или степень сжатия ) – отношение конечного давления к его
начально-

му.

В технологических схемах КС типы установленного
оборудования под-

разделяются на поршневые , центробежные и комбинированные; по типу при-

вода – на газомоторные, газотурбинные и электроприводные; по числу
ступеней сжатия газа – на одно- и многоступенчатые.

В качестве привода на КС применяют авиационные
газотурбинные ус-

тановки и судовые ГПА. В настоящее время на компрессорных станциях ОАО

“Газпром» кроме агрегатов ГТ-700-4 и ГТ-700-5 эксплуатируются
газоперека-

чивающие агрегаты ГТК-5, ГТ-750-6, ГТК-10 Невского машиностроительного

завода им. В. И. Ленина, ГТ-6-750 и ГТК-16 производственного объединения

«Турбомоторный завод» им. Ворошилова в г. Свердловске, ГТН-9-750 Ленин-

градского металлического завода (ЛМЗ) , ГПА-10 «Волна» Николаевского

судоремонтного завода, ГПА-Ц-6,3 и ГПА-Ц-16 Сумского машиностроитель-
ного производственного объединения им. Фрунзе (СМПО), НК-16СТ г.Казань.

Агрегат газоперекачивающий ГПА-Ц-16/21-2,2 ; ГПА-Ц-16/76-2,2, где ГПА-

агрегат газоперекачивающий , Ц- с центробежным нагнетателем, 16-
мощность

в Мвт ; 47;56;76;100- давление конечное в кгс/см? ; 1,25 ; 1,44 ; 1,5 ;
1,7 ; 2,0 ;

2,2 – отношение давлений.

Эти установки отличаются компактностью, мобильностью,
удобством

управления и контроля . Недостатки этих агрегатов – сравнительно низкий

коэффициент полезного действия, что вызывает относительно высокие
расходы

топливного газа при компримировании технологического газа на КС.

На КС используют одно- и двухступенчатые схемы компримирования

газа. Центробежные нагнетатели с газотурбинным приводом и электроприво-

дом на газопроводах страны применяют в основном в одноступенчатом испол-

нении. При таких технологических схемах расчетную степень сжатия КС

(Є=1,45) получают последовательным включением двух центробежных нагне-

тателей, которые образуют группу.

Технологические схемы группы ГПА с центробежными

нагнетателями различных типов

Рассмотрим технологическую схему группы ГПА с двумя неполнонапорными

нагнетателями (рис.5). Основными элементами технологической схемы
являют-

ся: непосредственно группа ГПА 1 и 2 , блок очистки газа от механических
при-

месей и капельной влаги 8, блок охлаждения 3 газа – аппараты воздушного
ох-

лаждения, узел шестых кранов 4, узел подключения КС к газопроводу, узел

приема 7 и запуска 6 очистного поршня (скребка ).

Система технологического газа цеха предназначена для :

приемки технологического газа из магистрального газопровода и подачи его
к центробежным нагнетателям;

очистки технологического газа от механических примесей и капельной

влаги ;

- охлаждение технологического газа после компримирования;

- подачи технологического газа после его компримирования в
магистраль-

ный газопровод;

- регулирования загрузки групп ГПА компрессорного цеха путем
переест-

роения схем работы ГПА и изменения частоты вращения ГПА;

- вывода ГПА на станционное «кольцо» и их загрузку при пуске и
разгруз

ку при остановке;

- сброса газа в атмосферу из всех технологических газопроводов
компрес-

сорного цеха.

Рассмотрим коротко основные элементы технологической схемы. Группа
ГПА состоит, как правило, из двух неполнонапорных центробежных
нагнетателей | и || типов 370-18, 520 и 280-11-6, соединенных
последовательно по газу с помощью крановой технологической обвязки.
Расчетная степень сжа-

тия в этой схеме обеспечивается двумя последовательно работающими
нагнета-

телями. Степень сжатия одного (неполнонапорного) нагнетателя составляет

1,22-1,24.

Блок очистки технологического газа (площадка пылеуловителей П) 8
пред-

назначен для очистки транспортируемого газа от механических примесей
(песка, окалины) и капельной влаги перед поступлением его в нагнетатели.
В

зависимости от условий эксплуатации компрессорного цеха может быть пре-

дусмотрена одно- или двухступенчатая очистка газа. Первая ступень-
пылеуло-

вители различных типов, вторая- фильтры-сепараторы. Число аппаратов,
уста-

навливаемых на площадке одного компрессорного цеха, зависит от его
произ-

водительности и проектной пропускной способности аппаратов, которая
опре-

деляется по данным заводов-изготовителей.

На КС эксплуатируют масляные, мультициклонные и циклонные пылеуло-

вители. Все аппараты оборудуют системой сброса уловленных из технологи-

ческого газа примесей и капельной влаги (сброс дренажа). Сброс дренажа
из

пылеуловителей может производиться автоматически через определенные
промежутки времени по мере заполнения сборников дренажа или вручную

эксплуатационным персоналом.

Блок охлаждения газа 3 предназначен для охлаждения
технологического газа, нагреваемого в процессе компримирования в
нагнетателях (средний наг-

рев газа в группе ЦБН составляет 35-40?С). Блок обеспечивает поддержание

температуры газа на выходе из компрессорного цеха в заданных значениях.

Это обстоятельство обеспечивает длительную работоспособность изоляцион-

ных покрытий самого газопровода, что способствует увеличению срока его

работы. Блок охдаждения газа состоит из аппаратов воздушного охлаждения

Х и технологической обвязки с необходимой запорной арматурой.

Узел шестых кранов 4 выполняет следующие функции:

Обеспечивает включение (загрузку) группы ГПА в трассу после их
запуска;

Осуществляет так называемое антипомпажное регулирование для защиты
от

помпажа при различных технологических режимах работы цеха;

Проводит отключение ГПА от режима работы в трассу и переход на режим

«кольцо». При этом за счет охлаждения газа в АВО режим работы ГПА на

«кольцо» может осуществляться сколь угодно долго;

Обеспечивает минимально необходимую степень повышения давления в ЦБН
при его работе до загрузки в трассу. Это требование предусматривается

заводом-изготовителем и определяется допустимой нагрузкой на
опорно-упор-

ные подшипники нагнетателя для исключения их разрушения.

Узел шестых кранов 4 состоит из нескольких последовательно
соединенных

кранов одного диаметра . Эти краны носят название режимных. Их
устанавли-

вают на специальных перемычках между выходными газопроводами после АВО
газа и входными газопроводами до крана № 7. При открытых шестых кра-

нах газ после нагнетателя поступает практически на вход пылеуловителей.
Кран № 6д выполняет функции дросселя, т.е. ограничивает расход газа по
коль-

цу шестых кранов при работе ГПА. После открытия на определенную величину

кран фиксируют в этом положении. Кран № 6, в зависимости от типа
использу-

емого в технологической схеме нагнетателя, может иметь диаметр от 400 до

700 мм и обязательно имеет обводной регулирующий кран № 6р. Этот кран
ис-

пользуют при небольших изменениях расхода газа через ЦБН. Он
обеспечивает

по преимуществу необходимую удаленность режима нагнетателя от зоны пом-

пажа. Помпаж наступает при работе ГПА с заданной частотой вращения
ротора

нагнетателя при уменьшении объемного расхода через него ниже минимально

допустимого уровня. Включение в работу крана № 6р обеспечивает необходи-

мое увеличение объемного расхода газа через центробежный нагнетатель.

Работа ГПА в зоне помпажных режимов не допускается.

Узел подключения КС к магистральному газопроводу обеспечивает поступ-

ление газа в компрессорный цех по входному газопроводу (всасывающему

шлейфу) и подачу его в газопровод после компримирования по выходному

шлейфу. Узел подключения включает краны № 7, № 8, № 20, свечные краны

№ 17 и № 18, узел режимных кранов 5 (кран № 22 с дросселем и обводным

краном № 22р).

Входной кран № 7 предназначен для подачи технологического газа в
цех

и его постоянное положение – открыто. Входной кран имеет обводной кран

№ 7р с дросселем. Предназначен для заполнения всей системы технологичес-

кого газа компрессорного цеха. Только после выравнивания давления в
магис-

тральном газопроводе и технологических коммуникациях цеха (с помощью
кра-

на № 7р) проводится открытие крана № 7. Это делается во избежание
гидравли-

ческого удара, который был бы возможен при открытии крана № 7 без
предва-

рительного заполнения технологических коммуникаций цеха.

Выходной кран № 8 предназначен для подачи газа после его
компримирова-

ния и охлаждения в магистральный газопровод. Выходной кран также имеет

обводной кран № 8р и дроссель. Перед краном № 8 устанавливают обратный

клапан. Его назначение – предотвратить обратный поток газа со стороны
газо-

провода высокого давления при возможной неисправности крана № 8. Этот
по-

ток газа, если он возникает, приведет к обратной раскрутке ЦБН и ГПА с
тяже-

лыми последствиями (что наблюдалось в практике на ряде КС).

Секущий кран № 20 (его диаметр всегда соответствует диаметру
магистраль

ного газопровода) обеспечивает нормальную работу цеха при компримирова-

нии газа.Он как бы рассекает газопровод на части низкого и высокого
давлений

При работе компрессорного цеха кран № 20 всегда закрыт и с одной стороны
у

него давление всасывания (со стороны крана № 7), а с другой стороны у
него

давление нагнетания (со стороны крана № 8). При открытом положении крана

газ проходит транзитом, минуя компрессорный цех. При этом краны № 7 и №
8

и их обводные линии должны быть закрыты, препятствуя попаданию газа в
тех-

нологические коммуникации цеха.

Свечные краны № 17 и № 18 предназначены для сброса газа в
атмосферу из

всех технологических коммуникаций компрессорного цеха при любых аварий-

ных остановках цеха (при этом краны № 7 и № 8 закрываются). Их также ис-

пользуют для продувки технологических коммуникаций при заполнении их га-

зом.

Кран № 22 с обводным краном № 22р и дросселем устанавливают на
пере-

мычке между входным и выходным газопроводом цеха. Его можно использо-

вать для перепуска потока газа цеха без выхода ЦБН на режим «кольцо».
Этот

кран стали применять на газопроводах сравнительно недавно.

Узел приема 7 и запуска 6 очистного поршня предназначен для
приема

очистного поршня, запущенного в магистральный газопровод на предыдущей

КС , а также запуска поршня по магистральному газопроводу по ходу газа в
сто

рону последующей КС.

В процессе транспортировки газа из него в полость трубы
выпадают меха-

нические примеси и капельная влага ( в виде воды и конденсата).
Постепенное

их накопление по длине трубы приводит к возрастанию гидравлического
сопро-

тивления при движении потока газа. Это вызывает уменьшение пропускной
спо

собности газопровода, перерасход топливного газа газотурбинными
агрегатами

КС. Поэтому запуск поршня проводят периодически для удаления скопившихся

механических примесей и влаги. В результате пропуска поршня
обеспечивается

увеличение до проектной пропускной способности газопровода.

Краны № 19 и № 21 носят название охранных и являются
обязательными

для любой КС. Размещают их в так называемой охранной зоне КС. Их
назначе-

ние – отключение всей КС в аварийных ситуациях на ней ( в частности, при

авариях в районе узла подключения).

Содержание

1 Введение

2 Назначение компрессорной станции

2.1 Устройство и обслуживание компрессорного цеха

2.1.2 Система оборотного водоснабжения и охлаждения масла

2.1.3 Система маслоснабжения

2.1.4 Система технологического газа

2.1.5 Система топливного и пускового газа

2.1.6 Система импульсного газа

2.1.7 Система пожаробезопасности

2.1.8 Система вентиляции, кондиционирования и отопления

2.1.9 Система электроснабжения

2.1.10 Система промышленной канализации

3 Принципиальная технологическая схема КС

3.1 Технологическая схема группы ГПА с центробежными

нагнетателями различных типов

ОАО «Газпром» 530 млрд. м?

4

3

2

Рис.3.Прогноз добычи (млрд м?) газа в России по годам.

Действующие месторождения: 1 – европейской части, 2 – Западной Сибири;

Новые месторождения: 3 – Западной Сибири , 4 – новых регионов, 5-
независи-

мые производители газа

Список используемой литературы:

1.Журнал «Газовая промышленность» , август,2001г., 82 л.

2.В.К.Суринович, Л.И.Борщенко. «Машинист технологических

компрессоров».(Издательство «Недра».,1986,280 с.

3. Газоперекачивающие агрегаты и обслуживание компрессорных

станций /А.П.Мороз, И.И.Мальцуров, К.Г.Арустамов и др.

М., Недра, 1979.с.229