Подбор газовых компрессорных установок

Выбор компрессорных установок

В настоящей статье выполнено сравнение и обоснование  выбора различных типов компрессоров для
компримирования природного и попутного нефтяного газа. Сравнение предполагается для компрессорных установок винтового, поршневого и центробежного типа. Следует отметить, что все три указанных типа компрессоров имеют существенно различные характеристики, что определяет оптимальную рабочую область для каждого типа как по расходу, так и по давлению нагнетания.

Компримирование углеводородных газов можно разделить на несколько этапов, каждый в свою очередь определяет  выбор оптимального типа компрессорной установки. Рассмотрим вначале выбор компрессорной установки при утилизации попутного нефтяного газа. Необходимо отметить, что давление попутного нефтяного газа при его отделении от нефти определяется работой ступеней сепарации  и, как правило, не превышает 1-2 бар абс., являющееся входным давлением для компрессорной установки. Давление нагнетания в свою очередь будет определяться потребителями попутного нефтяного газа.

В том случае, если потребителем газа является котельная, иметь давление газа выше 6-8 бар изб. нецелесообразно, т.к. даже такое давление будет необходимо редуцировать для подачи на горелочные устройства котлов.  Транспорт газа при давлении ниже 6-8 бар также не имеет смысла в связи с резким ростом диаметра при снижении давления и как следствие увеличение стоимости строительства таких газопроводов на единицу длины.

В случае использования попутного нефтяного газа после концевых ступеней сепарации и подачи его на котельное оборудование конечное и начальное давление составит Pвых 7-9 бар абс. Р вход. 1-2 бар абс.

Если потребителем попутного газа является газотурбинная установка, в зависимости от мощности турбины давление газа, подаваемого в камеру сгорания турбины, будет составлять приблизительно от 12 до 36 бар абс.

В этом случае максимальное отношение начального и конечного давления может достигать Pвых. 36 бар абс./ Pвход.1 бар абс. = 36. Подъем давления газа имеет смысл выполнять с 6-8 бар, хотя возможно и компримирование непосредственно от давления после концевых ступеней сепарации. Если требуется подъем давления непосредственно от 1-2 бар абс. до 36 бар абс., может оказаться, что с помощью винтового компрессора в одну ступень такое выходное давление обеспечить не удастся, определяющим будет реальное входное давление. В таком случае более оптимальным может оказаться применение поршневого компрессора.

При подаче газа на газотурбинные установки в случае маслозаполненных винтовых и поршневых компрессоров необходимо на проектной стадии проработки получить от производителей турбин данные по допустимому остаточному содержанию масла в газе. Как правило, для импортных турбин ведущих мировых производителей мощностью до 50 МВт допустимое остаточное маслосодержание составляет 1-2 ppm.

Для российских газотурбинных установок мощностью до 20 МВт допустимое маслосодержание в газе может быть до 5 ppm. Превышение остаточного маслосодержания в газе будет неизбежно приводить к неполному сгоранию и отложениям в горячей части
турбин, перегреву отдельных элементов и снижению межремонтных интервалов.

Обеспечение необходимого гарантированного остаточного маслосодержания достигается применением специальных коалесцентных фильтров на линии нагнетания после компрессора. Следует отметить, что данная задача реализуется не производителями самих компрессорных блоков, а исключительно компаниями-пекеджорами компрессорных установок.

При мощности газовых турбин свыше 50 МВт производители турбин зачастую ограничивают маслосодержание в газе на уровне 0 ppm. Опыт эксплуатации газовых турбин Siemens и General Electric большой мощности показывает, что несмотря на требования 0 ppm, устойчивая безопасная эксплуатация таких турбин может быть осуществлена при маслосодержании 0,15 ppm. Такое маслосодержание в газе требует наличия 3-4 ступенчатой системы фильтрации газа в пекедже.

При подаче газа на участках от пунктов подготовки газа до компрессора, а также после компрессора до блока отключающей арматуры, установленного на газовой турбине, возникают потери давления газа, от 0.5 до 1 бар.

В случае наличия на объекте помимо турбин котельных установок, более целесообразно иметь две раздельные линии газадля питания газом котельных и турбинных установок. При начальном давлении 1-2 бар абс. на каждой линии можно установить винтовые компрессорные установки для питания отдельно котельных, с подачей газа с линии нагнетания для котлов на вход второго компрессора для нагнетания давления для газовых турбин. Как правило, такая схема и находит применение в условиях месторождений.

Следует отметить, для газоснабжения объектов месторождений необходима унификация на газопроводы двух давлений: для питания попутным газом котлов с давлением 6-8 бар абс. и питания газом турбин с давлением 12-36 бар абс. В перспективе такая унификация дала бы положительный эффект как для компаний, эксплуатирующих эти месторождения, так и для поставщиков оборудования.

Собственно подъем давления с 1 до 8 бар абс. можно легко осуществить с помощью компрессорной установки винтового типа, винтовой маслозаполненный компрессор может осуществлять подъем давления с 1-2 до 20-25 бар абс. в одну ступень, либо с давления 6-8 бар на входе до 36-40 бар на нагнетании. Как правило, винтовые компрессорные установки не могут обеспечить давление на нагнетании свыше 48-52 бар. Это связано с применением тонкостенных литых корпусов, которые не могут выдерживать более  высокое давление внутри корпуса по условиям прочности.

В то же время при необходимости иметь давление нагнетания свыше 50 бар применение поршневых компрессоров, особенно в небольших диапазонах расходов, не выше 5000 нм3/ч,  может оказаться наиболее предпочтительным. Таким поршневые компрессорные установки могут использоваться как для подачи газа в газотранспортную систему подразделений Газпрома с давлением 55-75 бар, так и для подачи водородсодержащих газов на нефтехимические производства.

Использование поршневой компрессорной установки для поднятия давления от 1 до 6-8 бар абс. нецелесообразно ввиду сложности конструкции поршневой компрессорной установки, более сложному ремонту вследствие наличия возвратно-поступательного движения основных элементов компрессора. Помимо указанных недостатков отметим наличие сильной вибрации и более высокие требования к фундаменту под пекедж поршневой компрессорной установки  по сравнению с винтовой установкой.

Бесспорным преимуществом винтовых и поршневых компрессорных установок является возможность изготовления пекеджа со всеми вспомогательными системами в габаритных размерах стандартного 40-футового контейнера при применении электродвигателя различного напряжения в качестве привода.

Выбор центробежной компрессорной установки для подъема давления газа может быть обоснован только в случае достаточно большого расхода газа, свыше 20 000 нм3/ч в связи с более высокой стоимостью установок этого типа. Центробежные компрессорные установки обладают в некотором смысле большей универсальностью по сравнению с поршневыми и винтовыми компрессорными установками в отношении перепада давления на входе-выходе, однако они требуют использования системы газовых уплотнений ротора, что увеличивает требования к уровню подготовки эксплуатационного персонала.

В связи с более высокой единичной мощностью, свыше 2000 кВт, центробежные компрессорные установки, как правило, не изготавливаются в контейнерном исполнении из-за своих габаритов, для их размещения необходимо возведение модульного здания.

Точка росы

Особое внимание при работе компрессорных установок при компримировании попутного нефтяного газа необходимо обращать на температуру точки росы по воде и углеводородам. Основной проблемой при сжатии углеводородных газов является
повышение температуры точки росы при увеличении давления газа, что может вызвать выпадение водного и углеводородного газа непосредственно в компрессоре.

В связи с этим все производители-лидеры отрасли проводят моделирование процесса сжатия газа при использовании попутного нефтяного газа для определения риска конденсации газа в реальной эксплуатации.

Существует несколько методов борьбы с выпадением конденсата в компрессорелюбого типа, эти меры направлены могут быть направлены как на дополнительную осушку газа перед компримированием, так и на исключение выпадения конденсата
непосредственно при сжатии газа.

В винтовых и поршневых компрессорах с подачей масла в полости сжатия проблема может быть решена применением более вязких сортов масел с одновременным увеличением его температуры на впрыске.

В центробежных компрессорах с несколькими ступенями сжатия исключить выпадение конденсата можно выполнить, последовательно охлаждая газ после каждой ступени, и таким образом удалять водный и углеводородный конденсат перед
следующей ступенью сжатия. При низком содержании метана в газе в системе подготовки газа может потребоваться гликолевая осушка газа перед подачей его на компрессорные установки любого типа.

В качестве альтернативной меры перед компрессорными блоками на всасе могут быть установлены фильтры-коалесцеры. Такие фильтры помогают удалить часть капельной влаги водного и углеводородного конденсата, однако не оказывают существенного влияния на изменение температуры точки росы.

 

Компрессорное оборудование

 

Компрессорные установки High Air

 

Каталог фильтры СКАЧАТЬ в pdf

 

Винтовые компрессоры GEA

 

GEA gas screw compressor СКАЧАТЬ в pdf

 

Винтовые компрессоры Howden

 

Rotary Twin Scew Brochure_UK_HR СКАЧАТЬ в pdf