Магистральный транспорт газа

Федеральное агенство по образованию

ГОУ ВПО Уральский государственный технический университет – УПИ

Кафедра “Турбины и двигатели”

Реферат

по дисциплине

“Магистральный транспорт газа”

Назначение основных объектов МГ

и их устройство

Преподаватель Артемова Т.Г.

Студент гр. Кириченко А.Н.

Екатеринбург

2009

Содержание

3

4

6

7

12

18

23

1. Магистральный газопровод

2. Головные сооружения

3. Подземные хранилища газа (ПХГ)

4. Газораспределительные станции

5. Блок очистки газа

6. Блок подогрева газа

7. Список используемой литературы

1. Магистральный газопровод

Магистральный газопровод — это сложная система сооружений, предназначенных для транспортировки газа из районов его добычи или производства в районы потребления.

Магистральный газопровод характеризуют высокое давление (до 55—75 кгс/см2
), поддерживаемое в системе, большой диаметр труб (1020, 1220, 1420 мм) и значительная протяженность (сотни и тысячи километров).

По характеру линейной части различают следующие магистральные газопроводы:

1) простые, с постоянным диаметром труб от головных сооружений до конечной ГРС, без отводов к попутным потребителям и без дополнительного приема газа по пути следования; их протяженность, как правило, незначительна, газ перекачивается за счет пластового давления без дополнительного компримирования;

2) телескопические, с различным диаметром труб по трассе; их сооружают при использовании пластового давления или одной головной компрессорной станции, причем на начальном участке укладывают трубы меньшего диаметра, чем на последующих; быстрое падение давления на головном участке даст возможность большей части газопровода работать под меньшим давлением;

3) многониточные, когда параллельно основной проложены дополнительно одна, две или три нитки газопровода того же или иного диаметра; с учетом перемычек образуется система газопровода; если параллельные нитки сооружают на отдельных участках, их называют лупингами (обводами);

4) кольцевые, создаваемые вокруг крупных городов для увеличения надежности газоснабжения и равномерной подачи газа, а также для объединения магистральных газопроводов в единую газотранспортную систему страны.

В соответствии со СНиП магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления подразделяются на два класса (табл. 1).

Классификация газопроводов
Таблица 1

Класс	Рабочее давление. кгс/см*
I	Свыше 25 до 100 включительно
II	« 12 » 25 «

Объекты магистрального газопровода подразделяют на следующие группы:

1) головные сооружения;

2) линейная часть, или собственно газопровод;

3) компрессорные станции (КС);

4) газораспределительные станции (ГРС) в конце газопровода;

5) подземные хранилища газа (ПХГ) — резервные естественные емкости газа;

6) объекты ремонтно-эксплуатационной службы (РЭП);

7) устройства линейной и станционной связи (высокочастотной и селекторной), а также системы автоматизации и телемеханизации;

8) система электрозащиты сооружений газопровода от почвенной коррозии;

9) вспомогательные сооружения, обеспечивающие бесперебойную работу системы газопровода (ЛЭП для электроснабжения объектов и электрификации отключающих устройств, водозаборы, коммуникации водоснабжения и канализации и др.),

10) управленческий и жилищно-бытовой комплекс для эксплуатационного персонала.

Управление магистральными газопроводами осуществляется по производственно-территориальному принципу. Все газопроводы распределены между газотранспортными предприятиями, подчиненными непосредственно ОАО «Газпром» (например: Тюментрансгаз, Севергазпром Лентрансгаз, Пермьтрансгаз). Эти предприятия осуществляют бесперебойное снабжение газом промышленных объектов, городов и поселков, обслуживание и ремонт линейных сооружений, компрессорных и газораспределительных станций.

Газотранспортные предприятия через диспетчерские службы обеспечивают заданные режимы работы компрессорных станций и оптимальное регулирование потоков газа в системе в соответствии с указаниями центрального диспетчерского управления единой системы газоснабжения (ЕСГ) страны.

2. Головные сооружения

Головными сооружениями магистрального газопровода называют производственный комплекс, размещающийся на стыке газового промысла и газопровода и осуществляющий всестороннюю подготовку газа к дальней транспортировке.

Комплекс головных сооружений зависит от состава газа, добываемого на промысле и поступающего из газосборного пункта. Как правило, в этот комплекс входят установки по очистке газа от пыли и механических примесей, осушке и одоризации. В необходимых случаях включаются также установки по отделению от газа серы и высокоценных компонентов (гелия и др.).

К головным сооружениям относят и компрессорную станцию, подключаемую на начальном участке газопровода. На территории этой станции, как правило, и размещается весь комплекс установок по подготовке газа.

По магистральным газопроводам транспортируют следующие группы газов:

· газ с чисто газовых месторождений, не содержащий тяжелых углеводородов; такой газ состоит в основном из метана СН4
(до 98%), остальную часть представляют предельные углеводороды (этан, пропан, бутан и пентан) и примеси азота, углекислого газа, иногда сероводорода, водорода, гелия и др.;

· газ газоконденсатных месторождений;

· попутный нефтяной газ, отделяемый при добыче нефти;

· искусственный газ, получаемый путем сжигания горючих сланцев и пр.

Газ, попадающий на головные сооружения магистрального газопровода со сборных пунктов промысла, содержит механические примеси (песок, пыль. металлическую окалину и др.) и жидкости (пластовую воду, конденсат, масло). Перед подачей в газопровод его очищают и осушают, так как без предварительной подготовки он будет засорять трубопровод, вызывать преждевременный износ запорной и регулирующей арматуры, нарушать работу контрольно-измерительных приборов. Твердые частицы, попадая в компрессорные установки, ускоряют износ поршневых колец, клапанов и цилиндров. В центробежных нагнетателях они ускоряют износ рабочих колес и самого корпуса нагнетателя. Жидкие примеси, скапливаясь в пониженных местах газопровода, будут сужать его сечение, способствовать образованию гидратных и гидравлических пробок.

Для очистки газа от механических примесей используют горизонтальные и вертикальные сепараторы, цилиндрические масляные и циклонные пылеуловители.

В сепараторах производится отделение примесей от газа. По принципу действия сепараторы делятся на объемные (гравитационные) и циклонные.

В гравитационных аппаратах примеси оседают вследствие резкого изменения направления потока газа при одновременном уменьшении скорости его движения. В циклонных установках используются центробежные силы инерции, возникающие в камере при входе газа по тангенциальному вводу.

Масляные цилиндрические пылеуловители представляют собой вертикальные цилиндрические сосуды со сферическими днищами. На головных сооружениях магистральных газопроводов их устанавливают группами в зависимости от необходимой пропускной способности. Размеры пылеуловителей по диаметру от 1000 до 2400 мм, по высоте от 5.8 до 8,8 м.

В пылеуловителе имеются устройства, обеспечивающие контактирование газа с маслом и отделение твердых и жидких частиц от газа. Оседающий в пылеуловителе шлам периодически удаляют, загрязненное масло заменяют.

Осушку газа на головных сооружениях осуществляют двумя способами: абсорбционным (с жидкими поглотителями) и адсорбционным (с твердыми поглотителями). Газ после пылеуловителей попадает в абсорберы, где очищается от взвешенных капель жидкости и водяных паров путем активного контакта с абсорбентом, чаще всего диэтиленгликолем.

В последнее время определенное значение приобретает осушка газа твердыми поглотителями. В качестве адсорбентов применяют активированную окись алюминия, флюорит, боксит, силикагель или другие реагенты. Установка такой осушки состоит из группы адсорберов (не менее двух), подогревателя газа и теплообменников. Влажный газ после очистки от пыли поступает в адсорбер, где проходит через один или несколько слоев адсорбента. Периодически часть адсорберов отключают от системы для регенерации адсорбента.

Для отделения от газа конденсата и воды с успехом используют низкотемпературную сепарацию, особенно при отборе газа из месторождений с высоким пластовым давлением. Газ из скважин без дросселирования подводят к установке и направляют во влагосборник для предварительной очистки. Затем в теплообменнике происходит его охлаждение холодным газом из сепаратора и выделение части жидкости в гидроуловитель. Далее, пройдя через штуцер, или детандер, газ дросселируется, температура его снижается ниже температуры точки росы, и в следующем сепараторе оставшаяся жидкость выделяется. В процессе отбора влаги в газ вводят метанол или диэтиленгликоль во избежание образования кристаллогидратов.

Наиболее перспективной в настоящее время считается низкотемпературная сепарация с впрыском ингибитора гидратообразования непосредственно в поток газа. Недостатком этой схемы является использование в ней громоздких и металлоемких теплообменников типа «труба в трубе». Более эффективны кожухотрубчатые теплообменники с впрыском диэтиленгликоля.

Для улавливания жидкости и твердых примесей, остающихся в газе после очистных устройств, на головном участке магистрального газопровода врезают конденсатосборники и предусматривают дренажные устройства. Практика показала, что наиболее эффективно это делать на восходящих участках газопровода.

Чтобы обнаруживать и предотвращать возможные утечки газа, перед подачей в магистральный газопровод ему придают специфический запах с помощью одорантов — веществ, обладающих резким запахом (этилмеркаптан, сульфан, метилмеркантан, пропилмеркаптан и др.). Примерная среднегодовая норма расхода одоранта — 16 г на 1000 м3
газа. Одорированный газ достаточно длительное время сохраняет приобретенное качество и доходит к потребителям почти с начальной степенью одоризации.

Применяют одоризационные установки барботажные, с капельным одоризатором и др. В последнее время широко используются автоматические одоризационные установки. Учитывая, что одоранты — легкоиспаряющиеся горючие жидкости, при обращении с ними требуется строго соблюдать меры безопасности.

Головная компрессорная станция или установка комплексной подготовки газа (УКПГ) отличается от линейной тем, что на ее территории размещены все установки но подготовке газа к дальнему транспорту.

3. Подземные хранилища газа (ПХГ)

Важнейшая задача любой системы газопроводных магистралей — обеспечить надежное снабжение газом потребителей с учетом сезонной неравномерности потребления газа крупными промышленными центрами при максимальном использовании возможностей газовых промыслов и пропускной способности газопровода.

Решается эта задача путем создания подземных газохранилищ большой вместимости. Наиболее экономичными являются газохранилища, создаваемые в выработанных газовых и нефтяных месторождениях. Если нет вблизи таких месторождений, газохранилища создают в благоприятных структурах с пригодными для хранения газа водоносными пористыми пластами. Вместимость газохранилища с учетом буферного (первоначально закачанного и впоследствии не отбираемого газа, составляющего обычно до 50% общей вместимости хранилища) планируется не менее 500—1000 млн. м3
. Принципиальная схема газохранилища в водоносном пласте показана на рис. 3-1. В настоящее время подобные газохранилища эксплуатируются на системах газопроводов, снабжающих газом Москву (Калужское, Щелковское и др.), С.-Петербург (Гатчинское, Колпинское, Невское), Киев

Рис. 3-1. Схема подземного хранилища газа в водоносном пласте:

1 — компрессорная станция; 2 — установка по подготовке газа (к закачке или после отбора); 3 — эксплуатационная скважина; 4 — наблюдательная скважина; 5 — комплекс горных пород; 6 — верхний газоводоупор; 7 — пласт-коллектор, заполненный газом; 8 — часть пласта-коллектора, заполненная водой; 9 — нижний газоводоупор

(Олениевское,Червонопартизанское), Ригу и Прибалтику (Инчукалнское), Ташкент (Полторацкое, Майкопское и др.).

Принципиально работа газохранилища заключается в накапливании излишков транспортируемого газа в летне-осенний период и подаче его в систему для выравнивания резко возрастающего потребления в зимний период.

В комплекс объектов подземного газохранилища входят:

· эксплуатационные газовые скважины с наземным их обустройством;

· контрольные и наблюдательные скважины;

трубопроводные шлейфы от скважин до сборно-распределительных пунктов;

промысловые коллекторы;
сборно-распределительные пункты;
компрессорная станция с установками подготовки газа к дальней транспортировке;
эксплуатационно-хозяйственный блок;
служебные, вспомогательные и жилые сооружения, как на головных компрессорных станциях.

Размещение объектов подземного газохранилища зависит от расположения скважин, схем сбора и распределения газа, технологической целесообразности, норм безопасности производства, санитарных норм, требований СНиП и других директивных документов.

Технологическая схема работы хранилищ в истощенных месторождениях и вновь создаваемых в водоносных горизонтах практически одинакова.

При закачке газа в пласт на хранение операции выполняют в следующем порядке:

1) очистка газа, поступающего по магистральному газопроводу, перед подачей на компримирование;

2) компримирование газа; в зависимости от глубины пласта-коллектора и, следовательно, величины первоначального пластового давления на КС предусматривают одноступенчатое либо двухступенчатое сжатие газа;

3) охлаждение газа;

4) очистка газа от масла после КС во избежание замасливания и кольматирования приемной части скважины и прифильтровой зоны;

5) измерение общего объема закачиваемого газа;

6) распределение газа через коллекторы и шлейфы по нагнетательным скважинам.

При отборе газа технологическая последовательность операций иная:

1) измерение и регулирование отбора газа по скважинам;

2) очистка газа от механических примесей и капельной влаги;

3) осушка газа;

4) предотвращение гидратообразования;

5) измерение общего расхода газа;

6) компримирование (в случае необходимости) и подготовка газа к дальней транспортировке.

4. Газораспределительные станции

Газораспределительные станции (ГРС) предназначены для снаб­жения газом от магистральных и промысловых газопроводов сле­дующих потребителей:

1) на собственные нужды объектов газонефтяных месторождений;

2) на собственные нужды объектов газокомпрессорных станций (ГКО;

3) объекты малых и средних населенных пунктов;

4) электростанции;

5) промышленные, коммунально-бытовые предприятия и насе­ленные пункты крупных городов.

ГРС обеспечивают:

1) очистку газа от механических примесей и от конденсата;

2) редуцирование до заданного давления и поддержание его с определенной

точностью;

3) измерение расхода газа с многосуточной регистрацией;

4) Одоризацию газа пропорционально его расходу перед подачей потребителю;

5) подачу газа потребителю минуя ГРС в соответствии с тре­бованием ГОСТ 5542—87.

По конструкции все ГРС подразделяются на:

1) станции индивидуального проектирования;

2) автоматические (АГРС): АГРС-1/3, АГРС-1. АГРС-3, АГРС-10, «Энергия-1М», «Энергия-2», «Энергия-3», «Ташкент-1 и -2».

3) блочно-комплектные (БК-ГРС) — с одним (БК-ГРС-1-30, БК-ГРС-1-80, БКТРС-1-150) и двумя выходами на потребителя (БК-ГРС-П-70. БК-ГРС-П-130, БК-ГРС-П-160).

Все ГРС предназначены для эксплуатации на открытом воздухе в районах с сейсмичностью до 7 баллов по шкале Рихтера, с умеренным климатом (в условиях, нормализованных до исполнения V, категории размещения I по ГОСТ 15150—69*), с температурой окружающего воздуха от -40 до 50° С, с относительной влажностью 95% при 35° С.

Газораспределительные станции (ГРС) являются конечными объектами магистралей или отводов от них и головными для разводящих газовых сетей потребителей. Основные функции ГРС — снижать и поддерживать выходное давление газа на уровне, отвечающем требованиям (технологическим и бытовым) потребителя, учитывать и регулировать расход отпускаемого газа. Кроме того, на ГРС осуществляется дополнительная очистка газа от механических примесей и, если степень одоризации недостаточна, дополнительное введение одоранта. Давление газа в магистрали предусматривается в широком диапазоне — от 10 до 55 кгс/см 2
, на выходе — от 3 до 12 кгс/см2
, иногда (при промышленном потреблении и разводящей сети среднего давления) до 25 кгс/см2
.

В зависимости от производительности газораспределительные станции подразделяются на две группы: первая группа рассчитана на малых и средних газопотребителей с расходом газа менее 250 тыс. м 3
/ч, вторая группа предназначена для крупных газопотребителей с расходом более 250 тыс. м3
/ч. Как правило, ГРС первой группы сооружают по типовым проектам. ГРС для крупных городов и промышленных центров, потребление газа которых определяется миллионами кубических метров в сутки, создают по индивидуальным проектам.

При размещении на местности газораспределительных станций следует выдерживать безопасные расстояния от населенных мест, промышленных предприятий и отдельных зданий и сооружений, указанные в СНиП II.45—75. Например, при диаметрах подводящих газопроводов более 800 мм удаление ГРС от населенных пунктов, отдельных зданий и промышленных предприятий должно составлять 250—300 м, от сельскохозяйственных объектов и железных дорог — 200 м, от мостов— 225—300 м. Расстояние от ГРС до дома операторов при надомном обслуживании должно быть не менее 200 м.

На ГРС имеются следующие комплексы оборудования:

узлы очистки поступающего газа от пыли и жидкости, оборудуемые висциновыми фильтрами, масляными пылеуловителями или газовыми сепараторами;

узлы редуцирования, где давление газа снижается и автоматически поддерживается на заданном уровне с помощью регуляторов давления РД различной мощности;

узлы учета количества газа с камерными диафрагмами на выходных газопроводах и расходомерами-дифманометрами:

узлы переключения с запорными устройствами для направления потоков газа непосредственно в выходные газопроводы по базисным линиям, минуя ГРС в аварийных ситуациях либо при ремонте установок; на выходных линиях устанавливают пружинные предохранительные клапаны, через которые в случае непредвиденного повышения давления в системе газ автоматически сбрасывается в атмосферу;

установки подогрева газа, чтобы предотвратить образование гидратных пробок; обычно для этого используются водогрейные котлы «Нерис» или ВНИИСТО с теплообменниками, которые служат одновременно для ото- пления ГРС;

установки одорирования газа с одоризационными колонками и емкостями для одоранта;

внешние входные и выходные трубопроводы — гребенка с большим числом запорной арматуры;

устройства КИП и автоматики;

электрооборудование и регулирующие устройства электрохимической защиты примыкающей линейной части газопровода.

Все ГРС оборудуют автоматически действующими регулирующими клапанами в комплекте с регуляторами давления или пневмореле, расходомерными и другими установками.

Наиболее широкое применение при среднем потреблении газа имеют автоматизированные ГРС в Блочно-комплектном исполнении на 100—150 тыс. м3
/ч, разработанные институтом «Гипрогаз» (рис. 4-1). По этому проекту ГРС сооружают из технологических и строительных комплектных блоков заводского изготовления, что обеспечивает высокий уровень индустриализации строительства.

Рис. 4-1 Общий вид ГРС в блочно-комплектном исполнении

Благодаря принятым в проекте мультициклонным пылеуловителям сокращаются металловложения в блок очистки. Степень очистки газа высокая.

Регуляторы прямого действия обеспечивают автоматическое регулирование давления при колебаниях расхода газа в пределах 1:100 и более.

В зависимости от конкретных условий ГРС можно компоновать из различных узлов, собранных в блоки отключения, очистки, редуцирования первого потребителя и редуцирования второго потребителя.

ГРС в блочно-комплектном исполнении выпускают шести типоразмеров, три из них — для одного потребителя и три — для двух потребителей. Такие ГРС отличаются простотой схемы, надежностью в эксплуатации, низкой стоимостью строительства и малой металлоемкостью. Как указывалось, максимальная производительность ГРС этих типов при давлении газа на выходе 20 кгс/см2
составляет 100 — 150 тыс. м3
/ч, при повышении давления производительность может быть доведена до 200 —тыс. м3
/ч. Транспортабельные блоки имеют ширину до 3350 мм, высоту до 2800 мм.

Схема работы ГРС в блочно-комплектном исполнении заключается в следующем (рис. 4-2). Через узел подключения газ поступает в установку очистки, затем — на редуцирование и после этого — в расходомерные нитки. Пройдя через отключающую арматуру, газ по мере необходимости одорируется и поступает в газопровод потребителя. В случае надобности к входной нитке после очистки газа подключаются блоки подогрева.

Системы КИП и автоматики ГРС обеспечивают сжижение давления газа, автоматическое поддержание его на выходе в заданных пределах при широком колебании газопотребления, автоматическую защиту и бесперебойное

газоснабжение потребителей.

Рис. 4 - 2 Технологическая схема автоматизированной ГРС в блочно-комплектном исполнении для двух по
требителей:

ниткой

1 - Блок отключающих устройств в комплекте с расходомерной ниткой и свечой; 2 -
блок очистки в комплекте с входной ниткой; 3-блок редуцирования первого потребителя: 4-блок
редуцирования второго потребителя; 5 - строительный блок, 6 —
одоризационная установка

Очистка газа производится в батарейных циклонных пылеуловителях конструкции института «Гипрогаз», редуцирование — регуляторами прямого действия РД. Здание ГРС монтируют из комплектных блоков, в состав которых входят строительный блок КИП и А, а также комплект строительных элементов, позволяющих собирать блоки редуцирования и отключающих устройств, фундаменты — щебеночная подготовка под опорные плиты, стены и покрытия из панелей ВНИИСТ со стальным каркасом.

Отопление помещений только строительного блока КИП и А—водяное от установки АГВ-120, а в варианте с обогревом редуцирующих клапанов — водяное от газифицированного котла ВНИИСТО-М.

Вентиляция помещений ГРС — приточно-вытяжная с естественным побуждением. Электроснабжение — от сетей напряжением 380/220 с кабельным вводом.

На ГРС, как правило, устанавливают промежуточный пункт диспетчерской избирательной связи с тональным вызовом. Генеральный план ГРС в блочно-комплектном исполнении приводится на рис. 4-3

Для редуцирования газа при газоснабжении набольших промышленных, бытовых и сельскохозяйственных объектов применяют автоматические газораспределительные станции АГРС в шкафном исполнении, изготавливаемые полностью в заводских условиях. АГРС обеспечивают подачу газа от магистрального газопровода потребителю под заданным давлением и с нормальной одоризацией. Они оборудованы контролирующими датчиками с электрическим выводом, позволяющими осуществлять дистанционный контроль за их работой с диспетчерского пункта. Масса шкафной АГРС 1/3 немногим более 2 т.

Промышленностью разработано несколько типоразмеров блочных АГРС, выпускаемых с комплектными заготовками узлов оборудования, опорными конструкциями, системами отопления, вентиляции, КИП и автоматики. Так, например, АГРС-3 и АГРС-10 (институт ВНИПИГаздобыча») отличаются транспортабельностью простотой установки на железобетонных

Рис. 4-3. Генеральный план блочной ГРС:

1 — емкость для конденсата; 2 — бензораздаточная колонка; 3 — емкость для одоранта; 4 — молниеприемник; 5 — строительный блок ГРС; 6 — опоры под трубопроводы, 7 — блок очистки; 5 — строительный блок отключающих устройств; 9 — ограждение; 10 — свеча

плитах, надежностью в работе.

Для снабжения газом мелких попутных бытовых и технологических потребителей, в частности термоэлектронагревателей радиорелейных пунктов и станций катодной защиты, применяют шкафные автоматические редуцирующие пункты РП, разработанные институтом «ВНИПИГаздобыча».

При редуцировании влажного газа на ГРС могут происходить гидратообразование и обмерзание регуляторов и регулирующих клапанов. Чтобы предупредить эти нежелательные явления, в настоящее время широко применяют общий подогрев газа перед узлами редуцирования на ГРС с помощью кожухотрубных теплообменников.