Проектирование газопровода Оренбург - Новопсков

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

В нашей стране подача газа на значительные расстояния осуществляется по трубопроводам больших  диаметров, оснащенных сложным газотранспортным оборудованием.

Магистральный газопровод – это сложная система  сооружений, включающая лупинги, отводы, компрессорные и газораспределительные  станции и предназначенная для  подачи газа на дальние расстояния.

Магистральный газопровод характеризуют высокое  давление (до 10 МПа), 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: простые  с постоянным диаметром труб от головных сооружений до конечной газораспределительной станции (ГРС), без отводов к попутным потребителям и без дополнительного приема газа по пути следования; с различным диаметром труб по трассе; многониточные, когда параллельно основной нитке в одном коридоре проложены дополнительно одна или несколько ниток газопровода того же или иного диаметра; кольцевые, создаваемые вокруг крупных городов для увеличения надежности газоснабжения.

Объекты магистрального газопровода подразделяются на следующие  группы: головные сооружения; линейная часть, или собственно газопровод; компрессорные станции (КС); ГРС; подземные хранилища газа (ПХГ); объекты ремонтно-эксплуатационной службы; устройства линейной и станционной связи; системы автоматизации и телемеханизации; система электрохимзащиты сооружений газопровода от почвенной коррозии; вспомогательные сооружения, обеспечивающие бесперебойную работу системы газопровода.

При значительной протяженности газопровода возникает  необходимость восполнения потерь давления газа в нем путем сооружения промежуточных (линейных) КС. Расстояние между КС зависит от пропускной способности газопровода, максимального давления, характеристики перекачивающих агрегатов и местных условий (рельефа, инженерно-геологической характеристик трассы, наличия источников энерговодоснабжения и др.). Расстояние между КС (обычно 120-150 км) определяют гидравлическим расчетом газопроводов.

Помимо основной задачи – компримирования газа, на промежуточных КС выполняют такие  важные технологические операции, как  попутная очистка газа от твердых и жидких примесей, осушка его и охлаждение.

В состав ЕСГ входят 161,7 тыс. км магистральных газопроводов и отводов, 215 линейных компрессорных станций с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов в 42 тыс. МВт, 6 комплексов по переработке газа и газового конденсата, 25 объектов подземного хранения газа.

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1. Характеристика трассы газопровода

Магистральный газопровод "Оренбург - Новопсков" берет свое начало в Оренбургском газоперерабатывающей заводе, а заканчивается в г. Новопсков (Украина), далее в Европу.

В начале 70-х  годов с освоением Оренбургского  газоконденсатного месторождения  началось строительство еще двух крупных магистральных газопроводов «Союз» и «Оренбург-Новопсков». Казахстанский  участок газопровода «Оренбург-Новопсков» был введен в эксплуатацию в 1975 году. Параллельно велось строительство нитки первого участка газопровода «Союз» от Оренбурга до Александров-Гая на западную границу СССР протяженностью 558 километров. К концу 1978 года весь газопровод был построен.

Первоначально общая проектная  мощность  газопроводов «Оренбург  – Новопсков» – 14 млрд. м³. Однако, из-за физического износа пропускная способность трубопровода стала гораздо ниже и составляет 7,5 – 10 млрд. м³.

В административном отношении трасса газопровода проходит по территории Оренбургской области, Западно-Казахстанской области республики Казахстан, Саратовской, Волгоградской и Ростовской областей РФ.

Протяженность трассы газопровода составляет 1230 км, диаметр – 1420 мм, давление – 7,4 МПа.

В соответствии с соглашением между правительствами  РФ и РК о сотрудничестве в газовой  отрасли от 28 ноября 2001 года, было принято  решение об увеличении объемов транзита российского газа через территорию Казахстана по системе магистральных  трубопроводов, в том числе «Оренбург – Новопсков» и «Союз». Для практической реализации намеченных целей казахстанская компания «КазТрансГаз» (КТГ) уже в 2002 году приступила к ремонтно-восстановительным работам на ряде участков указанных газопроводов.

По трассе МГ «Оренбург – Новопсков» расположено 9 промежуточных компрессорных станций (см. таблицу 1.1).

Таблица 1.1 –  Компрессорные станции МГ «Оренбург - Новопсков»

Рисунок 1.1 – Трасса газопровода «Оренбург - Новопсков

2. Назначение компрессорной станции и основное оборудование

При движении газа по газопроводу часть его энергии  расходуется на преодоление сил  трения. В результате скорость газа в трубопроводе уменьшается, происходит падение давления по его длине и это вызывает снижение пропускной способности газопровода. Для восстановления прежних параметров газа необходимо периодически, через определенные расстояния сообщать соответствующее количество энергии транспортируемому газу. Этот процесс подвода энергии выполняется в специальных сооружениях газопровода – компрессорных станциях.

Компрессорная станция – составная часть  магистрального газопровода, предназначенная  для обеспечения его расчетной  пропускной способности за счет повышения давления газа на выходе КС с помощью различных типов ГПА. Газоперекачивающие агрегаты посредством системы трубопроводов, запорной арматуры различных диаметров и другого специального оборудования составляют так называемую технологическую схему цеха.

На КС осуществляются следующие основные технологические  процессы: очистка транспортируемого  газа от механических и жидких примесей, 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 режимного 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 компримирования;
• системы топливного, пускового, импульсного газа и газа собственных нужд;
• система электроснабжения и электрические устройства различного назначения;
• система автоматического управления;
• система связи;
• система хранения, подготовки и раздачи ГСМ;
• система производственно-хозяйственного и пожарного водоснабжения и канализации;
• склад для хранения материалов, реагентов и оборудования;
• ремонтно-эксплуатационные и служебно-эксплуатационные помещения.

Основной объект КС - компрессорный цех, оснащенный газоперекачивающими агрегатами и рядом вспомогательных систем (агрегатных и общецеховых). Эти системы обеспечивают эксплуатацию ГПА (газоперекачивающий агрегат) и другого оборудования КС, а также нормальные условия работы обслуживающего персонала. В составе КС может быть один или несколько компрессорных цехов, которые обозначаются соответствующими порядковыми номерами.

Газопровод  имеет ответвления (шлейфы), по которым  газ поступает в компрессорные  цеха станции. После очистительных устройств он попадает 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 КС  составляет от 50  кгс/см², а на выходе до 76  кгс/см², но в зависимости от потребления давление меняется. В зависимости от мощности и числа газоперекачивающих агрегатов, компрессорная станция способна перекачивать от 50 до 150 млн. м³ газа в сутки.

Основные производственные задачи КС заключаются в обеспечении  надежной, экономичной и бесперебойной  работы турбокомпрессорного, теплоэлектросливного, технологического и вспомогательного оборудования в заданном технологическом режиме.

Режим работы компрессорной станции круглосуточный и круглогодичный, поэтому оборудование и системы компрессорной станции обслуживаются сменным персоналом.

Компрессорные станции входят в состав линейно-производственных управлений магистральных газопроводов (ЛПУ МГ).

Основные службы ЛПУ МГ:

• газокомпрессорная служба (ГКС), в состав которой входит компрессорная станция;
• линейная эксплуатационная служба (ЛЭС), занимающаяся эксплуатацией линейной части газопровода;
• диспетчерская служба;
• служба связи и телемеханики;
• служба энерговодоснабжения;
• служба КИП и А.

Компрессорный цех представляет собой совокупность общецеховых  систем, которые обеспечивают эксплуатацию газоперекачивающих агрегатов, всего общецехового оборудования, а также нормальные условия работы обслуживающего персонала. На каждую систему компрессорного цеха должен заполнятся эксплуатационный формуляр.

Эксплуатационный  формуляр - это документ, который включает:

• исполнительную схему системы;
• акт о приемке системы в эксплуатацию;
• паспорт на оборудование;
• журнал особых замечаний по эксплуатации, отказам и авариям;
• журнал учета обслуживания и ремонтов оборудования систем.

Все системы  компрессорного цеха в установленные  сроки проходят гидравлические и  другие необходимые испытания, а также осмотры и проверки. Арматура и трубопроводы систем окрашены в соответствии с требованиями, заземлены, защищены от механических повреждений, вибрации и коррозии.

Компрессорный цех включает в себя следующее  основное оборудование и системы:

• газоперекачивающий агрегат;
• систему оборотного водоснабжения и охлаждения масла;
• систему маслоснабжения;
• систему технологического газа;
• систему топливного и пускового газа;
• систему импульсного газа;
• систему пожаробезопасности;
• систему вентиляции и отопления;
• комплекс средств контроля и автоматики;
• систему электроснабжения;
• систему промышленной канализации;
• грузоподъемные механизмы.

3. Состав и свойства газа

Ресурсной базой  для газопровода «Оренбург –  Новопсков» является газ переработанный в Оренбургском газоперерабатывающем заводе (ООО «Оренбурггазпром»)

ООО «Оренбурггазпром»  — крупнейший газоперерабатывающий комплекс в России. Его история  начиналась в ноябре 1966 года. Тогда  на левом берегу реки Урал, неподалеку от Оренбурга, было открыто Оренбургское газоконденсатное месторождение (ОГКМ). Его ширина составила 20 км, протяженность — 120 км, запасы газа оценили в 1,8 трлн кубометров. Начало освоения ОГКМ. Уже в 80е годы годовой объем добычи на ОГКМ достиг 48,7 млрд кубометров газа. Были введены в эксплуатацию 11 установок комплексной подготовки газа, построены магистральные газопроводы на Самару, Ново-Псков, Заинск, а также газопровод «Союз», по которому начались поставки в европейские страны. Для переработки добываемого сырья построили два завода — газоперерабатывающий и гелиевый (Оренбурггазпром сегодня — один из основных поставщиков гелия на рынки Европы).

Когда в начале 80х годов на оренбургском месторождении  наметилось падение добычи, к Оренбурггазпрому был поставлен новый иточник сырья Карачаганакское газоконденсатное месторождение в Казахстане. Объем его запасов — 1,35 трлн кубометров газа и 1,5 млрд баррелей жидких углеводородов. Карачаганак был введен в эксплуатацию Оренбурггазпромом в 1984 году. Тогда же первые объемы казахстанского газа и нестабильного конденсата пошли на оренбургские заводы. Это сырье отличалось от оренбургского повышенным содержанием кислых компонентов (4,5% сероводорода и до 5% углекислого газа), что потребовало модернизации мощностей газохимического комплекса в Оренбурге.

В настоящее  время газоперерабатывающий завод осуществляет выпуск продукции следующих наименований:

- газ горючий  природный, поставляемый и транспортируемый  по магистральным газопроводам;

- конденсат  газовый стабильный в смеси  с нефтью ООО «Газпром добыча Оренбург»;

- газы углеводородные  сжиженные топливные для коммунально-бытового  потребления, газы углеводородные  сжиженные топливные;

- фракция широкая  легких углеводородов;

- сера техническая  газовая жидкая, комовая, гранулированная;

- одорант природный;

- газы углеводородные  сжиженные для автомобильного  транспорта;

- газ сырьевой  с газоперерабатывающего завода  на гелиевый завод;

- газ топливный  на Каргалинскую ТЭЦ.

Для дальнейших расчетов состав газа возьмем приближенный к составу Оренбургского газоконденсатного месторождения (см. таблицу 1.2).

Таблица 1.2 – Состав газа

Расчет характеристик  транспортируемого газа.

Плотность газа при стандартных условиях (20°С и 0,101325 МПа) определяется по формуле аддитивности

  где а_i, ρ_i – соответственно доля и плотность при стандартных условиях i-го компонента;

Молярная масса

где M_i – молярная масса i-го компонента;

Газовая постоянная

,

где   универсальная  газовая постоянная  Дж/(кмоль·К).

Псевдокритические температура и давление

Относительная плотность газа по воздуху 

4. Характеристика местности

Трасса газопровода  «Оренбург – Новопсков» проходит по территории Оренбургской области, Западно-Казахстанской области республики Казахстан, Саратовской, Волгоградской и Ростовской областей РФ.

Рельеф территории прохождения трассы газопровода равнинный. Причем высота над уровнем моря снижается с северо-востока на юго-запад области. В регионе выделяют несколько районов по особенностям рельефа, в том числе — Общий сырт, Эмбенское плато, Прикаспийская низменность. Почвы темнокаштановые, каштановые, светлокаштановые глинистые и солонцы. Преобладает злаково-разнотравная, злаково-полынная, полынно-житняковая растительность. На севере — типчаково-ковыльные степи, на севере, вдоль реки Урал и дорог созданы лесозащитные полосы — тополь, ива, дуб, береза, вяз и др, на юго-западе и севере также выращивают сосны.

Область расположена в  пределах 2-х почвенных зон — чернозёмной и каштановой. Почвы чернозёмного типа занимают около 22 % площади, каштанового — 44 %, интразональные (с преобладанием солонцов) — 14 %. По условиям тепло- и влагообеспеченности и особенностям состава почв территория Волгоградской области делится на четыре агроклиматические зоны: степная, сухостепная, пустынная и полупустынная.

Расположенная в зоне сухих  степей и полупустынь, Волгоградская область относится к малолесным регионам.

5. Очистка технологического газа

Газ, транспортируемый по магистральным газопроводам, обычно содержит различные примеси - песок, сварочный грат, окалину, грязь, конденсат, метанол, турбинное масло и т. д. Эти примеси попадают в газопровод, как с промыслов так и после строительства технологических объектов на газопроводе. Твёрдые частицы, находящиеся в газе ускоряют износ газопроводов, рабочих колёс и корпусов центробежных нагнетателей, регуляторов давлений и другого оборудования, находящегося в контакте с транспортируемым газом.

Жидкие частицы содержащиеся в газе выпадают в трубопроводе в  виде осадка, который скапливается в низких участках и сужает его  сечение. Это явление способствует образованию в них гидравлических и кристаллогидратных пробок.   

Для очистки газа от примесей на магистральных газопроводах применяются  пылеуловители двух типов: сухие  и жидкостные. Первые из них –  циклонные, работающие на основе сил  инерции, вторые – масляные, работающие по принципу контактирования газа с частицами масла.

На КС газопровода «Оренбург – Новопсков», установлены 4 пылеуловителей циклонного типа и параллельно подключены перед ГПА.

Циклонные пылеуловители (ПУ) работают по принципу использования  сил инерции, которые возникают во вращающемся газовом потоке. Тяжелые жидкие и твердые частицы в таком потоке отбрасываются к стенкам силами циклового устройства и затем оседают в пылегрязесборнике аппарата. Очищенный газ, который формируется из центральных слоев завихренного потока, поступает из циклона в газопровод.

Параллельно включенные в  работу циклонные пылеуловители  устанавливаются на КС перед газоперекачивающим агрегатом.

Циклонный  пылеуловитель  представляет  аппарат  цилиндрической  формы диаметром 2000 мм, высотой 9080 мм, оборудованный для технологических  переключений запорной армартурой и  имеющей для контроля за работой  средства автоматики и КИП.

Аппарат содержит три секции:

- секция ввода  газа,

- секция очистки  газа,

- секция сбора  пыли и жидкости (осадная секция).

Секция ввода  газа – состоит из  входной  трубы  диаметром  500мм, распределяющий газовый поток по пяти циклонам.

Секция очистки  – состоит из пяти циклонов типа ЦН – 15,  Ø = 600 мм.

Циклоны с помощью  сварки крепятся к доннику в сборе, который разделяет аппараты на очистную и осадную секции.

Циклонный элемент  состоит из корпуса трубы Ø = 600 мм, винтового завихрителя, трубы  выхода очищенного газа Ø = 500 мм и дренажного конуса, по которому жидкие и твёрдые частицы попадают в осадную секцию.

Нижняя часть  аппарата является сборником пыли и  влаги, выделившихся из газа после его  обработки в циклонах.

Для предотвращения замерзания накапливаемой жидкости в зимнее время, секция обогревается при помощи подогревателя змеевидного типа. В нижней части аппарата расположен дренажный штуцер Dу = 50 мм.   

Для осмотра  внутренней  части  на  пылеуловителе  предусмотрен   люк–лаз. Люк имеется  также на донышке, которое разделяет аппарат на очистную и пылевлагосборную секции.

Пылеуловитель работает следующим образом: неочищенный  газ через входную трубу поступает  в секцию ввода, затем по винтовому  завихрителю в циклонное устройство, где из вращающегося потока, вследствие действия центробежных сил от газа отделяются капельки жидкости и твёрдые частицы.

Отделённые  от газа примеси, по конусам циклонов попадают в нижнюю часть пылеуловителя  – осадную секцию.

Из нижней части  осадной секции жидкость с помощью  системы САУЖ автоматически через штуцер, удаляется в ёмкость сбора конденсата, а грязь с днища аппарата через штуцер, удаляется ручной или автоматической продувкой через дренажный коллектор в отстойную ёмкость.

Технические характеристики циклонных пылеуловителей приведены  в таблице 1.3.

Таблица 1.3 – Технические характеристики циклонного пылеуловителя

Продолжение таблицы 1.3

В связи с  невозможностью достичь высокой  степени очистки газа в циклонных  пылеуловителях появляется необходимость  выполнить вторую ступень очистки , в качестве которой используют фильтр-сепараторы, устанавливаемые последовательно после циклонных пылеуловителей.

Фильтр-сепаратор (см. рисунок 1.2) состоит из корпуса 4, разделенного перегородкой 5 на две секции и снабженного торцевой крышкой 1 с быстроразъемным затвором и патрубками 3 и 7 для входа и выхода газа. В первой по ходу газа секции располагаются 54 фильтрующих элемента 11, предназначенные для улавливания твердых частиц размером от 1 мкм и более. Для гашения скорости потока и защиты фильтрующих элементов от прямого удара струи газа установлен отбойный щиток 2. Во второй секции размещен пакет туманоуловителя 6, в котором газ окончательно очищается от жидких частиц в капельном и туманообразном состоянии. Под корпусом расположен дренажный коллектор 9. разделенный на две части перегородкой 10 и снабженный дренажными патрубками 8 из каждой части коллектора.

Рисунок 1.2 - Конструктивная схема фильтра-сепаратора:

1 — крышка; 2 — отбойный щиток; 3 — входной патрубок; 4 — корпус; 5 — перегородка; б — пакет туманоуловителя; 7 — выходной патрубок; 8 — дренажный патрубок; 9 — дренажный коллектор; 10 — перегородка коллектора; 11 — фильтрующий элемент

Работа фильтров-сепараторов  основана па принципе фильтрации газа через слой специальным образом  обработанного стекловолокна толщиной 15 мм. Этот материал натягивается на перфорированную трубу (коэффициент перфорации около 23%). По мере загрязнения фильтрующих элементов их заменяют на отключенном аппарате через открытую крышку с быстроразъемным затвором. Контроль за работой фильтра осуществляется по перепаду давления в секциях, номинальное гидравлическое сопротивление фильтра 0,044 МПа, максимальный допустимый перепад давления (по мере загрязнения фильтрующих элементов) - до 0,078 МПа.