Трубопроводный транспорт газа

 

Введение

 

В условиях перехода нашей страны к рыночной экономике возникают крупные межотраслевые и межрегиональные проблемы, для решения которых требуются программно-целевые методы управления экономикой. Одна из таких проблем - расширение работ по газификации и улучшение на этой основе социально-бытовых условий населения. 
    В нашей стране создан мощный высокоэффективный топливно-энергетический комплекс. 
Россия - единственная крупная страна в мире, которая полностью обеспечивает себя топливом и энергией за счет стабильных природных ресурсов и одновременно экспортирует газовое топливо. 
    Основная доля затрат по использованию природного газа в качестве 
топлива приходится на его транспортировку от мест добычи к местам потребления. Основным транспортом является трубопроводный. 
    Магистральный трубопроводный транспорт является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Магистральный газопровод (МГ) - трубопровод, предназначенный для транспортирования природного газа из районов добычи к пунктам потребления. Магистральный газопровод - основное средство передачи газа на значительные расстояния. Магистральный газопровод - один из основных элементов газотранспортной системы и главное составное звено Единой системы газоснабжения России.  
Сооружается из стальных труб диаметром 720-1420 мм на рабочее давление 5,4-7,5 МПа с пропускной способностью до 30-35 млрд куб. м газа в год. Прокладка магистральных газопроводов бывает: подземная (на глубину 0,8-0,1 м до верхней образующей трубы); надземная - на опорах; наземная - в насыпных дамбах. Для транспортирования газа с морских газовых промыслов на берег сооружаются подводные магистральные газопроводы.

 

По величине рабочего давления магистральные газопроводы  длятся на два класса:

• 1 – при рабочем давлении выше 2.5 МПа до 10 МПа;
• 2 – при рабочем давлении свыше 1.2 МПа до 2.5 МПа.

 

Протяженность магистрального газопровода – от нескольких десятков километров до нескольких тысяч километров. Магистральный газопровод - один из основных элементов газотранспортной системы и главное составное звено Единой системы газоснабжения России.  
Сооружается из стальных труб диаметром 720-1420 мм на рабочее давление 5,4-7,5 МПа с пропускной способностью до 30-35 млрд куб. м газа в год.

 

Прокладка магистральных  газопроводов бывает:

• подземная - на глубину 0,8-0,1 м до верхней образующей трубы;
• надземная - на опорах;
• наземная - в насыпных дамбах.

Для транспортирования  газа с морских газовых промыслов на берег сооружаются подводные магистральные газопроводы.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Основные объекты и  сооружения магистрального трубопровода:

 

• Головные сооружения – служат для подготовки газа, для его учета и компримирования (сжатия);
• Компрессорные станции (КС) – служат для восттановления давления, располагаются с интервалом 80 – 120 км.;
• Газораспределительные станции (ГРС) – служат для редуцирования (снижения) давления газа до рабочего давления газораспределительной системы потребителей;
• Станции подземного хранения газа (СПХГ) – служат для сглаживания неравномерности потребления газа крупными населенными пунктами;
• Линейные сооружения.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Линейные сооружения магистрального трубопровода:

 

• газопровод с отводами, лупингами и перемычками;
• переходы через естественные и искусственные препятствия;
• узлы редуцирования;
• узлы очистки газопровода;
• узлы запуска и приема очистных устройств;
• узлы подключения компрессорных станций;
• запорная арматура;
• система электроснабжения линейных потребителей;
• устройства контроля и автоматики;
• система телемеханизации;
• система оперативно-технологической связи;
• конденсатосборники и устройства для ввода метанола;
• система электрохимической защиты;
• станции противокоррозионной защиты и дренажные устройства;
• здания и сооружения для обслуживания линейной части (дороги, вертолетные площадки, дома линейных обходчиков и т.п.).

Требования к линейным сооружениям магистрального газопровода:

 

• расстояние мужду линейными запорными устройствами должно быть не менее 30 км.;
• управление – ручное и дистанционное;
• линейная запорная арматура должна быть оснацщена автоматическими механизмами аварийного перекрытия;
• при параллельной прокладке двух и более магистральных газопроводов в одном технологическом коридоре предусматривается соединение их перемычками с запорной арматурой.

 

 

В некоторых случаях в  состав магистрального  трубопровода входят и подводящие трубопроводы, по которым конденсат или газ  от промыслов подается к головным сооружениям.

Основные элементы магистрального трубопровода – сваренные в непрерывную  нитку трубы, представляющие собой  собственно трубопровод. Как правило, их заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая  глубина заложения не диктуются  особыми геологическими условиями  или необходимостью поддержанию  температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне. Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми  грунтами или через болота, можно  укладывать на опоры или в искусственные  насыпи.

 

 

На пересечении крупных  рек газопроводы (а в некоторых  случаях и конденсатопроводы) утяжеляют грузами или сплошными бетонными покрытиями и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечении железных и крупных шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр которых на 200 мм больше диаметра основного. Для удовлетворения потребностей в нефтепродуктах и газе населенных пунктов, находящихся вблизи трасс нефтепродуктопроводов и газопроводов, от них прокладывают отводы или ответвления из труб сравнительно малого диаметра, по которым газ непрерывно отводится в эти населенные пункты. С интервалом 10¸30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные краны или задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта. С обеих сторон линейного крана на газопроводе имеются свечи для выпуска газа в атмосферу при авариях.

Вдоль трассы проходит линия  связи (телефонная, радиорелейная), которая  в основном имеет диспетчерское  назначение. Ее можно использовать для передачи сигнала телеизмерения  и телеуправления. Располагаемые  на трассе станции катодной и дренажной  защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением противокоррозионному изоляционному  покрытию. На расстоянии 10¸20 км друг от друга вдоль трассы размещены усадьбы линейных обходчиков, в обязанность которых входит наблюдение за исправностью своего участка и устройствами электрической защиты трубопровода от коррозии.

В начале газопровода находится головная насосная станция (НС). Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплект вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая напряжение подаваемого  на линию электропередачи (ЛЭП) тока с 110 или 35 до 6 кВ, котельная, а также система водоснабжения, канализации, охлаждения и т.п.

Компрессорные станции (КС) газопроводов оборудуют поршневыми или центробежными компрессорами  с приводом от поршневых двигателей внутреннего сгорания, газовых турбин и электродвигателей. Мощность одного агрегата в настоящее время достигает 25 МВт. Обычно центробежные нагнетатели  работают группами по два или по три последовательно, и несколько  групп могут быть включены на параллельную работу. Подача одного агрегата может  достигать 50 млн. м³/сутки, а давление на выходе станции – 10 МПа. При высоком пластовом давлении газа в первый период эксплуатации месторождения газопровод может работать без головной КС. На всех КС газ очищается в пылеуловителях от механических примесей. Кроме того, на головной станции возможны осушка газа, очистка от сероводорода и углекислого газа и одоризация природного газа. КС, также как и насосные, имеют вспомогательные сооружения: котельные, системы охлаждения, электроснабжения и др.

 

 

Основные объекты  и сооружения компрессорной станции:

• узел подключения компрессорной станции к МГ;
• камеры приема и запуска очистных устройств;
• установки очистки технологического газа;
• установка охлаждения технологического газа;
• компрессорный цех;
• технологические трубопроводы обвязки КС с запорной, предохранительной и регулирующей арматурой;
• блок подготовки топливного, пускового и импульсного газа (БПТПИГ);
• вспомогательное и энергетическое оборудование;
• главный щит управления и система телемеханики;
• оборудование ЭХЗ;

 

Магистральный газопровод подает газ к газораспределительным станциям и контрольно-распределительным пунктам, где его очищают от механических примесей, конденсата и влаги, замеряют проходящий объем, снижают давление и одорируют (если это не было выполнено на головных сооружениях газопровода) перед подачей к потребителю. Вблизи конечного участка магистрального газопровода у потребителя создаются подземные хранилища газа, предназначенные для регулирования сезонных и суточных неравномерностей газопотребления.

На головных сооружениях  производится подготовка добываемого  газа к транспортировке (очистка, осушка т п). В начальный период разработки месторождений давление газа, как правило, настолько велико, что необходимости в головной компрессорной станции нет. Ее строят позднее, уже после ввода газопровода в эксплуатацию.

Компрессорные станции предназначены  для перекачки газа. Кроме того на КС производится очистка газа от жидких и твердых примесей, а также  его осушка.

Газ из магистрального газопровода  через открытый кран  поступает  в блок пылеуловителей. После очистки  от жидких и твердых примесей газ  компримируется газоперекачивающими  агрегатами (ГНА) далее он проходит через аппараты воздушного охлаждения (АВО)  и через обратный клапан 8 поступает в магистральный газопровод .

Объекты компрессорной станции, где происходит очистка, компримирование и охлаждение, т.е. пылеуловители, газоперекачивающие агрегаты и она, называются основными, для обеспечения их нормальной работы сооружают объекты вспомогательного назначения: системы водоснабжения, электроснабжения, вентиляции, маслоснабжения и т.д.

Газораспределительные станции  сооружают в конце каждого  магистрального газопровода или  отвода от него.

 

 

 

 

 

Высоконапорный газ, транспортируемый по магистральному газопроводу, не может  быть непосредственно подан потребителям, поскольку газовое оборудование, применяемое в промышленности и  в быту, рассчитано на сравнительно низкое давление. Кроме того, газ  должен быть очищен от примесей (механических частиц и конденсата), чтобы обеспечить надежную работу оборудования. Наконец, для обнаружения утечек газу должен быть придан резкий специфический запах. Операцию придания газу запаха называют одоризацией.

Понижение давления газа до требуемого уровня, его очистка, одоризация и измерение расхода осуществляются на газораспределительной станции (ГРС). Принципиальная схема ГРС приведена  на рис. 1.

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис.№1 Схема магистрального газопровода;

1 — газосборные сети; 2 — промысловый пункт сбора  газа; З- головные сооружения; 4 — компрессорная станция;5газораспределительная станция; б подземные хранилища; 7 — магистральный трубопровод; 8 — ответвления от магистрального трубопровода; 9 — линейная арматура;10 — двухниточный проход через водную преграду.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Газ по входному трубопроводу 1 поступает на ГРС. Здесь он последовательно  очищается в фильтре 2, нагревается  в подогревателе З и редуцируется в регуляторах давления 4. далее расход газа измеряется расходомером 5 я в него с помощью одоризатора 6 вводятся одорант — жидкость, придающая газу запах.

Необходимость подогрева  газа перед редуцированием связана  с тем, дросселирование давления сопровождается (согласно эффекту джоуля-Томсона) охлаждением газа, создающим опасность закупорки трубопроводов ГРС газовыми гидратами.

Подземные хранилища газа служат для компенсации неравномерности  газопотребления. Использование подземных структур для хранения газа позволяет очень существенно уменьшить металлозатрат и капиталовложения в хранилища

Линейные сооружения газопроводов отличаются от аналогичных сооружений нефтепроводов и нефтепродуктопроводов  тем, что вместо линейных задвижек используются линейные шаровые краны, а кроме  того, для сбора вытпадающего конденсата сооружаются конденсатосборники.

 

Очистка газа на компрессорной  станции

 

Примеси в газе:

• песок;
• окалина;
• сварной шлам;
• продукты коррозии;
• конденсаты тяжелых углеводородов;
• вода;
• масло.

Наличие примесей приводит к загрязнению линейной части и преждевременному износу оборудования.

 

Для очистки газа на КС применяются:

• циклонные и масляные пылеуловители;
• фильтры-сепараторы.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 – патрубок входа  газа

2 – патрубок выхода  газа

3 – циклонный элемент

4 – разделительная перегородка

5 – штуцеры КИП

6 – дренажный патрубок

7 – подогреватель змеевиковый

 

 

 

 

 

 

 

      1 – патрубок входа газа

      2 – отбойный козырек

    3 – контактные трубки

    4 – жалюзийное устройство

    5 – дренажные трубы

    6 – патрубок слива масла

    7 – патрубок выхода газа

    8 – перегородка

 

    А – осадительная секция

    Б – контактная секция

    В – скрубберная секция

 

 

 

 

 

 

 

 

1 – патрубок входа газа

2 – фильтрующая секция

3 – секция сепарации

4 – патрубок выхода  газа

5 – дренажный сборник

 

 

 

 

 

Компримирование газа

 

Газоперекачивающие  агрегаты (ГПА) – центробежные нагнетатели (ЦН) с приводом от газовых турбин или электродвигателей.

ГПА устанавливаются в  компрессорном цехе, который может  быть скомпонован в традиционном (в отдельном здании галерейного  типа) или в блочном исполнении.

 

Охлаждение газа на КС

 

На выходе из ЦН температура  газа может достигать 60-70 С

 

Охлаждение применяется:

• для уменьшения температурных напряжений стенки трубопровода;
• для предотвращения противокоррозионной изоляции газопровода;
• для увеличения пропускной способности МГ.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Развитие трубопроводного транспорта газа

Крупнейшим оператором российских газопроводов является государственная  компания Газпром.

Крупные газопроводы:

• Саратов — Москва — первый газопровод в России (840 км);
• Ставрополь — Москва;
• Кольцевой газопровод Московской области;
• Краснодарский край — Ростов-на-Дону — Серпухов — Санкт-Петербург;
• Средняя Азия — Урал;
• Медвежье — Надым — Тюмень — Уфа — Торжок;
• Надым — Пунга — Пермь;
• Уренгой — Сургут — Тобольск — Тюмень — Челябинск;
• Уренгой — Помары — Ужгород — крупнейшая в мире система газопроводов,^[9] соединяет газовые месторождения Западной Сибири с конечными потребителями в Европе (4451 км);
• газопровод, проходящий от Оренбурга через Украину в страны Восточной и Западной Европы;
• Ямал — Европа;
• Голубой поток;
• Дзуарикау — Цхинвал;
• Джубга — Лазаревское — Сочи

Строятся газопроводы  Северный поток, Бованенково — Ухта, Сахалин — Хабаровск — Владивосток. Проектируются газопроводы Южный  поток, Алтай, Якутия — Хабаровск — Владивосток и Прикаспийский газопровод. ЕСГ (ОАО «Газпром») – в 2010 г. составляла более 160 тыс. км. Перекачку газа осуществляют 215 компрессорных станций суммарной мощностью 42 млн. кВт. ГПА на 87.7% представлены газотурбинными установками.

Одна из важных задач ОАО  «Газпром» - реконструкция и модернизация объектов ЕСГ с целью повышения  надежности и эффективности эксплуатации.

 

Заключение

За последние годы резко возросла роль трубопроводного транспорта в российской экономике. Это связано с рядом факторов – увеличение налоговых поступлений в бюджеты различных уровней вследствие роста объемов транспорта нефти, создание новых рабочих мест, развитие экономики регионов и т.д. 
Системы трубопроводного транспорта являются эффективным инструментом реализации государственной политики, позволяющим государству регулировать поставки газа на внутренний и внешний рынки.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

 
1. Суринович В.К., Борщенко Л.И.  «Машинист технологических  компрессоров»,  -  М.: Недра, 1986.-280 с. 
2. Волков М.М. и др., «Справочник работника газовой промышленности», -М.: Недра, 1989.-286с. 
3. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов, М.: Недра, 1989. 
4. Правила технической эксплуатации компрессорных цехов с газотурбинным приводом.  М. 1976. 
5. Сборник типовых эксплуатационных формуляров и инструкций по эксплуатации и техническому обслуживанию систем и оборудования компрессорных станций с газотурбинным приводом, ч. 1,2. Приложение к «ПТЭ компрессорных цехов с ГТУ», М.: 1976. 
6. Козаченко А.Н. «Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов», - М.: Нефть и газ, 1999-459 с. 
7. Андреев Г.С. «Запорная арматура», - М.: Недра, 1974. 
8. Фриман Р. Э., Иванов С. А., Бородавкин П. П., «Магистральные газопроводы. Основные сведения». М.: Недра, 1976. 
9. Тихомиров Е.Н. «Монтаж, наладка и эксплуатация устройств электрохимической защиты», М.: Недра, 1976. 
10. Данилов А.А., Петров А.И. «Газораспределительные станции». С-П.: Недра, 1997. 
11. Положение по технической эксплуатации газораспределительных станций магистральных газопроводов. М.: Недра, 1990. 
12. Беззубов А.В., Козобков А.А., Шварц А.И. «Устройство и монтаж технологических компрессоров», М.: Недра, 1985. 
13. СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. М., ЦИТП Госстроя СССР, 1985. 
14. СНиП III-42-80. Магистральные трубопроводы. Госстой СССР. М., Стройиздат. 1981.