Состав сооружений магистральных газопроводов. Компрессорные станции

Газопроводы бывают:

- газоподводящими (или газосборочные);

- внутренними (внутрипромыслевые, внутризаводские; их часто называют технологическими);

- системы газопроводов населенных пунктов (в том числе, городские; газопроводов населенных пунктов иногда называют газораспределительными газопроводами);

- магистральными.

Рабочее давление в магистральных газопроводах не ниже 1,2 МПа. Магистральные газопроводы относительно рабочего давления делятся на 2 класса:

- для I-класса Р=2,5÷10 Мпа;

- для II-класса Р=1,2÷2,5 Мпа.

Относительно назначения и диаметров трубы с учетом меры безопастности, магистральные газопроводы делятся на 5 категорий:

В, I, II, III и IV.

Протяженность магистральных газопроводов достигает от десятков километров до тысячи, а их диаметры бывают от 150 до 1620 мм (основные части лежат в пределах 720÷1620 мм).

Система доставки продукции газовых месторождений до потребителей представляет собой единую технологическую цепочку. С месторождений газ поступает через газосборный пункт по промысловому коллектору на установ­ку подготовки газа, где производится осушка газа, очистка от механических примесей, углекислого газа и сероводорода (этот комплекс размещается на территории компрессорной станции). Далее газ поступает в систему магистрального газопровода. В состав магистрального газопровода входят следующие основные объ­екты:

- головное сооружение;

- сам стальной трубопровод с линейными сооружениями, ответвлениями и запорной арматурой;

- компрессорные станций (КС);

- газораспределительные станций (ГРС; предназначены для снижения (редуцирования) давления газа до рабочего давления газораспределительной системы потребителей);

- станции подземного хранения газа.

После ГРС газ поступает в газовые сети населенных пунктов, которые подают его к месту потребления. Снижение и поддержание в необходимых пределах давления газа в газораспределительных сетях осуществляется на газорегуляторных пунктах (ГРП).

Для сглаживания неравномерности потребления газа крупными населен­ными пунктами сооружаются станции подземного храпения газа (СПХГ). Для закачки газа в подземное газохранилище СПХГ оборудуется собственной дожимной компрессорной станцией (ДКС).

К линейным сооружениям относятся собственно магистральный трубопровод, линейные запорные устройства, узлы очистки газопровода, переходы через искусственные и естественные препятствия, станции противокоррози­онной защиты, дренажные устройства, линии технологической связи, отводы от магистрального газопровода для подачи части транспортируемого газа пот­ребителям и сооружения линейной эксплуатационной службы (ЛЭС).

Расстояние между линейными запорными устройствами (кранами) должно быть не более 30 км. Управление линейными кранами следует предусмат­ривать дистанционным из помещения операторной компрессорной станции, а также ручным по месту. Линейная запорная арматура должна оснащаться автоматическими механизмами аварийного перекрытия.

При параллельной прокладке двух и более магистральных газопроводов в одном технологическом коридоре предусматривается соединение их пере­мычками с запорной арматурой. Перемычки следует размещать на расстоянии не менее 40 км и не более 60 км друг от друга у линейных кранов, а также до и после компрессорных станций.

Вспомогательные линейные сооружения магистрального газопровода принципиально не отличаются от сооружений магистрального нефтепровода. К ним относятся линии связи, вдоль трассовые дороги, вертолетные площадки, площадки аварийного запаса труб, усадьбы линейных ремонтеров и т. д. В зависимости от конкретных условий эксплуатации состав сооружений ма­гистрального газопровода может изменяться. Так, на газопроводах небольшой протяженности может не быть промежуточных КС. Если в добываемом газе отсутствует сероводород или углекислый газ, то необходимость в установках по очистке газа от них отпадает. Станции подземного хранения газа обычно сооружаются только вблизи крупных городов или районов газопотребления.

К линейным сооружениям также относятся дома линейных ремонтеров и аварийно-ремонтные пункты (АРП), Через каждые 20-25 км в трассе есть дома линейных ремонтеров, а также линейные узлы, включающие в себя запорные отключающие арматуры (краны, задвижки) и продувочные свечи (они находятся близко друг к другу). Продувочные свечи предназначены для опорожнения газопровода на участке между кранами в случае необходимости ремонтно-восстановительных работ. Запорные отключающие арматуры ставится и перед КС, разветвлениями и водными преградами. Для защиты металла трубы от коррозии используются пассивная (липкие ленты, изоляция и т.д.) и активная защита. В качестве активной защиты используются катодные станций, протекторные устройства и электродренажные установки для отвода блуждающих почвенных токов.

Переходы через преград (болота, реки, озера) и балки бывают надводными, подводными (переход через дно реки) и подземными (подземный переход под дном реки), а через дороги и балки - надземными и подземными, но их выполняют главным образом подводными и подземными. Переходы через крупные реки (дюкеры) сооружают в две и более нитки, причем диаметры их выбирают с таким рас­четом, чтобы отключение одной нитки почти не снижало пропускной способности газопровода. Кроме того, для переходов берут трубы более тяжелого калибра. Пере­ходы для очень больших судоходных рек сооружают в три нитки. Кроме указанных параметров преград, учитывают также и ин­дивидуальные особенности препятствий - устойчивость берегов, за­болоченность поймы и др.

Переход через балки и овраги осуществляют, как правило, подземным. Исключение составляют овраги, имеющие большую глубину при малой ширине (не больше 20-30 м). Переходы через них делают надземными.

Подземное пересечение магистральным газопроводом железных дорог осуществляют в защитных кожухах из труб диаметром на 100-200 ммбольше диаметра газопровода. Концы кожуха должны выводиться на 2 м за подошву насыпи железнодорожного полотна, но не менее чем 25 мпо нормали от осей крайних путей железных дорог МПС и не менее 15 мот осей путей промышленных железных дорог. Концы кожуха должны иметь уплотнение, герметизирующее пространство между газопроводом и кожухом. От кожуха должна устраиваться вытяжная свеча, отводимая на расстояние не менее 40 мпо нормали от оси крайнего пути железных дорог МПС и не менее 25 мот оси крайнего пути промышленных железных дорог. Высота вытяжной свечи от уровня земли должна быть не менее 5 м.

Масса газа, проходящая через поперечное сечение газопровода за единицу времени называется массовым расходом газа (массовая пропускная способность газопровода). Массовый расход газа G есть величина постоянная для всего сечения газопровода. Единица измерения [G]= кг/с. Объемный расход газа зависит от его физического состояния. Поэтому в качестве объемного расхода берет коммерческий расход. Стандартный объем газа, проходящий через поперечное сечение газопровода за единицу времени называется коммерческим расходом газа Q (или пропускная способность газопровода; иногда называет производительностью газопровода). Коммерческий расход газа Q также есть величина постоянная для всего сечения газопровода. Единица измерения в системе СИ [Q]=м³ /с. В практике используют годовой Q_год и суточный Q_сут коммерческие расходы. Их единицы измерения [Q_год]= млрд.м³ /год и [Q_сут]= млн.м³/сут. Связь между массовым и коммерческим расходом:

, (148)

где ρ- плотность газа в стандартных условиях.

Стандартный объем газа, перекачиваемым компрессором за единицу времени называется подачей компрессора Q. Таким образом, объемный расход газа, подача компрессора и пропускная способность выходного газопровода из компрессора есть одинаковые величины. Только понятие объемного расхода относится к газу, пропускная способность - к газопроводу, а подача - к компрессорным агрегатам.

Компрессорные станции являются составной частью магистраль­ного газопровода. Они предназначены для увеличения пропускной способности газопровода за счет повышения давления газа на вы­ходе из станции путем его компримирования, а также для подго­товки газа к транспорту.

В зависимости от назначения и месторасположения на магистраль­ном газопроводе различают головные промежуточные компрессорные станции. Головные компрессорные станции (ГКС) устанавливают в начальном пункте газопровода, расположенного в районе газового промысла или на некотором расстоянии от него, где осуществляется подготовка газа к транспорту и компримирование его до расчет­ного давления. Промежуточные компрессорные стапции (ПКС) располагают по трассе газопровода на расстоянии 100-200 км. Расстояние между станциями определяется расчетом. Принципиаль­ные технологические схемы головных и промежуточных компрес­сорных станций в принципе одинаковые, за исключением установок по подготовке газа к дальнему транспорту. На головных компрес­сорных станциях эта подготовка осуществляется полностью, т. е. производится пылеулавливание, обезвоживание, очистка от серы, механических примесей и жидких частиц; на промежуточных ком­прессорных станциях подготовка газа к транспорту ограничивается очисткой от механических примесей, конденсата и воды.

В качестве основных газоперекачивающих агрегатов в зависи­мости от требуемых условий применяют: поршневые газомотокомпрессоры и центробежные нагнетатели с газотурбинным или электриче­ским приводами.

Поршневые газомотокомпрессоры, объеди­няющие в одном агрегате силовую часть и компрессор, обладают высокой надежностью, однако в связи с относительно небольшой мощностью (до 3700 кВт) их применяют в основном на газопроводах с небольшой пропускной способностью.

Газоперекачивающие агрегаты с центробеж­ным нагнетателем и газотурбинным приводом являются высокопро­изводительными агрегатами. Поэтому их применяют главным образом на мощных газопроводах. Газотурбинные агрегаты, кроме большой мощности, обладают и другими преимуществами по сравне­нию с поршневыми газомотокомпрессорами. Они меньше расходуют масла и могут работать без мощных установок водяного охлаждения (связанного с сооружением громоздких градирен, очистительных сооружений и др.). Кроме того, они имеют меньшую вибрацию по сравнению с газопоршневыми агрегатами, а также способны повышать мощность при низких температурах воздуха. Они более при­способлены для дистанционного управления. Однако к. п. д. этих агрегатов ниже к. п. д. газопоршневых агрегатов. Газотурбинные агрегаты изготовляют мощностью 4000 - 25000кВт.

Газоперекачивающие агрегаты с центро­бежным нагнетателем и электроприводом имеют более низкую стоимость, весьма компактны, требуют меньшей площади застройки, более приспособлены для автоматического управления и менее опасны в пожарном отношении. К недостаткам этих агрегатов можно отнести - недостаточную приспособленность к колебаниям нагрузки нагнетателя, и, кроме того, не обладают свойствами газовых турбин повышать мощность с понижением тем­пературы наружного воздуха.

При выборе типа газоперекачивающих агрегатов учитываются их технико-экономические показатели в зависимости от типа нагне­тателей и характеристики привода, а также вспомогательного обо­рудования, устанавливаемого на компрессорных станциях. При выборе привода большое эначение имеют эксплуатационные расходы. Причем постоянные издержки для электроприводного агрегата, всегда ниже и составляют 50-55% от издержек для газотурбинного привода, однако стоимость потребляемой энергии, всегда выше стоимости природного газа - топлива газовой турбины.

Наиболее экономичным является газо­турбинный привод. Однако следует учесть, что в некоторых случаях, например при небольших расстояниях между компрессорными станциями и источником электроэнергии (примерно 30-50 км), экономичнее применять электроприводы.

По типу компрессоров компрессорные станции на магистральных газопроводах подразделяются на газомоторные, газотурбинные и электроприводные, а по числу ступеней сжатия - на одно- и много­ступенчатые. Технологические схемы станций зависят от типа газо­перекачивающих агрегатов, качества газа, обусловливающих схему подготовки газа и других факторов, однако общими для них является принцип устройства станционных трубопроводных коммуникаций компримировапия, установок по обработке газа. Установки по обработке газа предназначены для очистки газа от пыли, капельной влаги, сероводорода и масла, для осушки газа, охлаждения и одоризации. а также вспомогатель­ных систем, обеспечивающих работу компрессорных станций, вклю­чая системы охлаждения, смазки, питания топливом, пуска, регули­рования, контроля работы агрегатов и дистанционного управления.

Технологической схемой головной ком­прессорной станции, оборудованной газомоторными компрессорами одноступенчатого сжатия предусматриваются следующие основные операции. Газ, поступающий на станцию по газопроводу, проходит пылеуловители (оборудованные свечами) и в очищен­ном виде по трубопроводам поступает в коллектор, из которого идет на сероочистку (если содержание серы в газе более 2 г на 100 м³) и далее во всасывающий коллектор. При отсутствии серы газ из коллектора через открытую задвижку, минуя сероочистку, попадает во всасывающий коллектор, из которого по трубопроводам идет во всасывающий коллектор компрессоров. Сжатый газ под давлением (необходимым для перекачки до следующей станции) по трубопроводам направляется в нагнетательный коллектор, из которого при необходимости поступает в оросительные холодиль­ники или, минуя их, в установку для осушки. Сухой газ по тру­бопроводу попадает в установку для одоризации, затем в замерный участок и далее по трубопроводу в магистральный газопровод. Установленные на всасывающем и нагнетательном коллекторах маслоуловители улавли­вают часть масла, уносимого газом из пылеуловителей и компрес­сорных машин. При необходимости часть газа поступает на редук­ционную установку, где снижается давление газа до величины, позволяющей использовать его на собственные нужды - с подачей в основные и вспомогательные газомоторные двигатели, в котель­ную и на бытовые нужды. Особенность схем одноступенчатых компрессорных станций за­ключается в том, что все компрессоры подключены к всасывающим н нагнетательным коллекторам параллельно, благодаря чему каждый из них может быть резервным. При многоступенчатой схеме в резерв приходится выводить группу компрессоров.

К вспомогательному оборудованию компрессорных станций отно­сятся, устройства, установки и аппаратура систем охлаждения, смазки и питания топливом, рессиверы или газосборникн, гаси­тели пульсации, воздушные баки, предохранительная и запорная арматура. В качестве холодильников для охлаждения газа между ступенями и после сжатия применяют теплообменники различной конструкции. Наиболее распространены секционные двухрядные холодильники, охлаждающие газ водой. Работают они по принципу противотока, т. е. с пропуском газа навстречу току воды.