Назначение, состав. и классификация магистральных трубопроводов

К магистральным трубопроводам относятся трубопроводы и ответвления (отводы) от них диаметром до-1420 мм включительно с избыточным давлением транспортируемого продукта не выше 10 МПа, предназначенные для транспортировки:

природного или нефтяного углеводородного газа из районов их добычи (от головных компрессорных станций) до мест потребления (газораспредели-тельных станций городов и населенных пунктов);

искусственного углеводородного газа от мест его производства (заводов по производству искусственного углеводородного газа) до мест его потребле-ния (газораспределительных станции городов и населенных пунктов);

сжиженных углеводородных газов (пропана, бутана и их смесей) и дру-гих сжиженных углеводородов с упругостью насыщенных паров не выше 1,6 МПа при температуре 45 °С из мест их производства (заводов по сжижению природных и искусственных углеводородных газов) до мест потребления (перевалочных баз, пунктов налива, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, портов, газораздаточных станции, пусковых баз);

нефти из районов ее добычи (от головных перекачивающих насосных станций) до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, нефтеперерабатывающих заводов или нефтехимических комплексов, пунктов налива, отдельных промышленных предприятий и портом);

нефтепродуктов от мест их производства (нефтеперерабатывающих заводом или нефтехимических комплексов) до мест потребления (нефтебаз, перевалочных пунктов налива отдельных промышленных предприятий и портов),

тонарион продукции в пределах головных и промежуточных газокомпрессорных, нефте и нефтепродуктоперерабатывающих начинающих насосных станций, станций поземного хранения газа, газораспределительных станций, замерных пунктов

В состав подземного магистрального газопровода входят линейная часть и наземные объекты На газовом промысле газ от скважин под действием пластового давления по сборным индивидуальным газопроводам поступает на газосборные пункты, где его первично замеряют и при необходимости редуцируют. От газосборных пунктов газ направляется в промысловый газосборный коллектор, а по нему — на головные сооружения - установку комплексной подготовки газа (УКПГ), на которых его очищают, обезвоживают, вторично замеряют и доводят до товарной кондиции. На головной компрессорной станции газ газодробильными агрегатами компримируется до номинального рабочего давления (7,5 МПа), а затем поступает в линейную часть магистрального газопровода, к которой относятся: собственно магистральный газопровод с линейной арматурой, переходами через естественные и искусственные преграды, линиями технологической связи и электропередачи, вдольтрассовыми и подъездными дорогами, защитными сооружениями, отводами к промежуточным потребителям, водо- и конденсатосборниками, системой электрохимической защиты. К линейной части магистрального газопровода относятся также лупинги, склады аварийного запаса труб, вертолетные площадки и дома линейных ремонтеров-связистов.

К наземным объектам магистрального газопровода относятся компрессорные и газораспределительные станции. Основные сооружении компрессорной станции (КС) — компрессорный цех, ремонтно- и служебноэксплуатационные блоки, площадка пылеуловителей, градирня, резервуар для воды, масляное хозяйство, установки охлаждения газа и др. При КС, как правило, сооружают жилой поселок Нередко головные сооружения и головная компрессорная станции (ГКО представляет собой единый площадочный комплекс. Компрессорные станции отстоят одна от другой на расстоянии 120-150 км. На газораспределительных станциях (ГРС) поступающий газ дополнительно обезвоживают, очищают, редуцируют до высокого давления 2 МПа по классификации городскихI газопроводов), одоризируют, замеряют и распределяют по трубопроводам отдельных потребителей или их группам.

Подземные хранилища газа (ИХГ) Г КС (или без них) предназначены для регулирования сезонной неравномерности потребления газа: летом в них накапливают, а зимой подают потребителям. Газ закачивают обычно либо в водоносные горизонты пористых пород, либо в выработанные нефтяные и газовые месторождения, либо в специально разработанные (вымытые) хранилища в солых отложениях значительной мощности. Подземные хранилища газа сооружают вблизи крупных городов и промышленных центров. Состав магистрального нефтепровода несколько отличается от состава магистрального газопровода. Нефть из скважин по индивидуальным нефтепроводам поступает на нефтесборные пункты, аоттуда по нефтесборным трубопроводам на головные сооружения — установку комплексной подготовки нефти (УКПН), на которых она отстаивается, обезвоживается, отделяется от нефтяного газа и т. д. Отсюда нефть попадает на головную насосную станцию (ГНС), а затем в магистральный нефтепровод. Промежуточными насосными станциями (ПНС) нефть перекачивается до конечной насосной станции (КНС), а затем потребителю. Периодически внутреннюю полость нефтепровода по отдельным его участкам очищают от оседающих на его стенках загрязнений и парафина специально пропускаемым по ходу перекачки нефти скребком. Перекачиваемую нефть замеряют на УКПН н всех насосных станциях (НС).

Состав магистрального нефтепродуктопровода (например, бензинопровода) в основном аналогичен составу нефтепровода. Отличие заключается только в том, что нефтепродуктопровод имеет больное число отводов к нефтебазам Магистральные газопроводы в зависимости от номинального рабочею давления Р, на входе КС подразделяются на два класса:1 - от 2,5 до 10 МПа включительно; II — от 1,2 ло 2,5 МПа включительно. Магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы в зависимости отусловного диаметра подразделяются на четырекласса: 1 -- от 1000 до 1400 мм: II- от 500 до 1000 мм; III —от 300 до 500 мм; IV - менее 300 мм.

М = m/t. Объемным расходом газа Q называется коли­чество газа в единицах объема, проходящее через сечение потока в единицу времени Q = V/t.

Объем газа и объемный расход относят к определенным условиям (температура, давление): объемный расход при нормальных условиях Q_н (температура О °С, давление 0,1013 МПа) и объемный расход газа при стан­дартных условиях Q_cт (температура 20°С, давление 0,1013 МПа).

Линейная и массовая скорость газа

Линейная скорость газа в газопроводе определяется как объемный расход газа Q в условиях потока (темпера­тура, давление) через единицу поперечного сечения по­тока F w = Q/F.

Массовой скоростью газа и называется массовый рас­ход газа М через единицу поперечного сечения потока F (газопровода): и = M/F.

Давление газа

Давление газа р в общем случае равно пределу отно­шения нормальной составляющей силы N к площади S, на которую действует сила: р = lim N/S= N/ S . При равномерном распределении сил давление р определяют по формуле р - N/S.

Для характеристики состояния газов используют по­нятие абсолютного давления р_абс, которое представляет собой давление газов на стенки газопроводов. Для опре­деления результирующих усилий, приложенных к стен­кам газопроводов, используют понятие избыточного дав­ления р_наб, которое представляет собой разность между абсолютным давлением газа р_aбс и барометрическим дав­лением среды

p_бар: р_изб = р_абс - р_бар.

Влажность газов

Транспортируемый по магистральным газопроводам газ содержит некоторое количество влаги, что приводит к коррозии трубопроводов и образованию гидратов и кон­денсата. Различают абсолютную и относительную влаж­ность газа.

Абсолютная влажность газа - количество водяного пара, содержащегося в единице количества газа. Массо­вая абсолютная влажность d = т_п/т_г , где m_п - коли чество водяного пара; m_г - количество газа. Объемная абсолютная влажность d₀ = m_n/V, где V - объем газа.

Относительной влажностью называется отношение фак­тически содержащегося количества водяного пара к ма­ксимально возможному при данных условиях = m_n/m_s , где m_s - максимально возможное количество пара, кото­рое может находиться в газе при данной температуре.

Относительная влажность может быть также опреде­лена как отношение парциального давления р' водяного пара в газе к давлению p_s насыщенного пара при той же температуре: = p/p_s.

Газ считается насыщенным водяными парами, если парциальное давление находящихся в нем паров при дан­ной температуре равно давлению насыщенного водяного пара, т.е. насыщение = 1. Наибольшая температура, при которой газ насыщается водяными парами и обра­зуются капли влаги, называется точкой росы данного газа при заданном давлении.

Горение газов

Теплота сгорания - количество теплоты, выделяюще­еся при полном сгорании определенного объема или массы газа. Минимальное количество кислорода или воздуха, необходимого для полного сгорания, а также теоретиче­ский состав продуктов сгорания (СО₂, Н₂0, N₂) приведены в табл. 1.5.

Температура пламени при горении газа в смеси с воздухом и кислородом приведена в табл. 1.6.

Скорость распространения пламени (в см/с) различных газов в смеси с воздухом

Ацетилен ......................131

Водород ...............................267

Метан ....................................35

Окись углерода ...................33

Пропан ................................32

Таблица 1.5

Минимальное количество кислорода или воздуха, необходимое для полного сгорания газов и продукты сгорания (в м³ на 1 м³)

Примечание.Воздух в содержанием 91 % О₂ и 79 % N₂.

Таблица 1.6

Наивысшаятемпература пламени различных газов

Таблица 1.7

Концентрационные пределы взрываемости газов в смеси с воздухом при температуре окружающей среды 20 °С и 0,1013 МПа

При постепенном уменьшении или увеличении концентрации горючих компонентов в газовоздушной смеси достигается такая низшая или высшая их концентрация, при которой может происходить реакция горения. Высший и низший концентрационные пределы взрываемости газов в смеси с воздухом приведены в табл. 1.7.

Концентрационный предел взрываемости смеси газов

,

где L - низший (высший) предел взрываемости смеси газов; r_s - объемные концентрации газов в смеси; l_s- низший (высший) предел взрываемости каждого отдель­ного газа.

Газопроводы и аппараты после ремонта, а также вновь вводимые в эксплуатацию отводы продувают газом для вытеснения из них воздуха. Газ подается в газопровод осторожно с давлением менее 0,1 МПа. Для определения момента окончания вытеснения воздуха отбирают пробу газовоздушной смеси, после чего определяют содержание в ней кислорода. Вытеснение воздуха считается закончен­ным, когда содержание кислорода в газе менее 1 %.

Для газа, пределы взрываемости которого равны 5-15 %, опасная концентрация кислорода составляет 17,8-20 % (табл. 1.8).

Таблица 1.8

Концентрация газа в газовоздушной смеси в зависимости

от содержания кислорода

Для определения состава природного газа лаборато­риями газовой промышленности используется хроматографический метод анализа. Хроматографы имеют детектор по теплопроводности и аналогичные параметры: чувствительность, точность, время анализа. С помощью этих при­боров определяют углеводородные и неуглеводородные компоненты природного газа. Они служат для непрерыв­ного контроля за химическим составом потоков Результаты анализов записываются регистратором прибора в виде следующих одна за другой хроматограмм. Такая информация о составе контролируемой газовой смеси дает возможность своевременно обнаружить изме­нения в ее составе и в случае необходимости принять соответствующие меры. Ввиду того, что качественный состав, как правило, известен, то необходимо следит лишь за количественным изменением характерных ком­понентов, показателем чего служат высоты их пиков на хроматограммах.

Теплота сгорания, теплотворная способность, калорийность - понятия равнозначные, характеризующие качество газа при использовании его как топлива.

Высшей теплотой сгорания Q_в называется количество теплоты (в кДж), выделяющееся при полном сгорании единицы объема сухого газа, измеренного при нормаль­ныхили стандартных условиях, сюда входит и теплота конденсации водяных паров.

Низшей теплотой сгорания Q_н называется количество теплоты (в кДж), выделяющееся при полном сгорании единицы объема сухого газа, измеренного при нормальных илистандартных условиях, за вычетом теплоты конден­сации водяных паров.

Газы, не содержащие в своем составе водород, имеют только одну теплоту сгорания.

Оптовые цены промышленности установлены при расчетной калорийности Q_пр, равной 34 333,4 ± 418,7 кДж/м³. Пересчет на фактическую калорийность выполняют по формуле Q_пр = ЦQ_{пр факт}/34,3334, где Ц - цена по прейскуранту; Q_np - фактическая низшая калорийность, кДж/м³.

При анализах, не связанных с коммерческими расчетами, допускается устанавливать теплоту сгорания газа расчетным путем по химическому составу, определенному с помощью хроматографов разных марок.

Расчет по составу газа проводится по формуле

,

где q_1,2…,n - теплота сгорания чистых компонентов; k_1,2…,n - процентный объем компонентов смеси.

ПОДГОТОВКА ГАЗА К ТРАНСПОРТУ

ОЧИСТКА ГАЗА ОТ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ

Содержание механических примесей в газе не должно превышать 5 мг/м³. Для очистки газа от механических примесей применяют масляные пылеуловители и циклон­ные сепараторы. Масляные пылеуловители (рис. 3.1) можно использовать в качестве сепараторов на установках, где вместе с газом поступают взвешенные капли конденсата углеводородов и влаги. На вновь вводимых компрессорных установках очистку газа осуществляют чаще с помощью циклонных сепараторов различных типов. Схема очистки масла от пыли масляными пылеуловителями изображена на рис. 3.2. Чистое масло подается или передавливается газом. При передавливании масла газ редуцируют и подают в емкость с давлением не меньше 0.05 МПа.

Полную очистку пылеуловителя через люк проводят 2…3 paза в год. Пропускную способность масляных пылеуловителей рассчитывают в зависимости от давления и допустимых скоростей в сепарационных узлах. Рекомендуемые скорости в пылеуловителях с жалюзийной скрубберной насадкой следует принимать по табл. 3.1.

Таблица 3.1

Допустимые скорости газа в сепарационных узлах масляного пылеуловителя с жалюзийной скрубберной секцией.

Пропускная способность пылеуловителя

где Q_CT и Q_H - пропускная способность пылеуловителя соответственно при О °С и 0,1013 МПа и при 20 °С и 0,1013 МПа, м³/сут; D - внутренний диаметр пылеулови­теля, м; р - рабочее давление в пылеуловителе, МПа; Т - температура газа в пылеуловителе, К; р_ж - плот­ность масла, кг/м³; р_г - плотность газа, кг/м³.

Таблица 3.2

Техническая характеристика масляных пылеуловителей

На рис. 3.3 изображена зависимость пропускной спо­собности пылеуловителей от их диаметра и давления газа. Техническая характеристика масляных пылеуловителей приведена в табл. 3.2.

Циклонные сепараторы применяют на газовых про­мыслах для очистки газа от механических примесей, грязи и конденсата, а также на магистральных газопроводах Циклонные сепараторы выпускают с подогревателями и без них на условные давления 6, 4, 10 и 20 МПа и с условными проходами 80, 100, 150 и 200 мм. Сепараторы с подо­гревателями применяют исключительно на газовых промыслах.

Для очистки транспортируемого газа от механических примесей на КС в основном используют циклонные пыле­уловители ГП604.01 (типа 144 в блочном исполнении). По условиям проекта пылеуловителя массовая концентра­ция жидкости в составе газа не более 1 г/м³. Средний ресурс до капитального ремонта 60 тыс. ч.

График зависимости пропускной способности центро­бежного пылеуловителя типа ГП604.01 от давления при различных перепадах давления на аппарате блока изобра­жен на рис. 3.4.