ОСОБЕННОСТИ ДАЛЬНЕГО ТРАНСПОРТА

Магистральный газопровод представляет собой  сложное инженерное 
сооружение, в состав которого входят (рис.  1.1):
1. Газовые промыслы (ГП).
2. Головные сооружения (ГС).
3.  Дожимные компрессорные станции (ДКС).
4. Головные компрессорные станции (ГКС)).
5.  Стальной трубопровод с ответвлениями, запорной арматурой и ли­
нейными сооружениями.
6. Компрессорные станции (КС).
7. Газораспределительные станции (ГРС).
8.  Дома линейных ремонтёров и аварийно-ремонтные пункты (АРП).
9.  Устройства линейной и станционной связи.
10.  Устройства катодной, протекторной и дренажной защиты.
11. Подземные хранилища газа (ПХГ).
12.  Вспомогательные сооружения.
Рис.  1.1.
  Структурная схема магистрального газопровода
Газовые промыслы могут быть газовыми или  газоконденсатными,  но 
требования к технологическим схемам обустройства общие.
Головные  сооружения располагаются  вблизи  газовых  промыслов  и  в 
своём  составе  имеют  установки  по  очистке  от  механических  примесей, 
осушке от влаги и одоризации (придание специфического запаха) газов.
5

После головных сооружений очищенный и осушенный газ  поступает 
в  магистральный  газопровод.  Магистральный  газопровод  может  быть  по­
стоянного и переменного диаметра. В некоторых случаях он состоит из двух 
или нескольких газопроводов, уложенных параллельно по одной трассе.
В зависимости от рабочего давления устанавливают три класса маги­
стральных газопроводов:
1. Высокого давления (более 2,5  МПа).
2.  Среднего давления (от  1,2 до 2,5  МПа включительно).
3.  Низкого давления (до  1,2 МПа включительно).
В  настоящее  время  максимально  допустимое  рабочее  давление  в  ма­
гистральных газопроводах достигает 5,5  МПа.
Однако  анализ  зависимости  относительно  стоимости  строительства 
линейной части магистральных газопроводов от рабочего давления показал, 
что значительное снижение удельных затрат на линейную часть магистраль­
ного  газопровода  (при  постоянном  его  диаметре)  может  быть  достигнуто 
при повышении в нём давления до 7,5-10 МПа [Козаченко].
Для  отключения  отдельных  участков  газопровода  на  магистральном 
газопроводе предусматривается установка отключающей арматуры, на рас­
стоянии не более чем через 25  км.
Кроме  того,  установка  отключающей  арматуры  обязательна в  следу­
ющих местах:
1. На обоих берегах водных преград при пересечении их газопроводом 
в две нитки и более.
2. При каждом ответвлении магистрального газопровода.
3.  По  обеим  сторонам  проезжего  автомобильного  моста  при  про­
кладке по нему газопровода.
4.  На  участках  газопроводов,  примыкающих  к  компрессорным  стан­
циям,  на расстоянии  500-700 м от границ территории компрессорной стан­
ции (краны безопасности).
Линейные  краны  на магистральных  газопроводах устанавливаются  с 
ручным пневматическим или пневмогидравлическим приводом.
Для опорожнения газопровода на обеих сторонах участков между от­
ключающей арматурой устанавливаются продувочные свечи (на расстоянии 
не  менее  5  м  от  отключающей  арматуры  при  диаметре  газопровода до  500 
мм и не менее  15  м -  при диаметре газопровода более 500 мм).  Высота про­
6

дувочной свечи должна быть не менее 3 м от уровня земли. Её диаметр опре­
деляется исходя из условия опорожнения участка газопровода между запор­
ными кранами в течение  1,5-2 ч.
Для контроля наличия конденсата и выпуска его на магистральных га­
зопроводах устанавливаются  конденсатосборники.  Узлы управления  арма­
турой конденсатосборников помещаются в наземных вентилируемых киос­
ках, выполненных из несгораемых материалов.
Вдоль трассы газопровода через 20-25  км располагаются дома линей­
ных  ремонтёров.  На  пересеченной  местности  при  наличии  рек,  болот,  ис­
кусственных  сооружений,  а  также  при  тяжёлых  климатических  условиях 
района дома линейных ремонтёров  могут располагаться  и чаще.  Линейные 
ремонтёры  имеют  телефонную  или  спутниковую  связь  как  с  ближайшей 
компрессорной  станцией  или  аварийно-ремонтным  пунктом,  так  и  между 
собой.
На  новых  газопроводах,  проходящих  по  пустынным  и  полупустын­
ным  районам,  дома  для  линейных  ремонтёров  не  предусматриваются. 
Трасса  осматривается  в  основном  с  вертолетов  линейным  мастером  или 
начальником ремонтно-восстановительной службы.
Для предохранения металла труб от коррозии на газопроводах соору­
жается  непрерывно  действующая  электрозащита.  Для  предохранения  от 
почвенной  коррозии  применяется  катодная  или  протекторная  защита,  а  от 
блуждающих токов -  электродренажная защита.
Следует отметить, что при наличии большого пластового давления на 
скважинах  промысла  в  первый  период  эксплуатации  ГКС  не  строится.  В 
дальнейшем  при  понижении  пластового  давления  при  головных  сооруже­
ниях строятся ДКС,  которая  повышает давление  газа перед  подачей  его  на 
ГКС.
ГКС -  это первая КС, не считая ДКС, на магистральном газопроводе. 
Головная станция создаёт необходимые давление и расход газа для подачи 
в следующую КС, называемую уже промежуточной или линейной компрес­
сорной станцией.  На ГКС могут устанавливаться дополнительные, по срав­
нению  с  линейной  КС,  аппараты  для  очистки  и  осушки  газа  и узел  замера 
газа.  Сооружается ГКС  вблизи промысла и предназначена для приёма газа, 
очистки и повышения давления в газопроводе до рабочего.
В результате гидравлического сопротивления в магистральном трубо­
проводе давление вдоль него падает. Поэтому на магистральных газопрово­
7

дах  сооружаются  КС,  предназначенные  для  повышения  давления  до  вели­
чин, определяемых прочностью металла труб. При этом пропускная способ­
ность  газопровода  значительно  возрастает.  В  связи  с  этим  магистральный 
газопровод разбивается на отдельные участки длиной 100-150 км, на стыках 
которых  сооружаются  КС.  Длина участков  рассчитана,  исходя  из  падения 
давления  газа  на  одном  участке  не  более  чем  на  1,6-2,5  МПа  [Коршак, 
Нечваль].
На КС имеются:
1.  Один или несколько компрессорных цехов.
2.  Электростанция или трансформаторная подстанция.
3.  Система водоснабжения  с  насосными  станциями,  циркуляционной 
системой  охлаждения  компрессорных  агрегатов,  водонапорной  башней, 
градирней и резервуаром для хранения пожарного запаса воды.
4.  Узел связи.
5. Установка по регенерации масел со складом горюче-смазочных ма­
териалов.
6. Химическая лаборатория, котельная, механическая мастерская.
7.  Установка масляных пылеуловителей.
8. Приёмные и нагнетательные коллекторы газа с отключающей арма­
турой.
9. Автотранспортный парк и материальный склад.
На магистральных газопроводах для перекачки газа применяются два 
вида КС,  имеющих разные технологические схемы:
1.  Оборудованные газомоторными компрессорами (ГМК).
2. Оборудованные центробежными нагнетателями (ЦН) с приводом от 
газовых турбин (газотурбинные установки (ГТУ)) или электродвигателей.
ГМК, как правило, включаются параллельно. Турбокомпрессоры в за­
висимости  от  расхода  газа  или  необходимой  степени  сжатия  могут  вклю­
чаться  как параллельно,  так  и  последовательно,  а также  отдельными  груп­
пами, последовательно-параллельно.
На магистральных газопроводах в основном применяются газомотор­
ные  компрессоры  типа  10ГК  мощностью  736  кВт.  Они  устанавливаются 
только на газопроводах сравнительно малой производительности или же на 
КС,  работающих  на  переменном  режиме  [Справочник  по  проектирова­
нию ...].
С  1950 г.  в связи с бурным развитием газовой промышленности и всё 
возрастающими  требованиями  транспортировки  больших  количеств  газа 
8

начали  внедряться турбокомпрессоры -  ЦН с  приводом  от газовых турбин 
и электродвигателей.
Турбокомпрессорные  агрегаты  имеют  значительные  преимущества 
перед газомоторными компрессорами.  Так,  например,  если мощность газо­
моторного компрессора  10ГК составляет 736 кВт, то мощность газовых тур­
бин ГТ-700-4  и ГТ-700-5, являющихся приводом ЦН,  более 3700 кВт.  Мак­
симальный  КПД  1 ОГК  составляет  23  %,  а КПД  газотурбинных  двигателей 
достигает до 30 % и выше.
В  последние  годы  в  РФ  выпущено  несколько  новых  типов  газовых 
турбин,  применяющихся  для  привода  ЦН  различной  производительности. 
Это  газовые турбины ГТ-750-6  мощностью  6000  кВт и ГТК-10  мощностью 
10000  кВт,  газовая  турбина ГТУ-6  мощностью  6000  кВт,  газовые  турбины 
ГТУ-16 мощностью  16000 кВт и ГТК-25 мощностью 25000 кВт.
Для снабжения газом населённых пунктов и промышленных предпри­
ятий от магистральных газопроводов сооружаются отводы,  по которым газ 
поступает на ГРС.
Основное назначение ГРС -  снижение давления газа и поддержание его 
на  заданном  уровне.  На  ГРС  производится  очистка  газа,  замер  количества 
(расхода) газа перед подачей  его потребителю и  его  одоризация.  Газ  с дав­
лением 0,3 и 0,6 М Па поступает на городские газораспределительные пункты 
(ГРП), газорегулирующие пункты потребителя (ГРПП) и с давлением  1,2 и 2 
МПа -  к специальным потребителям (ТЭЦ, ГРЭС и др.).
На  выходе  ГРС  должна  обеспечиваться  подача  заданного  количества 
газа с поддержанием рабочего давления в соответствии с договором между по­
ставщиком и потребителем с точностью до 10 %.
На рис.  1.2 представлена технологическая схема ГРС с её основными уз­
лами.
Узел переключения ГРС (см. рис.  1.2) предназначен для переключения 
потока  газа  высокого  давления  с  автоматического  на  ручное  регулирование 
давления по обводной линии,  а также для предотвращения повышения дав­
ления в линии подачи газа потребителю с помощью предохранительной арма­
туры.  Располагается,  как правило,  в  отдельном здании или под навесом, за­
щищающим узел от атмосферных осадков.
Узел переключения (см.  рис.  1.2)  включает в себя входной и выходной 
трубопроводы  с  запорной  арматурой  (краны  1  и  11).  В  качестве  запорной 
арматуры применяются краны с ручным или пневмоприводом. Давление на
9

входе и выходе контролируется с помощью манометров. В узле переключе­
ния есть  обводная линия  с двумя запорными устройствами  (краны  12  и  13). 
Первый по ходу -  кран с пневмоприводом, второй -  с ручным приводом. Об­
водная линия (байпас) предназначена для кратковременной подачи газа на пе­
риод ревизии, профилактики, замены и ремонта оборудования ГРС. Нормаль­
ное положение запорной арматуры на обводной линии -  закрытое. Регулирова­
ние давления газа, поступающего к потребителям, при работе ГРС по обводной 
линии осуществляется вручную краном 13 при открытом кране 12. Для защиты 
сетей  потребителя  на  выходном  трубопроводе  устанавливаются  пружинные 
предохранительные  клапаны  (ПИК).  Для  возможности  ревизии  и  настройки 
клапанов,  не  отключая  потребителей,  между  трубопроводами  и  клапанами 
устанавливается трёхходовой кран (КТС).  Рабочее  положение трёхходового 
крана -   открытое  в  сторону  одного из ПИК и опломбированное. В узле пере­
ключения  имеется  возможность  для  продувки  входного  и  выходного  трубо­
проводов через свечу, вынесенную за пределы площадки ГРС.
10

жүктеу/скачать 6,66 Mb.

Достарыңызбен бөлісу: