2.1. Магистральные газопроводы

Магистральные газопроводы являются одним из основных элементов газотранспортной системы и главным составным звеном Единой системы газоснабжения России. Газопроводы сооружаются из стальных сварных прямошовных и спирально-шовных труб диаметром 114 – 1420 мм, номинальной толщиной стенки 3 – 50 мм и температуре окружающей среды до – 60 ºС.

Магистральный газопровод – комплекс производственных объектов, обеспечивающих транспорт природного или попутного нефтяного газа, в состав которого входят однониточный газопровод, компрессорные станции, установки дополнительной подготовки газа (например, перед морским участком), участки с лупингами, переходы через водные преграды, запорная арматура, камеры приема и запуска очистных устройств, газораспределительные станции, газоизмери-

таллические (пластмассовые)).

Для подземных газопроводов применяются полиэтиленовые и стальные трубы. Для наземных и надземных газопроводов следует применять стальные трубы. Для внутренних газопроводов низкого давления разрешается использовать стальные и медные трубы.

Магистральные газопроводы в зависимости от избыточного рабочего давления в трубопроводе подразделяются на два класса:

I – при рабочем давлении свыше 2,5 до 10,0 МПа включительно;

25

II – при рабочем давлении свыше 1,2 до 2,5 МПа.

Трубы по способу изготовления подразделяют на три типа:

1 – прямошовные, диаметром 114 – 530 мм, сваренные высокочастотной контактной сваркой с одним продольным швом;

3 – прямошовные, диаметром 530 – 1420 мм, сваренные дуговой сваркой под флюсом с одним или двумя продольными швами.

Трубы магистральных газопроводов в основном изготовляются

из следующих марок сталей: СТ10; СТ20; 09ГСФ; 10Г2ФБЮ.

лей устанавливают аппараты воздушногоДохлаждения газа. На газопроводах магистральных меньших диаметров газ успевает охлаждаться за счёт теплообмена с грунтом. На конечном пункте магистральных газопроводов и конечных пунктах ответвлений от магистральных газопроводов газ поступает в газораспределительную станцию, где его давление понижается до величины, допускаемой в данной газораспределительной системе. Для компенсации сезонной неравномерности газопотребления вблизи конечного пункта магистральных газопроводов сооружаются подземные газохранилища или хранилища сжиженного природного газа, в которых летом создаётся запас газа для последующего его использования зимой или при увеличении по-

На компрессорных станциях магистральных газопроводов

большого диаметра (1020 – 1420 мм) после центробежных нагнетате-

автомат з рованной с стемой управления технологическим процессом транспорт рован я газа. Для придания природному газу специфического запаха производится его одоризация на головной компрессорной на конечном пункте магистральных газопроводов.

Надёжность магистральных газопроводов обеспечивается созданием резерва газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях, применением высококачественных стальных труб, прокладкой параллельных линий магистральных газопроводов с перемычками между ними.

26

2.2. Особенности строительства магистральных газопроводов в условиях Севера

При строительстве трубопровода в зоне распространения многолетнемерзлых пород важно учитывать изменчивость физикомеханических характеристик. Из-за образования ореола оттаивания грунта вокруг трубопровода снижается его несущая способность, что ведет к потере устойчивости и разрушению. В осеннее, зимнее время при отрицательных температурах происходит повторное замерзание оттаявшего грунта. Повторное замерзание грунта приводит к пучению мерзлых пород, которое также влечет к разрушению.

На вечномерзлых грунтах применяются главным образом две конструктивные схемы строительства газопроводов – подземная и надземная. При подземной прокладке газопровод укладывается в

Однако надежность газопроводов, утяжеленных грузами, невысока. В летний сезон грунт оттаивает и под воздействием больших

27

продольных сжимающих сил в трубах газопровод деформируется за счет потери устойчивости, постепенно он выпучивается на поверхность. Величина «выпучины» зависит от материала труб и несущей способности оттаявшего грунта. В связи с этим грузы часто сваливаются с труб, после чего последние всплывают.

Существуют конструкции дисковых анкеров для крепления труб, которые в какой-то мере повышают надежность газопроводов. Они представляют собой металлические диски диаметром 150 – 200 см, прикрепленные к стальным тягам (тяги и диски могут быть и из других материалов). Для этого дисковые анкеры принудительно вмораживают в заранее пробуренные скважины. Однако даже такие системы утяжеления не позволяют надежно закрепить газопровод на всем участке [15].

Сползание нескольких грузов – уже достаточное условие для

28

Надземная прокладка газопровода позволяет избежать многих неблагоприятных ситуаций, возникающих при подземной прокладке. Техногенные преобразования природных ландшафтов и изменение грунтовой обстановки могут возникать и при возведении опор под надземный газопровод.

Но эти преобразования будут локальными. Надземная прокладка может сопровождаться различными способами замораживания грунта вокруг свай с целью увеличения несущей способности грунтового основания. Но при этом обязательно учитывается, что промерзание грунтов вокруг свайных опор может привести к выпучиванию свай, поскольку такие грунты могут быть сильно обводнены в талой зоне.

Исходя из вышесказанного, надземная прокладка газопроводов в условиях распространения вечномерзлых грунтов по сравнению с подземным вариантом имеет целый ряд преимуществ:

– возможность проведения строительно-монтажных работ в

продлить время строительных работ.

Надземный газопровод (рис. 2.6) – наружный газопровод, проложенный над поверхностью земли или по поверхности земли без обвалования. Надземный газопровод преимущественно сооружают на опорах, устанавливаемых в вечномерзлом грунте. Расстояния между опорами определяются расчетом.

29

30

способом зависят от принятых в проекте конструктивных решений. По условиямбприменимости и способам погружения в много-

летнемерзлый грунт сваи подразделяются на:

а) буроопускные – сваи сплошные и полые, свободно погру-

жаемые в скважины, диаметр которых превышает (не менее чем на 5 см) размер их наи ольшего поперечного сечения, с заполнением свободного пространства раствором цементно-песчаным, глинистопесчаным, звестково-песчаным или другого состава по проекту, пр н маемым по услов ям о еспечения заданной прочности смерза- н я сваи с грунтом; допускаются к применению в любых грунтах при средней температуре грунта по длине сваи -0,5 °С и ниже, полезную нагрузку на буроопускную сваю можно передавать только после полного замерзан я раствора;

Сзом) погружаемыесваив оттаянный грунт в зоне диаметром до двух наибольших поперечных размеров сваи; допускаются к применению в твердомерзлых грунтах песчаных и глинистых, содержащих не более 15% крупнообломочных включений при средней температуре грунта по длине сваи не выше -1,5 °С;

б) опускные – сплошные и полые, свободно (или с пригру-

31

в) бурозабивные (забивные) – сваи сплошные и полые, рассчитанные на восприятие ударных нагрузок и погружаемые забивкой в лидерные скважины (без лидерных скважин), диаметр которых меньше наибольшего поперечного сечения сваи; допускаются к примене-

нию в пластично-мерзлых грунтах с содержанием крупнообломочных И

включений до 10% на основании пробных погружений сваи на данной площадке;

г) бурообсадные – полые сваи и сваи-оболочки, погружаемые в грунт путем его разбуривания в забое через полость сваи с периодическим осаживанием погружаемой сваи; применяются при устройстве свайных фундаментов в сложных инженерно-геокриологических усло-

виях и при наличии межмерзлотных подземных вод (талые грунты);

Сускоряетпредварительноепроцесс производства работ, уменьшает его себестоимость. Таким образом, по сравнению с другими видами свай, винто-

ным спосо ом с использованием о садных труб в талых грунтах, бурозаб вным пласт чномерзлых грунтах, буроопускным способом на участках с твердомерзлыми грунтами.

В нтовые сваи могут применяться на всех типах грунтов, с той

вые сваи имеют ряд преимуществ в использовании в качестве опор надземных газопроводов на вечномерзлых грунтах:

– испытывают вертикальные, выдергивающие и горизонтальные нагрузки, наиболее характерные для трубопроводных объектов нефтегазовой отрасли;

32

–в отличие от гладких свай имеют повышенную несущую способность как на вдавливание, так и на вырывание. В гладких сваях несущая способность обеспечивается в основном за счет трения на боковой поверхности сваи, а в винтовых за счет трения на боковой поверхности и дополнительно за счет опорной поверхности винта;

–быстрый монтаж с использованием минимальногоИколичества средств механизации за счет сокращения земляных работ, особенно в талых, болотистых и обводненных грунтах, которые часто сочетаются

смерзлыми;

–могут сооружаться без использования бетона – трудоемкого и дорогостоящего материала, что особенноДзаметно при строительстве объектов нефтегазовой отрасли в отдаленных северных районах России (вместо бетона рекомендуется заполнять внутреннюю полость сваи сухой песчано-цементной смесью);

–установка винтовой сваи в вечномерзлый грунт оказывает минимальное тепловое воздействиеА, что исключает его предварительное оттаивание.дежности поставокбгаза нужны специальные компенсаторы – газо-

структур, горных выработках, а также в выработках-ёмкостях, созданных в отложениях каменных солей, предназначенных для закачки, хранения и последующего отбора газа, который включает участок недр, ограниченный горным отводом, фонд скважин различного назначения, системы сбора и подготовки газа, компрессорные цеха.

33

34

В состав подземных хранилищ входят:

– подземные сооружения, включающие подземные резервуары, вскрывающие и вспомогательные горные выработки, если они не являются частью резервуара, скважины и подземные рассолохранилища;

– наземные сооружения, включающие здания и сооружения, технологическое оборудование открытых площадок, внутриплощадочные сети, наземные резервуары и рассолохранилища.

В качестве подземных резервуаров используются горные выработки (выработки-емкости), оборудованные для приема, хранения и выдачи продукта. Наряду со специально сооружаемыми выработками допускается использовать выработки, образовавшиеся при добыче полезного ископаемого, после проведения их специального обследования и обустройства.

При размещении подземного хранилища на границе предпри-

мат вными документами, утвержденными в установленном порядке.

воды на пожаротушение, определяемым реализуемыми на объекте техническими решениями и расчетом;

– связи и оповещения;

– контроля газопаровоздушной среды;

– автоматизации процесса хранения углеводородов;

35

–автоматических установок пожаротушения и пожарной сигнализации;

–наружного освещения;

–обвалования устьев скважин бесшахтных резервуаров;

–подъездных автодорог к зданиям и сооружениям;

–стоянок для пожарной техники; И

–инженерно-технических средств охраны, включая ограждение территории и контрольно-пропускные пункты.

Насосные, компрессорные и другие помещения, в которых

может образовываться взрывоопасная концентрация газов и паров, следует оборудовать сигнализаторами взрывоопасныхДконцентраций, срабатывающими при достижении их концентрации в воздухе не более 20% нижнего предела воспламеняемости.

Во взрывоопасных помещениях и сооружениях подземных

хранилищ, а также на всех путях эвакуации следует предусматривать рабочее аварийное освещениеА, а у оголовков эксплуатационных колодцев и скважин – рабочее освещение, оборудованное светильниками во взрывозащищенном исполнении. Запорная арматура, уста-образом

трассы газопровода, как отмечалось ранее, устанавливаются компрессорные станции.

Перепад давления на участке между компрессорной станцией ( ) определяет степень повышения давления в газоперекачивающих агрегатах. Давление газа в газопроводе в конце участка равно давлению на входе в газоперекачивающий агрегат, а давление в начале участка равно давлению на выходе из аппарата воздушного охлаждения (АВО) газа.

36

Современная компрессорная станция (КС) – это сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа (рис. 2.9).

В общем случае в состав компрессорной станции входят следующие основные объекты:

– узел подключения КС к магистральному трубопроводу;

– установка очистки газа с системой сбора продуктов очистки;

– площадка газоперекачивающих агрегатов (ГПА с оборудованием, трубопроводами и системами, обеспечивающими их работу);

37

–установка охлаждения технологического газа;

–блок подготовки топливного, пускового и импульсного газа (БПТПИГ);

–технологические трубопроводы и арматура.

– система электроснабжения, молниезащиты и заземления;

– система маслоснабжения;

– система водоснабжения и канализации;

– система отопления и вентиляции (в составе зданий и сооружений);

– система теплоснабжения;

– системы пожарной сигнализации, водоснабжения и автоматического пожаротушения;

– система газоснабжения (собственные нужды КС);

– система электрохимзащиты;

– система обеспечения инертными газами;

служебно-вспомогательного производственного комплекса и не менее чем в 350 м от линейной части магистрального трубопровода.

На рис. 2.10 показан принципиальный план компоновки основного оборудования компрессорной станции. В соответствии с этим

планом в состав основного оборудования входят: 1 − узел подключения КС к магистральному газопроводу; 2 − камеры запуска и приема

38

очистного устройства магистрального газопровода; 3 − установка очистки технологического газа, состоящая из пылеуловителей и

фильтров-сепараторов; 4 − установка охлаждения технологического газа; 5 − газоперекачивающие агрегаты; 6 − технологические трубо-

пускового, топливного и импульсного газа; 9 − оборудование электрохимической защиты трубопроводов обвязки КС; 10 − главный щит управления.

Скомпоновки– узел переключения КС;

– зона основного производства;

– служебно-производственный комплекс.

Узел подключения КС расположен вне территории и включает в себя:

– участок магистрального газопровода, включая байпас;

– камеры приема и запуска очистных устройств;

– всасывающий и нагнетательный трубопроводы КС с запорной арматурой (до установки очистки и за установкой охлаждения газа).

39

В зоне основного производства находятся:

–установка очистки технологического газа, состоящая в общем случае из пылеуловителей и фильтров-сепараторов;

–ГПА в общем здании компрессорного цеха или индивидуальных укрытиях;

–установка охлаждения технологического газаИ;

–технологические трубопроводы обвязки КС с запорной арматурой;

–блок подготовки пускового, топливного и импульсного газа;

–оборудование электрохимической защиты трубопроводов обвязки КС;

–различное вспомогательное оборудованиеД(маслохозяйство, котельная, склад ГСМ, аппараты воздушного охлаждения масла, резервуары воды и пены для пожаротушения);

–энергетическое оборудование (трансформаторная подстан-

ция, дизельная электростанция или передвижная аварийная электростанция); А

–главный щит управления или диспетчерский пункт.ня, когда транспортбровать его в необходимом количестве без ком-

КСзначен ем ГКС является создание необходимого давления технологического газа для его дальнейшего транспорта по магистральным газопроводам. Пр нц п альным отличием ГКС от линейных станций является высокая степень сжатия. На ГКС предъявляются повышенные требования к качеству подготовки технологического газа.

прем происходитрован я уже нельзя. Поэтому для поддержания необходимого давлен я расхода строятся головные компрессорные станции. На-

Линейные компрессорные станции устанавливаются на маги-

стральных газопроводах, как правило, через 100 − 150 км. Назначением является компремирование поступающего на станцию природного газа, с давления входа до давления выхода, обусловленных проектными данными. Тем самым обеспечивается постоянный заданный расход газа по магистральному газопроводу. Степень сжатия совре-

40

менных линейных КС составляет, как правило, около 1,34, что соответствует давлению всасывания Рвх= 5,6 МПа и давле нию нагнетания Рнагн = 7,5 МПа. Исключение составляют линейные КС газопроводов, построенных до 1980 г., а также береговые КС, где давление нагнета-

ния достигает 19,6 МПа.

улучшенная подготовка технологического газа (осушителиИ, сепараторы, пылеуловители), поступающего из подземного хранилища с целью его очистки от механических примесей и влаги, выносимой с газом.

Дожимные компрессорные станции (ДКС) устанавливаются на подземных хранилищах газа (ПХГ). Назначением ДКС является подача газа в подземное хранилище газа от магистрального газопровода и отбор природного газа из подземного хранилища (как правило, в зимний период времени) для последующей подачи его в магистральный газо-

провод или непосредственно потребителям газа. строятся также

на газовом месторождении при падении пластового давления ниже

давления в магистральном трубопроводе. Отличительной особенностью ДКС от линейных КС является высокая степень сжатия 2 – 4,

Около потребителей газа строятся также газораспределительные станции (ГРС), где газ редуцируется до необходимого давления

гических газопроводов компрессорного цеха через свечные краны.

41

В соответствии с типами применяемых ГПА различают:

–компрессорные станции с поршневыми газоперекачивающими агрегатами (газомотокомпрессорами);

–компрессорные станции с газоперекачивающими агрегатами, имеющими газотурбинный привод (газотурбинные ГПА);

–компрессорные станции с газоперекачивающимиИагрегатами, имеющими привод от электродвигателя (электроприводные ГПА).

На рис. 2.11 представлена принципиальная технологическая схема КС с параллельной обвязкой полнонапорных ГПА.Д

Свающийличествуколлектор компрессорного цеха (КЦ). Здесь он разделяется по ко параллельно включенных ГПА и через кран № 1 по-

ступает на вход центробежных нагнетателей.

После компримирования газ проходит обратный клапан, кран№ 2 и поступает в нагнетательный коллектор, из которого попадает в группу аппаратов воздушного охлаждения (АВО газа). Здесь его температура снижается. Далее сжатый и охлажденный газ через обратный клапан и выходной кран № 8 поступает в магистральныйгазопровод.

42

Технологическая схема КС предусматривает ряд защит. Охранные краны № 19 и 21 предназначены для автоматического отключения магистрального газопровода от станции в случае возникновения каких-либо повреждений на узле подключения, а равно являются элементами секционирования линейной части в случае ее повреждения. Для предотвращения гидродинамического удара при заполнении газом технологической обвязки КС кран № 7 снабжен обводной линией меньшего диаметра с краном № 7р. Заполнение обвязки производится путем его открытия и осуществляется до тех пор, пока давление в ней и в магистральном газопроводе не сравняются. Только после этого открывается кран № 7.

Серьезную опасность для оборудования КС представляют огромные потоки газа из нагнетательного коллектора или магистрального газопровода. Они могут привести к обратной раскрутке центро-

прием КСти магистрального газопровода с помощью соответствующих камер;

предотвращения его превышения между входным и выходным трубопроводами устроена перемычка с краном № 6А. Этот кран необходим

– транзитную перекачку газа, минуя КС, с помощью перемычки, на которой установлен кран № 20.

43

Контрольные вопросы и задания

1.Дайте определение газовой распределительной сети.

2.Какие различия имеются в одно-, двух- и многоступенчатых системах газоснабжения?

3.Перечислите особенности строительства магистральныхИгазопроводов в условиях Севера.

4.В каких случаях используются утяжелители на газопроводах?

5.Назовите назначения компенсаторов.

6.Перечислите области применения подземных резервуаров различного типа. Д

7.Для чего предназначена технологическая обвязка компрессорного цеха газораспределительной станции?

8.Каковы отличительные особенности эксплуатации полнона-

порных обвязок компрессорных станций по сравнению с неполнонапорными? Аб

Си

44