- •Министерство образования и науки Республики Казахстан
- •© Казахский национальный технический университет имени к.И.Сатпаева, 2012
- •1.5 Краткое описание дисциплины:
- •1.6 Список, виды заданий и сроки их выполнения:
- •1.7 Список литературы.
- •1.8 Контроль и оценка знаний. Распределение рейтинговых баллов по видам контроля
- •Календарный график сдачи всех видов контроля по дисциплине «Магистральные газопроводы»
- •Оценка знаний студентов
- •2 Содержание Активного раздаточного материала
- •2.1. Тематический план курса
- •2.2 Конспект лекционных занятий Тема лекции 1. Краткий обзор по теме транспортировки природных газов.
- •Тема лекции 2. Физико-химические свойства природных газов. Расчет газовой смеси.
- •Тема лекции 3. Состав сооружений магистральных газопроводов. Компрессорные станции. Основные понятия
- •Тема лекции 4. Основные формулы гидравлического и практического расчетов магистрального газопровода.
- •Тема лекции 5. Технологическая задача магистрального газопровода.
- •Тема лекции 6. Методы увеличения пропускной способности газопровода. Учет разности нивелирных высот между начальным и конечным пунктами газопровода.
- •Тема лекции 7. Расчет режима работы компрессорных станций. Совместная работа газопровода и компрессорных станций
- •Тема лекции 8. Расчет сложных газопроводов.
- •2.3 Планы практических занятий
- •1. Краткий обзор по теме транспортировки природных газов (2 часов).
- •2. Физико-химические свойства природных газов (2 часов).
- •3. Расчет газовой смеси (2 часов).
- •4. Состав сооружений магистральных газопроводов (2 часов).
- •5. Компрессорные станции. Основные понятия (2 часов).
- •6. Основные формулы гидравлического расчета магистрального газопровода (2 часов).
- •7. Формулы практического расчета магистрального газопровода
- •8. Выбор оптимальных параметров магистрального газопровода
- •9. Технологическая задача магистрального газопровода (2 часов).
- •10. Методы увеличения пропускной способности газопровода
- •11. Учет разности нивелирных высот между начальным и конечным пунктами газопровода (2 часов).
- •12. Расчет режима работы компрессорных станций (2 часов).
- •13. Совместная работа газопровода и компрессорных станций
- •14. Расчет сложных газопроводов (2 часов).
- •15. Расчет газопровода постоянного диаметра с путевыми отборами и подкачками газа (2 часов).
- •2.6 Планы занятий в рамках самостоятельной работы студентов (срс)
- •2.8 Тестовые задания для самоконтроля.
- •Варианты правильных ответов
- •2.9 Перечень экзаменационных вопросов по пройденному курсу
- •Глоссарий.
Тема лекции 3. Состав сооружений магистральных газопроводов. Компрессорные станции. Основные понятия
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 водные преграды (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 мм больше диаметра газопровода. Концы кожуха должны выводиться на 2 м за подошву насыпи железнодорожного полотна, но не менее чем 25 м по нормали от осей крайних путей железных дорог МПС и не менее 15 м от 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 м по нормали от оси крайнего пути железных дорог МПС и не менее 25 м от оси крайнего пути промышленных железных дорог. Высота вытяжной свечи от уровня земли должна быть не менее 5 м.
Защита газопроводов от подземной коррозии бывают активными и пассивными. Коррозией металла называется его разрушение, вызванное электрохимическим воздействием внешней среды на его поверхность. Причиной коррозии металла трубы в почве в основном являются отрицательные йоны. Чтобы защитится от них, используют изоляционные покрытия. Использования изоляции, а также заземлении и молниеотвода для защиты газопровода – это пассивная защита. С течением времени противокоррозионное покрытие перестает защищать металл трубы от коррозии, поэтому с самого начала в особо коррозионных грунтах устанавливают электрическую защиту (активная защита), часто на всем пути газопровода. К этим способам относятся катодная защита, протекторная и электродренажная.
При катодной защите к участкам трубы налагается отрицательный потенциал, получаемого от внешнего источника постоянного тока, положительный потенциал которого отводится к специальному заземлению – аноду (ненужные куски железа). В результате отрицательные йоны разрушают металл анодного железа. Для надежной защиты газопровода требуется минимально потенциал 0,285 в. Максимальное значение наложенного потенциала в точке присоединения стенки трубы к сети не должно превышать 0,8 в. Более высокий потенциал вреден, так как вызывает выделение водорода, что может привести к отделению изоляции от стенки трубы.
При протекторной защите защитный ток возникает в результате работы гальванической пары протектор-труба при условии, что потенциал протектора ниже потенциала стали. Здесь не требуется установки источника электроэнергии, но расходуется значительное количество цветных металлов. Автономный анод (протектор) приготовляется из специальных сплавов, основными элементами которых являются цинк, магний или алюминий в виде пластин, или стержней. Срок службы протектора обычно составляет 10-15 лет. Протекторную защиту ввиду значительного расхода цветных металлов устанавливают лишь на отдельных участках газопровода - в наиболее коррозионных местах и там, где нет источников тока или затруднительна установка их.
Метод защиты трубопроводов от разрушения блуждающими токами, предусматривающий их отвод (дренаж) с защищаемого сооружения на сооружение - источник блуждающих токов либо специальное заземление - называется электродренажной защитой. Применяют прямой, поляризованный и усиленный дренажи. Прямой электрический дренаж- это дренажное устройство двусторонней проводимости. Поляризованный электрический дренаж - это дренажное устройство, обладающее односторонней проводимостью. От прямого дренажа поляризованный отличается наличием элемента односторонней проводимости (вентильный элемент). Усиленный дренаж применяется в тех случаях, когда нужно не только отводить блуждающие токи с трубопровода, но и обеспечить на нем необходимую величину защитного потенциала. Усиленный дренаж представляет собой обычную катодную станцию, подключенную отрицательным полюсом к защищаемому сооружению, а положительным не к анодному заземлению, а к рельсам электрифицированного транспорта.
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 Qгод и суточный Qсут коммерческие расходы. Их единицы измерения [Qгод]= млрд.м3 /год и [Qсут]= млн.м3/сут. Связь между массовым и коммерческим расходом:
, (34)
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.
Основная литература: 1 осн. [9-14], 2 осн. [133-139], 3 осн. [144-146],
4 осн. [130-139, 239-241]
Дополнительная литература: 2 доп. [410-417], 3 доп. [10-20]
Контрольные вопросы:
1. Какие газопроводы бывают?
2. Какие основные объекты входят в состав магистрального газопровода?
3. Что называются объемным расходом газа, подачей компрессора и пропускной способности газопровода?
4. Для чего предназначены компрессорные станции?