Состав магистральных трубопроводов

Магистральный газопровод в общем случае включает следую­щие группы сооружений (рис. 1.1): головные, линейные (соб­ственно газопровод), компрессорные станции (КС), газорас­пределительные станции (ГРС) в конце трубопровода, подзем­ные хранилища газа (ПХГ), объекты связи (высокочастотной и селекторной), системы электрозащиты сооружений трубопро­вода от коррозии, вспомогательные сооружения, обеспечиваю­щие бесперебойную работу газопровода (линии электропере­дач, водозаборные устройства и водопроводы, канализация и т. п.), объекты ремонтно-эксплуатационной службы (РЭП), административные и жилищно-бытовые сооружения.

Головными называют сооружения, на которых подготавли­вают газ к дальнему транспорту. Комплекс головных соору­жений (ГС) зависит от состава и давления газа, добываемого на промысле и поступающего на газосборный пункт. Как правило, в комплекс ГС входят установки по

очистке газа от меха ни- ческих примесей, влаги, установки отделения от газа серы и высокоценных компонентов (гелия и др.).К головным сооруже­-
ниям относятся и КС
в начальной точке газо- провода, на территории которой обычно раз- мещается комплект
перечисленных соору-­
жений. Газ, попадающий на головные со ­оружения магистрального газо- провода со сборных пунктов промысла, содержит механические примеси (песок, пыль, металлическую окалину и др.) и жидкости (пла-­
стовую воду, конден-­
сат, масло). Перед подачей в газопровод
его очищают и осушают, так как без пред-
варительной подготовки он будет засорять
трубопровод, вызывать
преждевременный из нос запорной и регулирующей арматуры, нарушать работу контрольно - измерительных приборов. Твердые частицы, попадая в компрессорные установ-ки, ускоряют износ пор- ш­невых колец,клапанов и цилиндров.В центро- бежных на­гнетателях они уско­ряют износ рабочих колес и самого корпуса нагнетателя.

Жидкие примеси, скапливаясь в пониженных местах газопро­вода, будут сужать его сечение, способствовать образованию гидратных и гидравлических пробок.

Для очистки газа от механических примесей используют го­ризонтальные и вертикальные сепараторы, цилиндрические мас­ляные и циклонные пылеуловители. В сепараторах отделяется примесь от газа. По принципу действия сепараторы делятся на объемные (гравитационные) и циклонные. В гравитационных аппаратах примеси оседают вследствие резкого изменения на­правления потока газа при одновременном уменьшении скорости его движения. В циклонных установках используются центро­бежные силы инерции, возникающие в камере при входе газа по тангенциальному вводу.

Масляные цилиндрические пылеуловители представляют со­бой вертикальные цилиндрические сосуды со сферическими дни­щами. На головных сооружениях магистральных газопроводов их устанавливают группами в зависимости от необходимой про­пускной способности. Размеры пылеуловителей: по диаметру от 1000 до 2400 мм, по высоте от 5,8 до 8,8 м. В пылеулови­теле имеются устройства, обеспечивающие контактирование газа с маслом и отделение твердых и жидких частиц от газа. Оседающий в пылеуловителе шлам периодически удаляют, за­грязненное масло заменяют.

Осушку газа на головных сооружениях осуществляют двумя способами: абсорбционным (с жидким поглотителем) и адсорб­ционным (с твердыми поглотителями). Газ после пылеуловите­лей попадает в абсорберы, где очищается от взвешенных ка­пель жидкости и водяных паров путем активного контакта с абсорбентом, чаще всего диэтиленгликолем. В последнее время определенное значение приобретает осушка газа твер­дыми поглотителями. В качестве адсорбентов применяют акти­вированную окись алюминия, флюорит, боксит, силикагель или другие реагенты. Установка такой осушки состоит из группы адсорберов (не менее двух), подогревателя газа и теплооб­менников. Влажный газ после очистки от пыли поступает в ад­сорбер, где проходит через один или несколько слоев адсорб-бента. Периодически часть адсорберов отключают от системы для регенерации адсорбента.

Для отделения от газа конденсата и воды с успехом ис­пользуют низкотемпературную сепарацию, особенно при отборе газа из месторождений с высоким пластовым давлением. Газ из скважин без дросселирования подводят к установке и на­правляют во влагосборник для предварительной очистки. За­тем в теплообменнике происходит его охлаждение холодным газом из сепаратора и выделение части жидкости в гидроуло­витель. Далее, пройдя через штуцер, газ дросселируется, тем­пература его снижается, и в следующем сепараторе оставшаяся жидкость выделяется. В процессе отбора влаги в газ вводят метанол или диэтиленгликоль во избежание образования кристаллогидратов. Наиболее перспективной в настоящее время считается низкотемпературная сепарация с впрыском ингиби­тора гидратообразования непосредственно в поток газа. Недо­статком такой схемы является использование в ней громоздких и металлоемких теплообменников типа «труба в трубе». Более эффективны кожухотрубные теплообменники с впрыском ди-этиленгликоля.

Для улавливания жидкости и твердых примесей, оставшихся в газе после очистных устройств, на головном участке магист­рального газопровода врезают конденсатосборники и предусмат­ривают дренажные устройства. Практика показала, что наибо­лее эффективно это делать на восходящих участках газопровода. Чтобы обнаруживать и предотвращать возможные утечки газа, перед подачей в магистральный газопровод ему придают специ­фический запах с помощью одорантов — веществ, обладающих резким запахом (этилмеркаптан, сульфан, метилмеркаптан, пропилмеркаптан и др.). Примерная среднегодовая норма рас­хода одоранта — 16 г на 1000 м³ газа. Одорированный газ до­статочно длительное время сохраняет приобретенное качество и доходит к потребителям почти с начальной степенью одориза­ции. Применяют одоризационные установки барботажные, с ка­пельным одоризатором и др. В последнее время широко исполь­зуются автоматические одоризационные установки. Учитывая, что одоранты — легкоиспаряющиеся горючие жидкости, при об­ращении с ними требуется строгое соблюдение мер безопас­ности.

Головная КС отличается от линейной тем, что на ее терри­тории размещены все установки по подготовке газа к дальней перекачке. Для наглядности на рис. 1.2 показано обустройство газовой скважины, а на рис. 1.3 — головные сооружения одного из газопроводов. Линейная часть газопровода представляет со­бой непрерывную трубу между отдельными КС, пересекаю­щую на всем протяжении от начальной до конечной точек множество естественных и искусственных препятствий. Неко­торые из этих препятствий показаны на рис. 1.1 (5, б, 8, 9). Конечно, схема рис. 1.1. лишь очень условно и в минимальной мере отображает реальные условия действительной местности. Более детально они рассматриваются в дальнейших разделах учебника.

Компрессорные станции представляют собой площадочный комплекс сооружений, включающий объекты: компрессорный цех, содержащий установки для компримирования (сжатия) газа, установки пылеуловителей, попутной очистки газа от вредных примесей, установки охлаждения газа (рис. 1.4).

Газораспределительные станции предназначены для сниже­ния давления газа до уровня, необходимого потребителям газа (от 0,3 до 1,2 МПа). Кроме «того, на ГРС осуществляется до­полнительная очистка и осушка газа и, если степень одориза­ции недостаточна,— дополнительное введение одоранта. Давление газа в магистрали предусматривается в

широком диапа­зоне— от 1 до 7,5 МПа, на выходе — от 0,3 до 1,2 МПа, ино­гда (при промышленном потреблении и разводящей сети сред­него давления) до 2,5 МПа. В зависимости от производительно­сти ГРС подразделяются на две группы:

первая группа рассчи­тана на малых и средних газопотребителей с расходом газа менее 250 тыс. м³/ч, вторая группа предназначена для крупных газопотребителей с расходом более 250 тыс. м³/ч.

На ГРС имеются следующие комплексы оборудования:

узлы очистки поступающего газа от пыли и жидкости, обо­рудуемые висциновыми фильтрами, масляными пылеуловите­лями или газовыми сепараторами;

узлы редуцирования, где давление газа снижается и автома­тически поддерживается на заданном уровне с помощью регу­ляторов давления (РД) различной мощности;

узлы учета количества газа с камерными диафрагмами на выходных газопроводах и расходомерами-дифманометрами;

узлы-переключения с запорными устройствами для направ­ления потоков газа непосредственно в выходные газопроводы по базисным линиям, минуя ГРС в аварийных ситуациях либо при ремонте установок; на выходных линиях устанавливают пружинные предохранительные клапаны, через которые в слу­чае непредвиденного повышения давления в системе газ авто­матически сбрасывается в атмосферу;

установки подогрева газа, чтобы предотвратить образование гидратных пробок; обычно для этого используются водогрейные котлы;

установки одорирования газа с одоризационными колонками и емкостями для одоранта;

внешние входные и выходные трубопроводы — гребенка с большим числом запорной арматуры;

устройства КИП и автоматики;

электрооборудование и регулирующие' устройства электро­химической защиты примыкающей линейной части газопровода.

Все ГРС оборудуют автоматически действующими регули­рующими клапанами в комплексе с регуляторами давления или пневмореле, расходомерами и другими установками.

Подземные хранилища газа обеспечивают регулирование се­зонной неравномерности потребления газа. Сооружают их в вы­работанных нефтяных и газовых месторождениях, а также в благоприятных геологических структурах (водоносные пори­стые пласты). Для хранения газов хранилища сооружают в от­ложениях каменной соли. На рис. 1.5 изображена схема ПХГ в водоносном пласте.

Магистральные нефтепровод и нсфтепродуктопровод вклю­чают следующие группы сооружений (рис. 1.6):

головные, состоящие из головной насосной станции (ГНС), на которой происходит сбор и накапливание нефти и нефтепро­дуктов, предназначенных для дальнейшей транспортировки по магистральному трубопроводу, и подводящих трубопроводов, по которым перекачивается нефть с промысла или нефтепро­дукты с завода в резервуары головной станции;

линейную часть, состоящую из собственно трубопровода с от­ветвлениями и лупингами (лупинг — трубопровод, идущий па­раллельно с основным на некотором участке), запорной арматурой переходами через естественные

с искусственные преграды, компенсаторами; установок электрохимической защиты; линии технологической связи (кабельные воздушные и радиорелей­ные); сооружения линейной службы эксплуатации; постоянных вдоль трассовых дорог и подъездов к ним; вдоль трассовых линий электропередач и других объектов; назначение линейных соору­жений— обеспечение заданных режимов перекачки нефти или нефтепродукта;

промежуточные перекачивающие станции, которые прини­мают и направляют нефть и нефтепродукты далее по трубопро­воду до следующей станции, к конечным и промежуточным рас­пределительным пунктам;

конечные пункты, которыми при перекачке сырой нефти обычно являются нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ); если в конце трубопровода находится группа заводов, то со­оружают распределительную нефтебазу, на которой нефть учи­тывается, хранится и распределяется между заводами; конеч­ным пунктом нефтепродуктопровода является крупная нефте­база, снабжающая нефтепродуктами район или область.

На ГНС размещаются резервуарный парк, основная и под­порная насосные, внутриплощадочные трубопроводы, уста­новка счетчиков, площадка запуска скребкового очистителя (на нефтепродуктопроводах — шаровых разделителей), поме­щение с фильтрами тонкой очистки, системы общего и оборот­ного водоснабжения, канализации, электроснабжения, здания административно-бытового и эксплуатационо-хозяйственного назначения, включая лабораторию, ремонтно-механическую мастерскую, склад горюче-смазочных материалов. Резервуар­ный парк предназначается для приемки и сдачи нефти и неф­тепродуктов, разделения нефтепродуктов по сортам, а также для их приемки в случае аварийной остановки нефтепровода или нефтепродуктопровода. Промежуточные насосные станции отличаются от ГНС меньшим объемом резервуарного парка или его отсутствием.

Конечные пункты включают в основном емкости (резерву­ары) для приема поступающего продукта и подачи его на НПЗ или нефтебазы районного (областного) значения. Располага­ются эти базы обычно в узлах железных дорог, вблизи мор­ских и речных портов. На конечном пункте производятся сле­дующие операции, характерные для крупной перевалочной неф­тебазы: прием и учет нефтепродуктов, наполнение и хранение необходимых запасов их, перекачка на водный и железнодо­рожный транспорт, распределение нефтепродуктов районным потребителям.