Магистральный транспорт газа

Федеральное агенство по образованию

ГОУ ВПО Уральский  государственный технический университет  – УПИ 

Кафедра “Турбины и двигатели” 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Реферат 

по дисциплине

“Магистральный  транспорт газа”

Назначение  основных объектов МГ

и их устройство 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Преподаватель                                                                       Артемова Т.Г. 

Студент гр.                                                                              Кириченко А.Н. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Екатеринбург

2009 
 

Содержание

  1. Магистральный газопровод                                                          

2. Головные сооружения                                                                    

3. Подземные хранилища  газа (ПХГ)                                              

4. Газораспределительные  станции                                                 

5. Блок очистки газа                                                            

6. Блок подогрева газа                                                                        

7. Список используемой литературы                                                
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1. Магистральный газопровод 

      Магистральный газопровод — это сложная система  сооружений, предназначенных для транспортировки  газа из районов его добычи или производства в районы потребления.

  Магистральный газопровод характеризуют высокое давление (до 55—75 кгс/см²), поддерживаемое в системе, большой диаметр труб (1020, 1220, 1420 мм) и значительная протяженность (сотни и тысячи километров).

      По  характеру линейной части различают  следующие магистральные газопроводы:

      1) простые, с постоянным диаметром  труб от головных сооружений  до конечной ГРС, без отводов  к попутным потребителям и  без дополнительного приема  газа по пути следования; их протяженность, как правило, незначительна, газ перекачивается за счет пластового давления без дополнительного компримирования;

      2) телескопические, с различным  диаметром труб по трассе; их  сооружают при использовании пластового давления или одной головной компрессорной станции, причем на начальном участке укладывают трубы меньшего диаметра, чем на последующих; быстрое падение давления на головном участке даст возможность большей части газопровода работать под меньшим давлением;

      3) многониточные, когда параллельно  основной проложены дополнительно  одна, две или три нитки газопровода  того же или иного диаметра; с учетом перемычек образуется  система газопровода; если параллельные  нитки сооружают на отдельных  участках, их называют лупингами (обводами);

      4) кольцевые, создаваемые вокруг  крупных городов для увеличения  надежности газоснабжения и равномерной  подачи газа, а также для объединения  магистральных газопроводов в  единую газотранспортную систему 
страны.

      В соответствии со СНиП магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления подразделяются на два класса (табл. 1). 
 

Классификация газопроводов   Таблица 1

 
 

Объекты магистрального газопровода подразделяют на следующие  группы:

      1) головные сооружения;

      2) линейная часть, или собственно  газопровод;

  3) компрессорные станции (КС);

      4) газораспределительные станции  (ГРС) в конце газопровода;

      5) подземные хранилища газа (ПХГ)  — резервные естественные емкости  газа;

      6) объекты   ремонтно-эксплуатационной   службы (РЭП);

      7) устройства линейной и станционной  связи (высокочастотной и селекторной), а также системы автоматизации  и телемеханизации;

      8) система электрозащиты сооружений  газопровода от почвенной коррозии;

      9) вспомогательные сооружения, обеспечивающие  бесперебойную работу системы  газопровода (ЛЭП для электроснабжения  объектов и электрификации отключающих  устройств, водозаборы, коммуникации водоснабжения и канализации и др.),

      10) управленческий и жилищно-бытовой  комплекс для эксплуатационного  персонала.

      Управление  магистральными газопроводами осуществляется по производственно-территориальному принципу. Все газопроводы распределены между газотранспортными предприятиями, подчиненными  непосредственно 
ОАО «Газпром» (например: Тюментрансгаз, Севергазпром Лентрансгаз, Пермьтрансгаз). Эти предприятия осуществляют бесперебойное снабжение газом промышленных объектов, городов и поселков, обслуживание и ремонт 
линейных сооружений, компрессорных и газораспределительных станций.

      Газотранспортные  предприятия через диспетчерские  службы обеспечивают заданные режимы работы компрессорных станций и  оптимальное регулирование потоков  газа в системе в соответствии с указаниями центрального диспетчерского управления единой системы газоснабжения (ЕСГ) страны. 
 

2. Головные сооружения 

      Головными сооружениями магистрального газопровода  называют производственный комплекс, размещающийся на стыке газового промысла и газопровода и осуществляющий всестороннюю подготовку газа к дальней 
транспортировке.

      Комплекс  головных сооружений зависит от состава газа, добываемого на промысле и поступающего из газосборного пункта. Как правило, в этот комплекс входят установки по очистке газа от пыли и механических примесей, осушке и одоризации. В необходимых случаях включаются также установки по отделению от газа серы и высокоценных компонентов (гелия и др.).

      К головным сооружениям относят и  компрессорную станцию, подключаемую на начальном участке газопровода. На территории этой станции, как правило, и размещается весь комплекс установок по подготовке газа.

      По  магистральным газопроводам транспортируют следующие группы газов:

• газ с чисто газовых месторождений, не содержащий тяжелых углеводородов; такой газ состоит в основном из метана СН₄ (до 98%), остальную часть представляют предельные углеводороды (этан, пропан, бутан и пентан) и примеси азота, углекислого газа, иногда сероводорода, водорода, гелия и др.;
• газ газоконденсатных месторождений;
• попутный нефтяной газ, отделяемый при добыче нефти;
• искусственный газ, получаемый путем сжигания горючих сланцев и пр.

      Газ, попадающий на головные сооружения магистрального газопровода со сборных пунктов промысла, содержит механические примеси (песок, пыль. металлическую окалину и др.) и жидкости (пластовую воду, конденсат, масло). Перед подачей в газопровод его очищают и осушают, так как без предварительной подготовки он будет засорять трубопровод, вызывать преждевременный износ запорной и регулирующей арматуры, нарушать работу контрольно-измерительных приборов. Твердые частицы, попадая в компрессорные установки,  ускоряют износ поршневых колец, клапанов и цилиндров. В центробежных 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 производится отделение  примесей 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 жидкими поглотителями) 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 адсорбента. 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, или детандер, газ дросселируется, температура его снижается ниже температуры точки росы, 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 этой схемы является использование в ней громоздких и металлоемких теплообменников типа «труба в трубе». Более эффективны кожухотрубчатые теплообменники с впрыском диэтиленгликоля.

      Для улавливания жидкости и твердых  примесей, остающихся 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.