Состав сооружений и классификация магистральных газопроводов
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. Далее газ поступает на головную компрессорную станцию и в магистральный газопровод (рис. 2.1).
Для поддержания давления газа по трассе газопровода устанавливаются компрессорные станции (КС) с интервалом 80120 км.
Объекты КС следует проектировать в блочно-комплектном исполнении. В большинстве случаев КС оборудуются центробежными нагнетателями с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей. В настоящее время газотурбинным приводом оснащено более 80% всех КС, а электроприводом – около 20%.
К линейным сооружениям относятся собственно магистральный трубопровод, линейные запорные устройства, узлы очистки газопровода, переходы через искусственные и естественные препятствия, станции противокоррозионной защиты, дренажные устройства. К линейным сооружениям также относятся 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.
Газораспределительные станции (ГРС) предназначены для снижения (редуцирования) давления газа до рабочего давления газораспределительной системы потребителей. ГРС также оборудуются узлами учета и установками очистки и одоризации газа (придания ему специфического запаха для облегчения обнаружения утечки газа с целью предупреждения взрывоопасных ситуаций и отравления людей).
После ГРС газ поступает в газовые сети населенных пунктов, которые подают газ к месту потребления. Снижение и поддержание в необходимых пределах давления газа в газораспределительных сетях осуществляется на газорегуляторных пунктах (ГРП). К крупным потребителям газа также относятся тепловые электростанции и газоперерабатывающие заводы (ГПЗ).
Для сглаживания неравномерности потребления газа крупными населенными пунктами сооружаются станции подземного хранения газа (СПХГ). Для закачки газа в подземное газохранилище СПХГ оборудуется собственной компрессорной станцией.
Вспомогательные линейные сооружения магистрального газопровода принципиально не отличаются от сооружений магистрального нефтепровода. К ним относятся линии связи, вдольтрассовые 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 сооружаются не всегда.
Исходя из величины рабочего давления, магистральные газопроводы подразделяются на два класса [16]:
1-й класс – при рабочем давлении свыше 2,5 МПа до 10 МПа включительно;
2-й класс – при рабочем давлении свыше 1,2 МПа до 2,5 МПа включительно.
Газопроводы, эксплуатируемые при давлениях ниже 1,2 МПа, к магистральным газопроводам не относятся. Протяженность магистральных газопроводов составляет обычно от нескольких десятков до нескольких тысяч километров, а диаметр – от 150 до 1420 мм включительно. Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до1420 мм включительно.
Запорная арматура применяемая на газопроводах Запорная арматура - основное средство управления газовыми потоками на магистральных газопроводах. Наиболее эффективной конструкцией запорной арматуры являются шаровые равнопроходные краны D 50-1400; Р 8,0; 10,0; 12,5 16,0 МПа(Р - давление условное по ГОСТ 356) отечественного и зарубежного производства, оборудованные (по усмотрению заказчика) автоматами аварийного закрытия кранов (ААЗК). ААЗК, как правило, устанавливают на базовых однониточных газопроводах, работающих в стабильном технологическом режиме (скорость изменения рабочего давления в точке установки ААЗК составляет не более 10 % в минуту). Окончательная настройка ААЗК должна производиться эксплуатационным персоналом в зависимости от фактического режима работы газопровода. При наличии системы телемеханического контроля и управления ААЗК предусматривать не следует. Запорную арматуру на трассе газопровода следует устанавливать в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06 -85*. Газопроводы, арматуру и обвязку линейной запорной арматуры (байпасы, продувочные линии и перемычки), находящиеся под давлением, следует предусматривать в подземном исполнении с кранами бесколодезной установки. Доступ обслуживающего персонала должен предусматриваться только к приводу арматуры. Площадки крановых узлов следует проектировать с учетом планировки, водоотведения поверхностных вод, освещения (по требованию заказчика), молниезащиты, ограждения, периметральной сигнализации и т.д. На территории площадки должен предусматриваться дренирующий тип покрытия. Для обслуживания крановых площадок должны предусматриваться подъездные дороги (вдольтрассовый проезд, съезды к крановым площадкам на перемычках). На трубопроводах сброса газа (свечах) должны применяться оголовки только заводского изготовления с самооткидывающейся крышкой (захлопкой). Расположение кранов, опор, площадок обслуживания на крановых узлах должно обеспечивать: - нормальное обслуживание приводов; - исключение отрывов и механических повреждений трубок кранов, вызванное перемещением корпуса крана в грунте. Запорная арматура диаметром 400 мм и более должна устанавливаться на фундаменты. Тип фундамента следует принимать исходя из геологических условий площадки. Рекомендуется предусматривать укрытие кранов с учетом климатических условий и требований заказчика. При размещении крановых площадок вблизи населенных пунктов должны учитываться требования промышленной и экологической безопасности. Ограды крановых площадок должны выполняться с учетом требований ВРД 39-1.10.-006 и "Типовых правил охраны объектов ОАО "Газпром". При параллельной прокладке газопровода в коридоре существующих газопроводов длина участка II категории у узла линейной запорной арматуры проектируемого газопровода должна увеличиваться и охватывать проекцию участка существующей соседней нитки, проходящей в одном створе с проектируемым газопроводом. Линейная запорная арматура на трассе газопровода должна иметь привод и устройства системы управления, обеспечивающие возможность ручного, местного и дистанционного управления. Линейные краны, краны на врезках газопроводов-отводов, на перемычках должны быть оснащены техническими манометрами для измерения давления газа до кранов и после них. Линейные краны должны иметь обводную линию. Для управления линейными кранами, кранами на врезках газопроводов-отводов, на перемычках, оборудованных пневмогидроприводом, должна быть предусмотрена система резервирования импульсного газа. Отбор импульсного газа следует предусматривать как до крана, так и после него, в ресивер с обратным клапаном на входе. Объем газа в резервуаре должен обеспечивать двухразовое переключение запорной арматуры. Импульсный газ для управления запорной арматурой при необходимости должен иметь систему подготовки.