4. Магистральные газопроводы

4.1. Технологическая схема магистрального газопровода

Магистральный газопровод – это трубопровод, предназначенный для транспортировки больших объемов газа на значительные расстояния, от мест добычи до мест потребления. К магистральному относится газопровод диаметром 325 мм и более и длиною свыше 50 км.

Магистральные газопроводы по рабочему давлению разделяют на 2 класса:

I класс – 10 > Р > 2,5 МПа;

II класс – 2,5 > Р > 1,2 МПа.

Схема сбора и транспорта газа представлена на рис. 4.1. Природный газ из скважин 1 по газопроводам- шлейфам 2 поступает на установку комплексной подготовки газа УКПГ (газосборный пункт) 3. На УКПГ замеряется количество поступающего газа от каждой скважины и в сепараторах производится грубая его очистка от влаги и механических примесей (песка, пыли, продуктов коррозии). Далее по газопроводу 4 через клапан отсекатель (обратный клапан) газ поступает в газосборный коллектор 5, который в зависимости от расположения скважин на промысле, может быть линейным, кольцевым или лучевым.

Рис. 4.1. Схема сбора и транспорта газа

На головных сооружениях 6, газ тщательно осушают от воды, тяжелых углеводородов, удаляют СО₂, Н₂S и одорируют.

В состав промысловых объектов входят скважины 1 насчитывающие десятки на каждом УКПГ (от 1 до 10 штук на промысле), газосборный коллектор 5, головные сооружения 6. Все эти сооружения соединены через ГС с магистральным газопроводом 7 (МГ).

Поднятие давления в МГ и перекачка газа по нему осуществляется компрессорными станциями 8 установленными по трассе газопровода примерно через 150 км.

Особенно ответственными участками магистрального газопровода являются участки на болотах и узлы переходов через реки, автомобильные и железные дороги, овраги и др. препятствия. Один из таких узлов - двухниточный переход (дюкер) через реку 11 показан на рис. 3.8. К магистральному газопроводу могут быть подключены ответвления (газопроводы-отводы) промежуточному потребителю.

Передача газа из МГ в распределительные газопроводы осуществляется через газораспределительные станции (ГРС) 9, в которых производится очистка газа, снижение его давления и дополнительная одоризация.

Заданная производительность в МГ в пиковые сезоны может быть обеспечена из подземных хранилищ газа 12, расположенных недалеко от трассы МГ и наибольшего потребителя газа. Хранилища могут быть естественными и искусственными. Естественными являются хранилища, образованные на выработанных месторождениях, искусственными – специальные резервуары.

4.2. Линейная часть газопровода

Линейная часть – основная составляющая часть магистрального трубопровода, она представляет собой непрерывную нить, сваренную из отдельных труб и уложенную тем или иным способом в зависимости от особенностей ее эксплуатации и природно-климатических условий местности.

К линейной части относятся лупинги и отводы от основной магистрали, отключающая и запорная арматура, переходы через естественные и искусственные препятствия, узлы запуска и приема очистных устройств, компенсаторы и конденсатосборники, а также системы электрохимической защиты газопровода от коррозии и вдольтрассовые дороги.

Наиболее часто встречающимися диаметрами магистральных газопроводов и газопроводов-отводов являются: 530 мм, 720 мм, 820 мм, 1020 мм, 1220 мм и 1420 мм. МГ имеют давление 4,0 МПа, 5,5 МПа, 6,4 МПа и 7,5 МПа. В настоящее время проектируются МГ на давление 8,4 МПа и рассматриваются МГ на давление 10 МПа.

МГ сооружают постоянного или переменного диаметра в одну или несколько ниток, которые укладывают параллельно. Параллельные нитки могут быть как на всем протяжении МГ, так и на отдельных его участках.

Параллельные трубопроводы, уложенные на отдельных участках газопровода для увеличения производительности и надежности его работы, называются лупингами.

Крановые узлы размещают на линейной части магистрального газопровода не реже чем через 30 км, которые включают запорные устройства (краны), обводные и продувочные линии. Кроме того крановые узлы размещают на обоих берегах водных двухниточных переходов, на всех отводах от магистральных газопроводов, на участках примыкающих к компрессорным станциям, на расстоянии 500–700 м до границ их территории, на свечах и факелах для сброса газа.

В качестве запорной арматуры применяют краны, задвижки и вентили.

В последнее время на магистральных газопроводах используют шаровые равнопроходные краны со сферическим затвором и пневмогидроприводом. Начиная с D_у = 1000 мм изготавливают два типа этих кранов: для колодезной и бесколодезной установки.

Задвижки ставят на газопроводах D_у = 50–700 мм на давление до 6,4 МПа. Вентили применяют на трубках контрольно-измерительных приборов.

Переходы газопроводов через большие судоходные реки обычно выполняются двумя–тремя нитками подводных трубопроводов, называемых дюкерами. Пропускная способность одного дюкера обычно составляет 70 % от всего транспортируемого газа. Дюкер выполняют из труб с утолщенной стенкой, покрывают антикоррозионным покрытием весьма усиленного типа, балластируют железобетонными, иногда чугунными пригрузами для придания отрицательной плавучести и заглубляют на 0,5-1 м в грунт от дна реки.

На пересечении нешироких рек, например горных с быстрым течением, а также ущелий и глубоких оврагов сооружают, как правило, воздушные переходы газопроводов балочной, подвесной, вантовой, арочной конструкций.

Под автомобильными и железными дорогами МГ прокладывают в гильзах (стальном кожухе), диаметр которого на 200 мм больше диаметра газопровода, концы гильзы герметизируют, а к полости присоединяется свеча, удаляемая от дороги не менее чем на 25 м, и поднимается над землей не менее 5 м.

Для сбора и удаления конденсата из газопровода устанавливаются конденсатосборники, размещаемые в наиболее низких местах МГ.

Возможность аварийных ситуаций на газопроводах требует обеспечения разрывов между осями газопроводов и строениями населенных пунктов. Так, для газопроводов диаметром 1020–1420 мм расстояние до городов и населенных пунктов, отдельных промышленных предприятий, зданий в три этажа и более, железнодорожных станций и аэропортов должно быть не менее 350 м при подземной и 700 м при наземной и надземной прокладке, до железных и автомобильных дорог при подземной укладке 200 м и при наземной и надземной 300 м, до мостов и территории КС при подземной укладке 250 м и при наземной и надземной 375 м, до отдельно стоящих небольших зданий 200 м, до ГРС при подземной укладке 175 м, при наземной и надземной 250 м.

Расстояние между осями трубопроводов см. табл. 4.1.

Таблица 4.1

Расстояние между осями проектируемого и действующего

магистральных газопроводов, м

Диаметр, мм	На землях не сельскохозяйственного назначения, м	На землях сельскохозяйственного назначения (при снятии и восстановлении плодородного слоя), м
До 400 400–700 700–1000 1000–1200 1200–1400	11 14 15 16 18	20 23 28 30 32

На период строительства для ведения работ по сооружению газопровода отводят полосу отчуждения, которая зависит от диаметра газопровода и условий местности, и составляет 20-45 м (см. табл. 4.2).

Таблица 4.2

Ширина полосы земель отчуждения одного подземного

газопровода, м

Диаметр, мм	На землях не сельскохозяйственного назначения, м	На землях сельскохозяйственного назначения (при снятии и восстановлении плодородного слоя), м
До 400 400–700 700–1020 1020–1220 1220–1420	20 23 28 30 32	28 33 39 42 45

Линейную часть магистральных газопроводов укладывают подземным, полуподземным, наземным и надземным способами.

Подземная укладка наиболее широко применяемый способ (98% от общего объема линейной части МГ). При этом отметка верхней образующей трубы располагается ниже отметки поверхности грунта. Трубопровод укладывают в траншею на глубину 0,8 м от поверхности земли до верхней образующей трубы.

Засыпка трубопровода грунтом осуществляется с необходимостью обеспечения упругого радиуса изгиба трубы для конкретного рельефа местности, теплотехнических требований, использования минерального грунта для балластировки или удержания трубопровода от всплытия на обводненных участках. Для балластировки или удержания труб в проектном положении используются также бетонные и чугунные грузы и анкерные устройства.

Подземная укладка наиболее экономична. Однако, на участках многолетнемерзлых грунтов, горных выработок со значительным смещением грунтов, в районах активных оползней и на участках пересечения горных рек с быстрым течением и сильно размываемыми руслами практически не применяется.

Полуподземная прокладка предусматривает сооружение трубопровода, при котором нижняя образующая трубы расположены ниже, а верхняя выше поверхности грунта.

Наземная укладка характеризуется тем, что нижняя образующая трубы имеет отметку на уровне дневной поверхности грунта, или несколько выше нее (на грунтовой подушке) или ниже.

Наземную и полуподземную способы укладки используют в сильно обводненных и заболоченных районах и при наличии засоленных почв. При этом трубопровод обваловывается привозным или местным грунтом.

Преимущества этих способов в том, что они позволяют избежать дорогостоящей балластировки трубопровода и ограничивает влияние трубопровода на грунт в условиях многолетней мерзлоты. Однако применение данных способов укладки весьма ограничено, так как устройство грунтового валика нарушает естественное состояние поверхности земли, естественный водосток, создает искусственное препятствие для движения транспорта.

Надземная укладка – это сооружение трубопровода над землей на опорах. Ее применяют в тех случаях, когда по технико-экономическим соображениям исключаются описанные выше способы: при переходах через искусственные и естественные препятствия, участки горных выработок и многолетнемерзлых грунтов.

Основным эксплуатационным показателем МГ является его расчетная пропускная способность.

Пропускной способностью газопровода или его участка называется максимальное количество газа, которое может быть передано в сутки при установившемся режиме.

Производительностью магистрального газопровода или его участка называется количество газа, поступающего в него за год.

Расчетная пропускная способность МГ, необходимая для обеспечения заданной производительности, определяется из соотношения:

, (4.1)

где V_сут – суточная пропускная способность, млн. м³/сут в стандартных условиях; V_год – производительность газопровода, млн. м³/год; К_год – среднегодовой коэффициент неравномерности потребления газа; для МГ без хранилищ К_год = 0,85, для отводов К_год = 0,75.

Пропускная способность МГ выражается формулой:

, (4.2)

где d – внутренний диаметр газопровода, мм; р_н и р_к – начальное и конечное абсолютное давление, кгс/см²; λ – коэффициент гидравлического сопротивления газопровода; ρ – относительная плотность газа; Z_ср – средний по длине коэффициент сжимаемости газа; Т_ср – средняя по длине газопровода температура, L – длина расчетного участка, км.

Из формулы (4.2) видно, что при прочих равных условиях пропускная способность газопровода пропорциональна его диаметру в степени 2,5. Поэтому удалось с увеличением d значительно увеличить его пропускную способность.

Увеличивается производительность при повышении давления или прокладкой нескольких линий газопроводов.

На газопроводы - отводы к КС и ГРС распространяются все правила строительства и эксплуатации, применяемые для МГ.