2146

кой одоризатор очень прост. Его недостатком является ручное регулирование спуска одоранта.

В барботажных одоризаторах одорант испаряется при барботаже газа через одорант в специальных камерах. В этом случае целесообразно пропускать через одоризатор только часть газа и после насыщения парами одоранта подмешивать эту часть к основному потоку газа, идущему по газопроводу.

Охлаждение транспортируемого газа до температур 271−269 К стало неотъемлемым технологическим процессом газовой промышленности в связи с открытием месторождений в зонах вечной мерзлоты, нарушать которую оказалось небезопасно как для природы, так и для газопровода. Одним из наиболее эффективных средств подготовки газа на газоконденсатных месторождениях перед подачей в магистральный газопровод являются установки низкотемпературной сепарации (рис. 2.15) с использованием в качестве источника холода турбодетандерных агрегатов. Холодопроизводительность турбодетандера используется для охлаждения поступающего газа, конденсации влаги и фракций тяжелых углеводородов. Установка рассчитана на практически полное извлечение тяжелых углеводородов и до 80 % пропан-бутанов из газа.

Возросшая в 60-е годы потребность в этане как сырье химической промышленности стала причиной создания и применения в качестве источника холода на газоперерабатывающих заводах турбодетандерных агрегатов. На рис. 2.16 представлена схема глубокого извлечения углеводородов С2t с

59

помощью турбодетандерных агрегатов в сочетании с пропановым циклом. При расчетном режиме давление газа на входе в детандер турбодетандерного агрегата 9 составляет 5,5 МПа, температура – 219 К, степень расширения – 2,03. При температуре 189 К на выходе из детандера сжижается 16,7 % расширяемого потока.

C1 Природный газ

13 МПа, 294 К

Рис. 2.15. Принципиальная схема установки подготовки и охлаждения газа месторождений Крайнего Севера: С1 – С4 – сепараторы; ПКХМ – парокомпрессионная холодильная машина; Т – турбодетандер; К - турбокомпрессор

Извлечение углеводородов С3t составляет 93,5 %. Для таких установок типичными являются следующие режимные параметры: давление газа на входе в детандер 4,5−6,0 МПа, температура 218−213 К, давление на выходе 1,5−2 МПа, температура 178−168 К.

На рис. 2.17 представлена схема установки извлечения этана из сырого природного газа. В состав установки включен турбодетандер 15, на входе и выходе из которого установлены сепараторы 16 и 17. Степень расширения газа составляет 1,63, а температура на входе − 177 К. Практически чистый метан отводится из сепаратора 17. В установке извлекается 80−85 % этана из газа, содержащего 4−10 % этана. Степень расширения в детандере зависит от глубины извлечения этана и составляет 2,5−4,5. В некоторых установках работают два последовательно включенных турбодетандера.

60

11 12

9

13

Рис. 2.16. Принципиальная схема низкотемпературной конденсации с турбодетандерным агрегатом: 1, 10 – компрессоры; 2 – установка осушки; 3, 5, 15, 17 – теплообменники; 4, 11 – пропановые испарители; 7, 8, 12 – сепараторы; 9 – турбодетандерный агрегат; 13, 19 – насосы; 14 – деэтанизатор; 16 – аппарат воздушного охлаждения; 18 – деметанизатор

61

2,45 МПа

177 К

15

19

9

Рис. 2.17. Схема установки низкотемпературной конденсации этана

62

3. ТРАНСПОРТ ГАЗА НА БОЛЬШИЕ РАССТОЯНИЯ. КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ

3.1. Схемы и устройства магистральных газопроводов

Принципиальная схема газотранспортной системы показана на рис. 3.1. Газ из скважины поступает в сепараторы, где от него отделяются твердые и жидкие механические примеси. Далее по промысловым газопроводам газ поступает в коллекторы и в промысловые газораспределительные станции (ПГРС). Здесь газ вновь очищают в масляных пылеуловителях, осушают, одорируют и снижают давление газа до 5,4−5,7 МПа.

Газовый промысел

ГРС

ПХ

Газовый промысел

Ск Сеп

Рис. 3.1. Принципиальная схема газотранспортной системы: Ск – скважины; Сеп – сепараторы; ПГ – промысловые газопроводы; ПГРС – промысловая газораспределительная станция; МГ – магистральный газопровод; ПКС – промежуточная компрессорная станция; ЛЗА – линейная запорная арматура; ГРС – газораспределительная станция; ПХ – подземное хранилище газа; ПП – промежуточный потребитель

В начальный период эксплуатации пластовое давление бывает достаточное. Головную компрессорную станцию строят только после снижения давления в пласте. Промежуточные компрессорные станции располагают примерно через 150 км. Для возможности проведения ремонтов предусматривают линейную запорную арматуру. Для надежности газоснабжения

63

и возможности транспортировать большие потоки газа современные магистральные газопроводы выполняют в две или несколько ниток. Газопровод заканчивается газораспределительной станцией (или несколькими ГРС), которая подает газ крупному городу или промышленному узлу. По пути газопровод имеет отводы, по которым газ поступает к ГРС промежуточных потребителей (городов, населенных пунктов и промышленных объектов).

Система магистрального транспортирования газа от промыслов до потребителей является достаточно жесткой, так как ее аккумулирующая способность невелика и может лишь частично покрыть внутрисуточную неравномерность потребления. Для покрытия сезонной неравномерности используют подземные хранилища и специально подобранные потребителирегуляторы, которые в зимний период работают на другом виде топлива (газомазутные или пылегазовые электростанции).

Газопроводы строят диаметром 1220 и 1420 мм. Использование труб больших диаметров повышает экономичность газотранспортной системы.

Газопроводы рассчитывают на максимальное давление в 5,5 МПа, которое имеет место после компрессорных станций. По мере движения газа его давление уменьшается, так как потенциальная энергия давления расходуется на преодоление гидравлических сопротивлений. Перед компрессорными станциями давление снижается до 3−4 МПа. Мощность применяемых газоперекачивающих агрегатов 8−10 тыс. кВт.

Для транспортирования большого количества газа необходимо увеличить пропускную способность газопровода. В связи с этим новые магистральные газопроводы проектируют на давление 7,5 МПа. Научноисследовательские и проектные организации работают над созданием газопроводов из металлов улучшенных прочностных характеристик на давление 10−12 МПа; разрабатывают газотурбинные установки для компрессорных станций мощностью 25−75 МВт; работают над проблемой транспортирования охлажденного и сжиженного природного газа.

Перед присоединенными к газопроводу предприятиями, поселками и городами строят газораспределительные станции (ГРС). На ГРС газ очищают от механических взвесей, при необходимости одорируют, измеряют расход газа и снижают давление до требуемой величины, поддерживая автоматически постоянным. Это давление составляет величину 0,6 МПа (высокое давление для городских сетей) или 0,3 МПа (среднее давление). В основных газопроводах крупных городов давление составляет 1,2 МПа. На ГРС предусматривают систему защиты, которая гарантирует поддержание выходного давления в допустимых пределах при аварийных отказах регуляторов давления. ГРС являются конечными сооружениями магистральных газопроводов и начальными сооружениями распределительных систем городов, поселков или крупных промышленных предприятий.

64

Магистральные газопроводы выполняют из стальных труб, соединяемых сваркой. Трубы изготавливают из высококачественных углеродистых и легированных сталей. Оптимальный диаметр газопровода и число компрессорных станций определяют технико-экономическим расчетом. Пропускную способность газопровода (млн м3/сут) рассчитывают исходя из его годовой производительности:

где Q – производительность газопровода, млн м3/год; КЗ – среднегодовой коэффициент загрузки газопровода, обычно принимаемый для магистральных газопроводов, не имеющих подземных хранилищ газа у крупных потребителей, равным 0,85, а для ответвлений от магистральных газопрово-

дов – 0,75.

Трассу газопровода следует выбирать максимально прямолинейной и по возможности проходящей по открытой местности со спокойным рельефом. При выборе трассы следует избегать пересечения мест залегания полезных ископаемых; участков с оползнями; болот, заболоченных земель и затапливаемых участков; орошаемых плантаций и угодий ценных культур (сады, виноградники и др.); солончаков; оврагов и других естественных и искусственных препятствий. Пересечения допускают в том случае, если обход невозможен или экономически нецелесообразен.

Переходы газопровода через естественные или искусственные препятствия осуществляют в одну или несколько ниток. При пересечении железных и автомобильных дорог I и II категорий расстояние между параллельными газопроводами должно составлять не менее 30 м. При пересечении водных преград это расстояние принимают 30−50 м. Не разрешают прокладку магистральных газопроводов по территории городов, населенных пунктов и промышленных предприятий; в одном туннеле с железными и автомобильными дорогами, электрическими кабелями и другими трубопроводами; по автомобильным и железнодорожным мостам. Между магистральным газопроводом и границей города, населенного пункта или строения и сооружением должно быть выдержано расстояние 25−250 м в зависимости от давления газа, диаметра газопровода и типа сооружения.

Для отключения отдельных участков газопровода на ремонт или ликвидацию аварий на газопроводе устанавливают отключающую арматуру не реже чем через 25 км. Отключающая арматура имеется на каждом ответвлении от магистрального газопровода; с двух сторон пересечения водных преград; при прокладке газопровода по мосту по обеим сторонам моста; на участках, примыкающих к компрессорным станциям.

65

Головные сооружения, компрессорные станции, газораспределительные станции и контрольно-регуляторные пункты имеют обводные линии с отключающей арматурой. Для выпуска газа из участка газопровода, расположенного между отключающей арматурой, ставят продувочные свечи.

Для удаления влаги из газопровода в пониженных его частях устанавливают водосборники.

Переходы газопровода через железные и автомобильные дороги осуществляют в защитном кожухе диаметром, на 100−200 мм превышающим диаметр газопровода. Пространство между газопроводом и кожухом на его концах герметизируют сальниковыми уплотнениями, а от одного из концов кожуха отводят вытяжную свечу.

При пересечении водных преград газопровод прокладывают в траншее по дну реки и озера. Такой подводный переход называют дюкером. При ширине водной преграды более 50 м дюкер прокладывают в две нитки, а при пересечении больших судоходных рек – в три. В зависимости от ширины преграды и диаметра газопровода расстояние между нитками принимают 30−50 м. Для обеспечения устойчивого положения дюкера и придания ему надлежащей криволинейности согласно профилю дна на газопроводе устанавливают грузы. Газопроводы нагружают также на пойменных участках с высоким уровнем грунтовых вод.

Для подачи газа из магистрального газопровода мелким потребителям в количестве 50−100 м3/ч используют небольшие пункты редуцирования, доставляемые на трассу в собранном виде.

Для повышения надежности газоснабжения газопроводы строят двухили многониточными, а для уменьшения снижения их пропускной способности при аварийном отключении участка нитки газопроводов между компрессорными станциями соединяют одной или двумя перемычками.

3.2. Устройство компрессорных станций

Основные месторождения газа в России расположены на значительном расстоянии от крупных потребителей. При движении газа по трубопроводу вследствие гидравлических сопротивлений происходит падение давления газа, что приводит к снижению пропускной способности газопровода.

Для поддержания заданного расхода газа и обеспечения его оптимального давления в трубопроводе по трассе газопровода устанавливают компрессорные станции (КС). Современные компрессорные станции – это сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа.

Основными элементами станции являются: компрессорный цех, электростанция или трансформаторная подстанция, система водоснабжения и охлаждения компрессорных и силовых агрегатов, установка пылевлагоот-

66

делителей, масляное хозяйство, котельная и ряд других подсобных сооружений. На головной компрессорной станции имеются установки по очистке газа от сероводорода и углекислоты, осушке и одорации газа. Для сжатия газа применяют центробежные нагнетатели с электрическим или газотурбинным приводом и поршневые газомоторные компрессоры.

На рис. 3.2 приведена принципиальная схема расположения компрессорной станции вдоль магистрального газопровода и показаны изменения давления и температуры газа между компрессорными станциями.

Магистральный газопровод

ДКС

Рис. 3.2. Схема газопровода и изменения давления и температуры газа вдоль трассы

На магистральных газопроводах различают три типа компрессорных станций: головные, линейные и дожимающие.

Головные компрессорные станции (ГКС) устанавливаются непосред-

ственно после газового месторождения для поддержания необходимого давления при транспортировке его по магистральным газопроводам, когда в результате разработки газового месторождения пластовое давление в нем снижается.

Головные КС характеризуются высокой степенью сжатия на станции, что обеспечивается последовательной работой газоперекачивающих агре-

67

гатов. На станции осуществляются очистка газа от механических примесей, осушка от газового конденсата и влаги, удаление (при их наличии) побочных продуктов: сероводорода, углекислого газа и т.д.

Линейные компрессорные станции (ЛКС) устанавливаются на маги-

стральных газопроводах через 100−150 км и предназначены для сжатия поступающего природного газа от давления на входе до необходимого давления на выходе. Это обеспечивает заданный расход газа.

Крупные магистральные газопроводы строят в основном на давление

5,5 и 7,5 МПа.

Дожимающие компрессорные станции (ДКС) устанавливаются на подземных хранилищах газа (ПХГ) и обеспечивают подачу и отбор (в основном в зимний период времени) газа из ПХГ. Станция обеспечивает высокую степень сжатия и улучшенную подготовку технологического газа (осушку, сепарацию, пылеулавливание), поступающего из ПХГ.

Около потребителей газа строятся газораспределительные станции (ГРС), где газ редуцируется до необходимого давления (р = 1,2; 0,6; 0,3 МПа) перед подачей его в сети газового хозяйства.

На рис. 3.3 представлена принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции, состоящей из трех газоперекачивающих агрегатов.

В соответствии с рис. 3.3 в состав основного оборудования входят: 1 – узел подключения КС к магистральному газопроводу; 2 – камеры запуска и приема очистного устройства магистрального газопровода; 3 – установка очистки технологического газа, состоящая из пылеуловителей и фильтровсепараторов; 4 – установка охлаждения технологического газа; 5 − газоперекачивающие агрегаты; 6 – технологические трубопроводы обвязки компрессорной станции; 7 – запорная арматура технологических трубопроводов обвязки агрегатов; 8 – установка подготовки пускового и топливного газа; 9 – установка подготовки импульсного газа; 10 – различное вспомогательное оборудование; 11 – энергетическое оборудование; 12 – главный щит управления и системы телемеханики; 13 – оборудование электрохимической защиты трубопроводов обвязки КС.

Оборудование и обвязка КС (см. рис. 3.3) приспособлены к переменному режиму работы газопровода. Количество газа, перекачиваемого через КС, регулируется включением и отключением работающих газоперекачивающих агрегатов, изменением частоты вращения силовой турбины ГПА с газотурбинным приводом и т.п. Однако во всех случаях стремятся к тому, чтобы необходимое количество газа перекачивать меньшим числом агрегатов, что приводит, естественно, к меньшему расходу топливного газа на нужды перекачки и, как следствие, к увеличению подачи товарного газа по газопроводу.

68