Описание технологических объектов транспорта газа
.pdf
ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОБЪЕКТОВ ТРАНСПОРТА ГАЗА
Санкт-Петербург
2010 г.
МАГИСТРАЛЬНЫЙ ТРАНСПОРТ ГАЗА
Основные месторождения газа в России расположены на значительном расстоянии от крупных потребителей. Подача газа к ним осуществляется по газопроводам различного диаметра. При прохождении газа возникает трение потока о стенку трубы, что вызывает потерю давления. Например, при расходе газа 90 млн.н м3/сут по трубе диаметром 1400 мм давление убывает с 7,6 до 5,3 МПа на участке L=110 км. Поэтому транспортировать природный газ в достаточном количестве и на большие расстояния, только за счет естественного пластового давления нельзя. Для этой цели необходимо строить компрессорные станции (КС), на расстоянии 110-130 км друг от друга.
Линейная часть газопровода состоит из: газопровода; крановых узлов (запорная и регулирующая арматура); узлов приема и запуска внутритрубных устройств; перемычек между газопроводами; переходов газопровода через естественные и искусственные преграды; вертолетных площадок; средства электрохимической защиты (ЭХЗ); средств связи и телемеханики; оборудования энергоснабжения.
Обычно труба укладывается под землѐй, от верхней образующей трубы до поверхности земли около метра. Диаметр трубы от 500 до 1400 мм. Для поддержания в газопроводе рабочего давления (55-98 кгс/кв.см.), через каждые 100-120 км устанавливаются компрессорные станции (КС).
При параллельной прокладке двух и более МГ в одном технологическом коридоре предусматривается соединение их перемычками с запорной арматурой. Перемычки размещаются на расстоянии не менее 40 км друг от друга, а также перед компрессорными станциями и после них.
Современный газопровод диаметром 1420 мм при максимальном рабочем давлении 98 кгс/см.кв. способен пропустить до 27,5 Млрд. м3/год газа. При охлаждении газа производительность газопровода увеличивается.
Компрессорная станция |
ГРС |
|
КС |
Кран
ГРС
Кран
Изоляция газопровода
Камера запуска
ГРС
Кран
Газопроводотвод
|
Кран |
Кран |
|
|
Кран |
Газопровод-отвод
|
Перемычка |
|
|
Кран |
|
Кран |
Газопровод |
Кран |
ГРС
ГИС |
|
|
Кран |
|
Кран |
Кран |
|
|
|
Кран |
|
|
Газопровод |
Кран |
|
Перемычка |
Кран |
|
|
|
|
|||
|
|
Кран |
|
|
|
Газопровод |
Кран |
Перемычка |
|
|
|
Камера приема
Крановый узел |
Трасса газопровода |
Камера приема |
|
1 |
|
|
|
|
|
МАГИСТРАЛЬНЫЙ ТРАНСПОРТ ГАЗА |
|
|
Система доставки продукции газовых месторождений до потребителей представляет собой единую технологическую цепочку. Газ с месторождений 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 (МГ). |
||||
Пересечение газопроводов с автомобильными или |
|
|
Крановые узлы предназначены для управления |
|
железнодорожными дорогами согласовывается с |
|
|
||
|
|
потоком газа. Крановый узлы устанавливаются на |
||
владельцами дорог. И осуществляется двумя |
|
|
||
|
|
линейной части газопроводов через каждые 30-40 км и |
||
способами открытым и закрытым. Чаще используется |
|
|
||
|
|
предназначены для отсекания аварийного или |
||
закрытый способ, который включает в себя: сварку |
Надземный переход допускается |
|
||
|
ремонтируемого участка трубы. |
|||
кожуха (футляра) и трубной плети; изоляцию кожуха, |
|
|||
на переходах через препятствия: |
|
|||
|
Кроме этого крановые узлы устанавливаются на |
|||
прокладку кожуха под насыпью; изоляцию трубной |
|
|||
овраги; реки с неустойчивым |
|
|||
|
берегах водных преград; в начале каждого |
|||
плети; очистку полости футляра и протаскивание |
|
|||
руслом; каналы. |
|
|||
|
ответвления газопровода; перед ГРС; на входе и |
|||
трубной плети через футляр; испытание плети и вварку |
|
|||
|
|
|||
|
|
выходе КС |
||
ее в общую нитку газопровода. |
|
|
||
|
|
|
||
1 |
2 |
5 |
|
|
|
|
|
Основная |
|
|
|
Кран |
нитка |
Кран |
|
|
|
|
|
|
|
Кран |
|
Кран |
|
|
|
Резервная |
|
|
|
Река |
нитка |
Подводный переход представляет в плане как |
|
|
|
||
|
|
|
правило двухтрубную систему. При ширине русла реки |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
в разливе более 75 метров пересечение водной |
|
|
|
|
преграды осуществляется с обязательной укладкой |
|
|
|
|
резервной нитки газопровода. На рисунке основная и |
|
|
4 |
|
резервная нитки уложены в траншеях, которые |
|
|
|
засыпаны грунтом. |
|
|
|
Переход газопроводов через р. Волга |
||
|
|
г. Ржев |
|
|
|
|
|
|
2 |
КОМПРЕССОРНАЯ СТАНЦИЯ (КС)
Компрессорные станции магистрального газопровода предназначены для компенсации потерь давления, имеющих место при транспортировке газа от мест добычи до мест потребления. Кроме того, на КС осуществляются доочистка газа от механических примесей и капельной влаги, его охлаждение, а также (при необходимости) измерение его расхода (на входящих в состав этих КС газоизмерительных станциях).
Установка подготовки топливного газа редуцирует (в зависимости от давления воздуха за осевым компрессором ГТУ) газ до давления 0,9-2,5 МПа. Затем он поступает в блок сепараторов, проходит учет в расходомере топливного газа (РТГ), подогревается и через топливный коллектор распределяется по газоперекачивающим агрегатам.
|
Газотурбинный |
газоперекачивающий агрегат (ГПА) |
3 |
||||||
|
представляет |
собой |
совокупность |
центробежного |
|||||
|
|
|
|||||||
|
нагнетателя 1, газотурбинной установки 2 и |
|
|
||||||
|
вспомогательного |
оборудования |
|
(комплексного |
9 |
||||
|
воздухоочистительного |
устройства, |
|
выхлопного |
|||||
|
|
|
|
||||||
|
устройства, а также различных систем: пусковой, |
|
|
||||||
|
топливной, смазки, уплотнения, регулирования и |
8 |
|||||||
|
защиты). |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Пылеуловитель |
|
|
2 |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
Для очистки газа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
от мехпримесей |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
используют |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
циклонные |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пылеуловители |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Блок сепараторов низкого давления (СНД), где газ дополнительно очищается от выделившейся при редуцировании жидкости.
10
9
4
Ремонно-эксплуатационный блок (РЭБ) с мастерскими, кладовыми и раздевалками обслуживающего персонала компрессорного цеха
Производственноэксплуатационный блок
(ПЭБ) с операторной компрессорного цеха
При компримировании газа его температура повышается. На выходе компрессорной станции она может достигать 700С. Подобная температура может вызывать увеличение сжимающих напряжений в теле трубы, разрушение пленочной изоляции и уменьшению пропускной способности газопровода.
|
ВХО |
Д |
|
Очищаемый газ входит через патрубок. |
|||
В результате закрутки газового потока |
|
||
за счет действия центробежных сил |
|
||
капли влаги и частицы мехпримесей |
|
||
отбрасываются |
к стенке циклонных |
|
|
элементов 1, |
затормаживаются |
в |
|
результате трения о неѐ и выпадают в |
|
||
конусную ѐмкость 2. Очищенный же |
|
||
газ, изменив направление движения на |
|
||
вертикальное, |
поднимается |
в |
|
осадительную секцию. после чего |
|
||
через патрубок 3 он покидает аппарат. |
|
|
|
|
|
|
|
1 № 19 
газа 
№ 7
7 № 20
№ 8
6
Участок магистрального газопровода перед КС. |
Узел подключения КС расположен вне ее территории и |
КС размещаются, как правило, через каждые 100…150 км. |
включает в себя: участок магистрального газопровода, включая |
Степень сжатия современных линейных КС составляет, как |
байпас КС (кран № 20); камеры приема и запуска очистных |
правило, около 1,34, что соответствует давлению |
устройств с пунктом сбора конденсата;. Всасывающие и |
всасывания (на входе) Рвх=5,4 МПа |
нагнетательные трубопроводы КС с арматурой (краны №7 и №8). |
5 |
№ 21 |
|
ВЫХ |
|
ОД |
|
газа |
Участок магистрального газопровода после КС.
Давление нагнетания (на выходе) Рвых=7,4 МПа
Аппарат воздушного охлаждения (АВО)
газа: воздушный холодильник – 1, вентилятор - 2.
АВО газа называется теплообменное устройство, в котором газ, движущийся по пучкам оребрѐнных труб, охлаждается потоком атмосферного воздуха, нагнетаемым вентиляторами.
Охранные краны №19 и №21 предназначены для |
|
|||
автоматического |
отключения |
магистрального |
|
|
газопровода от станции в случае возникновения каких- |
|
|||
либо повреждений на узле подключения, а |
равно |
|
||
являются элементами секционирования линейной части |
3 |
|||
в случае ее повреждения |
|
|
||
|
|
|
|
|
ДИАГНОСТИКА ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ ГАЗОПРОВОДА
Оценка исправности линейной части магистрального газопровода заключается в установлении срока, в течение которого гарантируется целостность и безопасная работа трубопровода при нормативных внутренних и внешних нагрузках и воздействиях. Срок безопасной работы ограничивается временем развития дефектов до критических размеров. Для своевременного выявления дефектов проводится периодическое обследование газопроводов средствами диагностики. Наиболее эффективный из них внутритрубная дефектоскопия. Соответствующие зависимости для расчетов периодичности проведения диагностики определяются нормативными документами.
|
|
|
|
|
|
Универсальный |
|
|
|
|
|
|
|
||
Скребок тонкой очистки магнитный очистной |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
поршень |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Электронный профилемер |
|
|
|
Схема принципов регистрации |
||
|
Магнитный очистной поршень-шаблон |
|
|
|
различных геометрических дефектов |
||||||||||
|
|
з |
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Регулярной операцией в процессе эксплуатации |
|
|
|
|
|
Кран |
Кран |
||||||||
|
|
|
Кран |
|
|
|
|||||||||
МГ |
является |
пропуск |
внутритрубных |
|
|
|
|
Кран |
|
||||||
диагностических устройств (ВТУ), которые |
Кран |
Газопровод |
Кран |
|
Перемычка |
Кран |
|
||||||||
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
проходят |
по |
участкам |
газопроводов |
под |
|
|
|
Кран |
|
|
|
||||
действием |
газового потока |
внутри трубы. |
Для |
|
Газопровод |
Кран |
Перемычка |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
этого |
в |
начале |
по газопроводу |
пропускают |
|
|
|
|
|
Камера приема |
|||||
очистные поршни и поршни-скребки, которые |
Камера запуска |
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
||||||||||
освобождают внутреннюю полость трубы от |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
механических |
примесей |
и |
углеводородных |
|
|
|
|
|
|
|
|||||
отложений. |
В |
процессе |
|
завершения |
|
|
|
|
|
|
|
||||
строительства |
газопровода |
также |
возникает |
|
|
|
|
|
|
|
|||||
необходимость в очистке готовых участков от |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
строительного мусора и опрессовочной воды. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
Затем |
пропускается |
магнитный |
очистной |
|
|
|
|
|
||||
поршень-шаблон, который измеряет внутреннюю |
|
|
|
|
|
|||||||
геометрию трубы и собирает «металлический |
|
|
|
|
|
|||||||
мусор». |
После |
этого запускается электронный |
Принцип работы дефектоскопа |
|
||||||||
профилемер, для определения вмятин. И только |
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
||||||||
после всех этих операций по газопроводу |
|
|
|
|
|
|||||||
проходят |
снаряды |
дефектоскопы, |
|
|
|
|
|
|||||
(«интеллектуальные снаряды»), с помощью |
|
|
|
|
|
|||||||
которого получают информацию о наличии и |
|
|
|
|
|
|||||||
местоположении |
дефектов в стенках |
труб |
|
|
|
|
|
|||||
(трещины и коррозия). |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Извлечение поршня из |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Непременным |
условием |
прохождения |
ВТУ |
|
|
|
Камера приема на МГ |
|||||
|
|
|
камеры приема |
|||||||||
является |
постоянный |
внутренний |
диаметр |
|
|
|
«Минск-Вильню-Каунас -Калининград» |
|||||
участка и равнопроходная запорная арматура, |
|
|
|
|
|
|||||||
без выступающих внутрь деталей. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Для выполнения |
вышеперечисленных |
операций |
|
Снаряды-дефектоскопы |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|||||||
на МГ устанавливаются узлы приема-запуска |
|
|
|
|
|
|||||||
средств очистки и диагностики внутренней |
|
|
|
|
|
|||||||
полости (внутритрубных снарядов). При их |
|
|
|
|
|
|||||||
помощи происходит пуск и приемка поршней. |
|
|
|
|
|
|
|
4 |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
МАГИСТРАЛЬНЫЙ ТРАНСПОРТ ГАЗА
Подземное хранилище газа
Особенностью работы МГ является суточная и сезонная неравномерность потребления |
|
Существуют два типа ПХГ: в искусственных выработках и в пористых |
газа на конечном пункте. Сезонная неравномерность компенсируется изменением режима |
|
пластах. Первый тип хранилищ размещается в угольных шахтах и отложениях |
работы КС или подключением к газопроводу хранилища газа. Летом газ при помощи |
|
каменной соли. Второй тип хранилищ выполняется в истощенных нефтегазовых |
компрессорной станции, через скважины, объединенные в сборные пункты, закачивается в |
|
залежах или водоносных пластах. Оптимальная глубина, на которой создаются |
пласт под давлением 15-20 МПа. Зимой, когда ощущается недостаток газа, он под |
|
ПХГ, составляет от 500 до 800 м. Подземное хранилище заполняют газом через |
давлением пласта подается обратно в МГ, пройдя предварительную очистку и |
|
скважины несколько лет, закачивая в каждом сезоне объем, превышающий |
редуцирование до давления превышающего давление в МГ на 02-07 МПа. |
|
объем откачки. |
|
|
|
Установка очистки газа на ПХГ
Невская ПХГ
5
МАГИСТРАЛЬНЫЙ ТРАНСПОРТ ГАЗА
Электрохимическая защита от коррозии
Изоляционные покрытия не гарантируют необходимой защиты подземных трубопроводов от коррозии. Практика показывает, что даже тщательно выполненное изоляционное покрытие в процессе эксплуатации стареет: теряет адгезионные свойства и водоустойчивость. Случаются повреждения изоляции при засыпке трубопроводов, при воздействии корней растений. По названным причинам защита трубопроводов от подземной коррозии осуществляется комплексно: защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты (ЭХЗ).
При контакте металла трубопровода с почвенными электролитами происходит его окисление, сопровождающееся протеканием электрического тока. На различных участках поверхности трубы
возникают катодные и анодные участки. При этом на анодных участках происходит процесс коррозионного
разрушения, который начинается с поверхности трубы и затем распространяется вглубь металла.
На интенсивность протекания процессов коррозии оказывают влияние различные факторы: неоднородность состава сталей; различная влажность грунтов и различная минерализация грунтовых вод.
При активных способах защиты трубопроводов от наружной коррозии создается такая электрическая цепь, в которой металл трубопровода является катодом, а дополнительно размещенный в грунте металл - анодом.
При катодной защите положительный полюс источника постоянного тока (анод) подключается к специальному
анодному заземлителю, а отрицательный (катод) - к защищаемому трубопроводу.
Принцип действия катодной защиты аналогичен процессу протекания электролиза. Под воздействием электрического поля металл анодного заземлителя теряет электроны, а его ионы переходят в раствор почвенного электролита. Таким образом, разрушению подвергается анодный заземлитель.
|
|
|
Прибор ПКИ-02 |
|
Измерение разности |
|
|
7 |
|
предназначен для |
|
потенциалов «Труба- |
|
||
|
автоматизации |
||
Земля» (с омической |
|
||
|
|
измерений и анализа |
|
|
составляющей) с |
|
|
|
|
характеристик |
|
|
помощью переносного |
|
|
|
|
катодной и дренажной |
|
|
поляризующегося |
|
|
|
|
защиты газопроводов |
|
|
электрода сравнения |
|
|
|
|
от коррозии. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Блочная установка катодной защиты
КБМУКЗ Применение новых полиуретановых
изоляционных покрытий
Переходы «земля-воздух» на коммуникациях КС
|
|
Повреждение изоляции, |
Повреждение изоляции |
Точечная коррозия |
|
|
сплошная коррозия |
||
Язвенная коррозия |
Стресс-коррозионные трещины |
|
||
|
6 |
|||
|
|
|
|
ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ (ГРС)
Газораспределительные станции (ГРС) предназначены для понижения давления газа, подаваемого из магистральных газопроводов потребителям, очистки его от механических частиц и конденсата, одоризации и измерения расхода. Основными объектами ГРС являются: узлы переключения станции, очистки газа, предотвращения гидратов, регулирования давления, учета и одоризации газа. ГРС небольших мощностей (1,2,3,5,10,20 и иногда более тыс.м.куб/час) поставляются в блочно-модульных конструкциях контейнерного типа, где все системы размещены в одном или нескольких контейнерах заводского исполнения, которые могут транспортироваться на обычных транспортных средствах, значительно сокращают время и стоимость строительства и упрощают эксплуатацию систем газораспределения в целом.
Узел очистки газа состоит, как правило из нескольких пылеуловителей, которых задерживают жидкие и твердые микрочастицы, очищая таком образом газ, подаваемые потребителю
Принципиальная схема газораспределительной станции (ГРС)
Подогреватель газа предназначен для повышения температуры газа, соответствующей требованиям правил подачи газа потребителям, а также для обеспечения температуры газа выше температуры точки росы, ниже которой возможно образование гидратных
пробок и закупорка технологических трубопроводов.
Подогреватель газа |
|
Узел редуцирования |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Узел редуцирования, с помощью клапанов-регуляторов |
||||
|
|
|
|
|
|
|
осуществляет |
снижение |
давления |
до |
уровня, |
|
|
|
|
|
|
|
необходимого потребителям (заводам, ТЭЦ, коммунально- |
||||
|
|
|
|
|
|
|
бытовому сектору). Обычно снижение давления составляет |
||||
|
Входные и выходные краны |
|
|
|
|
от 35-55 кг/кв.см. (в магистральном газопроводе) до |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
значения 6-9-12 кг/кв.см. ( крупные промышленные |
||||
|
|
|
|
|
|
|
потребители) и до 3-6 кг/кв.см. (котельные и сети |
||||
|
|
|
|
|
|
|
газораспределительной организации для подачи газа |
||||
|
|
|
|
|
|
|
коммунально-бытовому сектору) |
|
|
||
|
|
Измерители |
расхода |
- |
Системы |
измерения |
|
|
|
|
|
|
|
(турбинные счетчики, ультразвуковые счетчики, |
|
|
|
|
|||||
|
|
дроссельные |
шайбы) |
|
предназначены |
для |
|
|
|
|
|
|
|
коммерческого учета расхода газа, подаваемого |
|
|
|
|
|||||
|
|
потребителю, и оперативного диспетчерского учета. |
|
|
|
|
|||||
Входные и выходные краны на |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
ГРС |
предназначены |
для |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
отключения ГРС от магистрального |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
газопровода (на входе в |
ГРС) и |
|
|
|
|
|
|
3 |
|
|
|
сетей низкого давления (на выходе |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
из ГРС). Например для проведения |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
ремонтных работ. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Одоризатор |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Одоризатор |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Природный газ – метан не имеет запаха и это очень опасно. Поэтому |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
при подаче газа потребителям, на ГРС, с помощью специальных |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
установок – одоризаторов, в газ добавляют одорант - невероятно |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
сильно пахнущий препарат, который и придает газу знакомый «газовый» |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
запах. Концентрация одоранта – всего 16 грамм на 1000 м.куб. газа. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7 |
СИСТЕМЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ КОМПРЕССОРНЫМ ЦЕХОМ И ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИМ АГРЕГАТОМ
Системы автоматического управления компрессорным цехом (КЦ) и газоперекачивающим агрегатом (ГПА), предназначены для централизованного управления оборудованием КЦ и работой ГПА
САУ ГПА - система автоматического управления газоперекачивающим агрегатом обеспечивает выполнение всех необходимых функций по контролю, управлению и регулированию отдельного ГПА
САУ КЦ - система автоматического управления компрессорным цехом представляет собой законченный аппаратно-программный комплекс с функциями контроля, управления и регулирования ГПА цеха через локальные САУ ГПА и локальными САУ других технологических объектов КЦ, а так же с функцией взаимодействия с верхним уровнем АСУ ТП газотранспортного предприятия
Оборудование САУ ГПА |
|
АРМ САУ ГПА в |
располагается: |
|
операторной |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Шкаф управления в непосредственной близости к ГПА (в блок-боксе или в машинном зале
Шкаф управления обеспечивает связь с оборудованием КИП и А расположенных на ГПА (датчики, исполнительные механизмы, органы управления)
Оборудование САУ КЦ располагается в производственноэксплуатационном блоке (ПЭБ) в
операторной компрессорного цеха. В состав САУ КЦ входят:
-АРМ САУ КЦ
-аппаратные шкафы
-блок экстренного останова КЦ
АРМ САУ КЦ
Аппаратные шкафы обеспечивают связь с оборудованием КИП и А технологических объектов КЦ.
Пульт экстренного аварийного останова КЦ.
8
СИСТЕМЫ ТЕЛЕМЕХАНИКИ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА
Системы телемеханики, устанавливаемые на линейной части магистрального газопровода обеспечивают автоматический дистанционный контроль технологического процесса транспорта (перекачки) газа между компрессорными станциями, позволяет в любой момент времени менять данный режим дистанционно по команде диспетчера, управляя кранами на газопроводе. Кроме того, одной из основных функций данных систем является оперативная локализация нештатных ситуаций на газопроводах.
КС-2
Датчики измерения давления и температуры газа – устанавливаются на крановых площадках для контроля параметров газа в газопроводе.
Крановые узлы – один из объектов, которыми управляет контролируемый пункт системы телемеханики на газопроводе (положение крана «открыто - закрыто»).
Расстояние между крановыми площадками на газопроводе составляет 25-30 км.
|
КР 1 |
КР 2 |
КР 3 |
Т Р |
Р Р |
Р |
КС-1 |
|
|
|
Река |
Q
КП ТМ |
КП ТМ |
КП ТМ |
Контролируемый пункт системы телемеханики (КПТМ) размещается на трассе газопровода на крановой площадке.
Аппаратура КПТМ размещается внутри блок-боксов (домиков), к которым подводится электропитание и линия связи для связи с диспетчерским пунктом КС.
Диспетчерский пункт КС.
Здесь установлен пульт управления системой телемеханики, с которого ведѐтся контроль параметров линейной части газопровода, а также управление кранами газопровода.
Расстояние между КС составляет
110-130 км.
9