Основные объекты и сооружения магистрального газопровода

В состав МГ входят следующие основные объекты (рис. 15.2):

- головные сооружения;

- компрессорные станции;

- газораспределительные станции (ГРС);

- подземные хранилища газа;

- линейные сооружения.

На головных сооружениях производится подготовка добываемого газа к транспортировке (очистка, осушка и т.д.). В начальный период разработки месторождений давление газа, как правило, настолько велико, что необходимости в головной компрессорной станции нет. Ее строят позднее, уже после ввода газопровода в эксплуатацию.

Компрессорные станции предназначены для перекачки газа. Кроме того на КС производится очистка газа от жидких и твердых примесей, а также его осушка.

Принципиальная технологическая схема компрессорной станции приведена на рис. 15.3. Газ из магистрального газопровода 1 через открытый кран 2 поступает в блок пылеуловителей 4. После очистки от жидких и твердых примесей газ компримируется газоперекачивающими агрегатами (ГПА) 5. Далее он проходит через аппараты воздушного охлаждения (АВО) 7 и через обратный клапан 8 поступает в магистральный газопровод 1.

Объекты компрессорной станции, где происходит очистка, компримирование и охлаждение, т.е. пылеуловители, газоперекачивающие агрегаты и АВО, называются основными. Для обеспечения их нормальной работы сооружают объекты вспомогательного назначения: системы водоснабжения, электроснабжения, вентиляции, маслоснабжения и т.д.

Газораспределительные станции сооружают в конце каждого магистрального газопровода или отвода от него.

Высоконапорный газ, транспортируемый по магистральному газопроводу, не может быть непосредственно подан потребителям, поскольку газовое оборудование, применяемое в промышленности и в быту, рассчитано на сравнительно низкое давление. Кроме того, газ должен быть очищен от примесей (механических частиц и конденсата), чтобы обеспечить надежную работу оборудования. Наконец, для обнаружения утечек газу должен быть придан резкий специфический запах. Операцию придания газу запаха называют одоризацией.

Понижение давления газа до требуемого уровня, его очистка, одоризация и измерение расхода осуществляются на газораспределительной станции (ГРС). Принципиальная схема ГРС приведена на рис. 15.4.

Газ по входному трубопроводу 1 поступает на ГРС. Здесь он последовательно очищается в фильтре 2, нагревается в подогревателе 3 и редуцируется в регуляторах давления 4. Далее расход газа измеряется расходомером 5 и в него с помощью одоризатора 6 вводится одорант - жидкость, придающая газу запах.

Необходимость подогрева газа перед редуцированием связана с тем, дросселирование давления сопровождается (согласно эффекту Джоуля-Томсона) охлаждением газа, создающим опасность закупорки трубопроводов ГРС газовыми гидратами.

Подземные хранилища газа служат для компенсации неравномерности газопотребления. Использование подземных структур для хранения газа позволяет очень существенно уменьшить металлозат-раты и капиталовложения в хранилища.

 

Рис. 15.2. Схема магистрального газопровода;

1 - газосборные сети; 2 - промысловый пункт сбора газа; 3 — головные сооружения; 4 - компрессорная станция; 5 - газораспределительная станция; 6 - подземные хранилища; 7 - магистральный трубопровод; 8 - ответвления от магистрального трубопровода; 9 - линейная арматура; 10 - двухниточный проход через водную преграду

Рис. 15.3. Технологическая схема компрессорной станции с центробежными нагнетателями;

1- магистральный газопровод; 2 - кран; 3 - байпасная линия; 4 - пылеуловители; 5 - газоперекачивающий агрегат; 6 - продувные свечи; 7 - АВО газа; 8 - обратный клапан

 

Рис. 15.4. Принципиальная схема ГРС:

1 - входной трубопровод; 2 - фильтр; 3 - подогреватель газа; 4 - контрольный клапан; 5 - регулятор давления типа "после себя"; 6 - расходометр газа; 7 — одоризатор; 8 - выходной трубопровод; 9 - манометр; 10 - байпас

Рис. 15.5. Принципиальная схема установки ГТ - 6-750:

1 - турбодетандер; 2 - редуктор; 3 - воздушный компрессор; 4 - блок камер сгорания; 5 - турбина высокого давления; 6 - турбина низкого давления.

 

Линейные сооружения газопроводов отличаются от аналогичных сооружений нефте- и нефтепродуктопроводов тем, что вместо линейных задвижек используются линейные шаровые краны, а кроме того для сбора выпадающего конденсата сооружаются конденсатосборники.

Длина магистрального газопровода может составлять от десятков до нескольких тысяч километров, а диаметр — от 150 до 1420 мм. Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до 1420 мм. Трубы и арматура магистральных газопроводов рассчитаны на рабочее давление до 7,5 МПа.

Газоперекачивающие агрегаты

В качестве газоперекачивающих агрегатов применяются поршневые газомотокомпрессоры или центробежные нагнетатели.

Поршневые газомотокомпрессоры представляют собой агрегат, в котором объединены силовая часть (привод) и компрессор для сжатия газа. Принцип работы поршневого компрессора такой же, как у поршневого насоса.

Наиболее распространенными типами газомотокомпрессоров являются 10 ГК, 10 ГКН, МК-10 и ГПА-5000 (табл. 15.3), имеющие подачу от 0,8 до 10,0 млн. м3/сут и развивающие давление 5,5 МПа. Поршневые газомотокомпрессоры отличаются высокой эксплуатационной надежностью, способностью работать в широком диапазоне рабочих давлений, возможностью регулировать подачу за счет изменения «вредного» пространства и частоты вращения.

Область преимущественного применения поршневых газомотокомпрессоров - трубопроводы для перекачки нефтяного газа и станции подземного хранения газа.

Примечание. УТМЗ - Уральский турбомоторный завод им. К.Е. Ворошилова; НЗЛ - Невский машиностроительный завод им. В.И. Ленина.

На магистральных газопроводах пропускной способностью более 10 млн. м^:|/сут применяют центробежные нагнетатели с газотурбинным приводом или электроприводом.

Принцип работы центробежных нагнетателей аналогичен работе центробежных насосов. Наиболее распространенным приводом нагнетателей на компрессорных станциях является газотурбинный. В состав газотурбинной установки входят (рис. 15.5): турбодетандер 1, редуктор 2, воздушный компрессор 3, блок камер сгорания 4, турбины высокого 5 и низкого 6 давлений. Турбодетандер является пусковым двигателем установки, работающим на природном газе. Расчетная продолжительность пуска агрегата из холодного состояния -15 мин. Турбодетандер 1 через редуктор 2 запускает в работу воздушный компрессор 3. Атмосферный воздух засасывается компрессором и сжимается в нем до рабочего давления. Далее сжатый воздух направляется в блок камер сгорания 4, где он нагревается за счет сжигания природного газа. Продукты сгорания направляются в газовую турбину (сначала высокого, а затем низкого давления), где они расширяются. Процесс расширения сопровождается падением давления и температуры, но увеличением скорости потока газа, используемого для вращения ротора турбины. Отработавший газ через выхлопной патрубок выходит в окружающую среду.

Таблица 15.3 Основные параметры ГПА, используемых на КС

Тип ГПА (завод-изготовитель)	Давление на выходе КС, МПа	Марка нагнетателя	Номинальные значения
			Подача, млн. м^3/сут	Степень сжатия в одном агрегате	Мощность, кВт
Привод от газового двигателя
10ГКН-1/25-55	5,5	-	0,856	2,2
МК-8(25-43)-56	5,6	-	1,538-5,28	2,24-1,3
ГПА-5000/(33-44)-56	5,6	-	6,9-8,5	1,47-1,27
ДР-12/(35-46)-56	5,6	-	8.04-13,3	1,6-1,24
Привод от электродвигателя
СТД-4000-2 (Энергомаш)	5,6	280-12-7		1,25
Привод от газовой турбииы
ГТН-6 (УТМЗ)	5,6	Н-6-56		1,23
ГТН-6 (УТМЗ)	7,6	Н-6-76		1,23
ГТК-10-4 (НЗЛ)	5,6	520-12-1		1,25
ГТК- 10-4 (ЮЛ)	7,6	370-18-1		1,25
ГТК- 16 (УТМЗ)	5,6	Н- 16-56		1,25
ГТК- 16 (УТМЗ)	7,6	Н-16-76		1.25
ГТК- 16 (УТМЗ)	7,6	H-I6- 76/1,25		1,25
ГТК-16 (УТМЗ)	7,6	Н-16- 76/1,37		1,37
ГТК- 16 (УТМЗ)	7,6	Н-16-76/ 1,44		1,44
ГТН-25 (НЗЛ)	7,6	650-21-2		1,44
ГПА-Ц-6,3 с авиационным двигателем НК-12СГ	5,6	-		1,45

 

На газопроводах применяются газовые турбины мощностью от 2500 до 25000 кВт.

Начиная с 1974 г., на отечественных магистральных газопроводах в качестве привода центробежных нагнетателей начали применять авиационные двигатели, отработавшие свой ресурс. После относительно небольшого числа часов работы их по соображениям безопасности полетов снимают с самолетов. Однако они способны еще длительное время с большой надежностью работать на земле.

Недостатком газотурбинного привода является относительно невысокий кпд (не выше 30 %), а также высокое потребление газа на собственные нужды в качестве топлива.

В последние годы в качестве привода центробежных нагнетателей все шире используются электродвигатели АЗ-4500-1500, СТМ-4000-2, СТД-4000-2, СДСЗ-4500-1500. Они подключаются к нагнетателям через повышающий редуктор.