Схема транспортировки природного газа

Производство и транспорт природного газа

Природный газ добавляется путем сооружения скважин, доходящих до газоносного горизонта. Добыча природного газа составляет порядка 600 млрд. м 3 в год.

Наиболее распространенный способ добычи газа – бурение нескольких газовых скважин, из которых газ, находящийся под пластовым давлением в несколько десятков МПа (в зависимости от глубины залежи), по фонтанной трубе выходит на поверхность.

Элементы схемы (позиции 1-8) входят в состав промыслового газопровода. Головная компрессорная станция является начальным звеном магистрального га­зопровода. Давление газа на выходе из компрессорной станции 9 составляет 5-6 МПа. Если давление на выходе из промысловой сети выше, то его сжимают до указанного значения установкой на скважине дросселирующего устройства или взамен головного компрессора применяют расширительную газовую турбину, обеспечивающую выработку электрической энергии.

Позиции 9-11 входят в состав магистрального газопровода, обеспечиваю­щего подачу газа к городам. Для снижения давления газа в городских сетях до ве­личины 0,3-1,2 МПа на ответвлении к городскому газопроводу строят ГРС 12, которая является хвостовым сооружением

Рисунок 3 – Производство и транспорт природного газа

1 – скважина; 2 – детандер; 3 – фильтры для удаления механических примесей; 4 – фильтры для удаления влаги; 5 — расходомер; 6 – обратный клапан; 7 – сборный; кольцевой коллектор, объединяющий группу скважин;8 – фильтры тонкой очистки (масляные) и осушки; 9 – газодувка с компрессором на магистральном газопроводе; 10 – магистральный газопровод; 11 — газгольдеры;

12 – газораспределительная станция; 13 – регулятор давления; 14 – газопровод с давлением газа в городских сетях; 15 – главные задвижки; 16 – городские сети

магистрального газопровода. Между головным и последующими компрессорами магистрального газопровода расстояние составляет 150-200 км. В непосредственной близости от ГРС для сглаживания колебаний суточного (сезонного) газопотребления сооружают газгольдерную станцию. Регулирование неравномерности суточного и сезонного потребления газа может также достигаться за счет строительства подземных газохранилищ и станций сжиженного газа. Последние сооружаются в непосредственной близости от потребителя газа.

Газораспределительная станция (грс

Газораспределительная станция (ГРС) является концевым сооружением магистрального газопровода (9-11). Назначение ГРС состоит в приеме и очистке от пыли и влаги газа, поступающего из магистрального газопровода к городским газовым сетям; снижении давления газа до величины, не превышающей 1,2 МПа; учете количества передаваемого промплощадке (городу) газообразного топлива и его дополнительной одаризации; эксплуатации газгольдерной станции (газохранилища) и защите концевого участка газопровода от электрокоррозии.

На крупных промплощадках имеются индивидуальные ГРС, мелкие подсоединяются к городским сетям, связанным с магистральным газопроводом посредством двух-трех ГРС (резервирование газоснабжения за счет введения избыточных элементов).

Схема ГРС с тремя ступенями давления P₁ (потребитель промплощадки), P₂ и P₃ (соответственно к городским газопроводам высокого и среднего давления) приведена на рисунке 4.

Рисунок 4 – Схема ГРС с 3-мя ступенями давления

В соответствии со схемой газ от магистрального газопровода под давлением 3 МПа подается в коллектор 1 и далее через фильтры пыли 3 и влаги 4 направляется к регуляторам давления (РД) 6, которые позволяют снизить давление газа до значения P₁. Под таким давлением газ подается в сети промплощадки. Из этого же коллектора питаются городские сети высокого P₂ и среднего P₃ давлений.

Для снижения давления от P₁ до P₃ и поддержания его на этом уровне в фидере ГРС высокого давления P₃ установлены РД 13 косвенного действия, обеспечивающие заданную нагрузку городской сети высокого давления. При этом предусмотрено резервирование нагрузки фидера P₃ за счет подачи газа из газопровода 1 в 20 (после РД). Поддержание давления P₃ в этом случае обеспечивается ручным регулированием с помощью регулирующего вентиля 27.

На фидере высокого давления P₃ последовательно установлены: самопишущие щитовой расходомер 14, термометр 15 и манометр 16, предохранительный запорный клапан (ПЗК) 17, манометр 18, изолирующая прокладка 19, обеспечивающая электрическую изоляцию ГРС от городских сетей.

Для защиты газопровода с давлением P₁ установлен предохранительный сбросной клапан (ПСК) 11.

Поддержание требуемого давления P₂ выполняется с помощью РД 12 (среднего давления) и 6 (высокого давления). Резервирование фидера с давлением P₂ обеспечивается байпасным трубопроводом, соединяющим низкую сторону фидера среднего давления с газопроводом 1. Регулирование при работе байпасного газопровода достигается с помощью регулирующего вентиля. Для контроля расхода и параметров газа среднего давления предусмотрена установка щитовых пишущих приборов 21-23, 25. Установлен также ПЗК 24.

Отбор в городские сети газа давлением P₂ осуществляется из трубопровода 28.

Контроль расхода давлением P₁, поступающего на промплощадку (заводы и ТЭЦ), выполняется пишущим расходомером 9, а температуры и давления – приборами 8 и 7.

Для придания газу запаха на фидерах всех давлений предусмотрена установка одаризаторов 26.

Ручное отключение элементов ГРС и отдельных ее фидеров выполняется с помощью задвижек 2, 5, 10.

Источник

Схема транспортировки природного газа

Транспортировка природного газа по магистральным газопроводам

Единая система газоснабжения (ЕСГ) обеспечивает добычу природного газа, транспортировку по магистральным газопроводам от месторождений, в большинстве своём расположенных в удалённых районах России, до районов массового расположения потребителей и его распределение.

Транспортировка газа по магистральным газопроводам является технически наиболее сложной и энергоемкой частью процесса газоснабжения.

Принципиальная схема транспортировки природного газа от месторождения до потребителей с изменением давления и температуры;

Для транспортировки требуемого объема природного газа по магистральному газопроводу необходимо строительство компрессорных станций с шагом 100-200км.

Общая характеристика газотранспортной составляющей (ЕСГ):

1. Протяженность магистральных газопроводов – 172,1 тыс. км.;
2. Количество компрессорных станций – 254 (~700 компрессорных цехов);
3. Количество газоперекачивающих агрегатов (ГПА) – 4100;
4. Суммарная мощность ГПА – 46,7 ГВт;
5. Объем транспортируемого газа – 690 млрд. м 3 .

Компремирование и транспортировка газа по магистральным газопроводам осуществляется с помощью газоперекачивающих агрегатов (ГПА). ГПА состоит из нагнетателя природного газа и приводного двигателя. В качестве приводного двигателя для ГПА на магистральных газопроводах применяются газотурбинные установки (ГТУ), либо электродвигатели. Доля ГПА с газотурбинным приводом составляет ~ 87,5% , с электроприводом – 12% (от общего количества).

В свою очередь ГТУ подразделяются на стационарные (промышленные) и конвертированные (авиационные и судовые). Конвертированные ГТУ работают по схеме простого открытого цикла, стационарные – по схеме простого открытого и регенеративного цикла. В последнее время конвертированные ГТУ становятся основным типом приводных двигателей на магистральных газопроводах.

Единичная мощность ГТУ зависит от диаметра магистрального газопровода и параметров его работы и укладывается в мощностной ряд 6,3 (8), 10 (12,5), 16, 25, 32 МВт.

Принципиальная схема ГПА с ГТУ регенеративного цикла

1. Комплексное устройство воздухоподготовки (КУВ). Предназначено для подготовки циклового воздуха, поступающего из атмосферы на вход осевого компрессора и снижения уровня шума.
2. Пусковое устройство (турбодетандер, воздушный или электрический стартер) необходимо для первоначального раскручивания осевого компрессора (ОК) и турбины высокого давления (ТВД) в момент пуска ГПА.
3. Осевой компрессор предназначен для подачи необходимого количества воздуха в камеру сгорания газотурбинной установки.
4. Турбина высокого давления служит приводом осевого компрессора и находится с ним на одном валу.
5. Турбина низкого давления (ТНД) служит для привода центробежного нагнетателя.
6. Нагнетатель природного газа представляет собой центробежный газовый компрессор без наличия промежуточного охлаждения и предназначен для компремирования природного газа.
7. Краны обвязки ГПА.
8. Регенератор (воздухоподогреватель) представляет собой теплообменный аппарат для повышения температуры воздуха, поступающего после ОК в камеру сгорания (КС).
9. Камера сгорания предназначена для сжигания топливного газа в потоке воздуха и получения продуктов сгорания с расчетными параметрами (давление, температура) на входе в ТВД.
10. Блок подготовки пускового и топливного газа.
11. Аппараты воздушного охлаждения масла предназначены для охлаждения смазочного масла после подшипников турбин и нагнетателя.

Кроме того, каждый ГПА снабжен системой регулирования основных параметров агрегата, системами агрегатной автоматики, автоматического пожаротушения, обнаружения загазованности помещения, которые обеспечивают автоматизированное управление работой ГПА в составе компрессорной станции на всех режимах работы, пуска, нормального и аварийного останова

Источник

3. Транспортирование природного газа

Принципиальная схема газотранспортной системы видна на рис. 4.

Газ из скважин (Ск) поступает в сенераторы (Сен.), где от него отделяются жидкие и твердые 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 до расчетного значения, принятого в магистральных газопроводах. Промежуточные компрессорные станции ПКС располагают примерно через 150 км. Для надежного газоснабжения, проведения ремонтов, предусматривают линейную запорную арматуру ЛЗА, которую устанавливают не реже чем, через 25 км.

Рис. 4. Принципиальная схема газотранспортной системы

Для надежного газоснабжения и обеспечения большего расхода газа современные магистральные газопроводы выполняют в две или несколько ниток. Магистральный газопровод МГ заканчивается газораспределительной станцией, которая подаёт газ крупному городу или промышленному узлу. По пути магистральный газопровод имеет отводы, по которым газ поступает к ГРС промежуточным потребителям ПП (городов, поселков, промышленных предприятий и т.п.). Для покрытия сезонной неравномерности используют подземные хранилища ПХ.

Пропускная способность газопровода определяется по формуле

, (2.3.1)

где — производительность газопровода, млн. м 3 /год;

— среднегодовой коэффициент загрузки газопровода, принятый для магистральных газопроводов К₃ = 0,85, для ответвлений – К₃ = 0,75.

Требования, предъявляемые к углеводородным газам при их транспортировке по магистральным трубопроводам

Товарный газ должен удовлетворять следующим основным условиям [25]:

— газ при транспортировке не должен вызывать коррозию трубопроводов, арматуры, приборов и т.д.;

— качество газа должно обеспечить его транспортирование в однофазном

состоянии, т.е. в трубопроводе не должны образовываться углеводородная жидкость, водяной конденсат и газовые гидраты;

— товарный газ не должен вызывать осложнений у потребителей при его использовании.

Сухой газ, подаваемый в магистральные газопроводы, должен иметь определенные физико-химические свойства или товарные кондиции, установленные отраслевым стандартом ОСТ 51.40-93 (таблица 1.2) [128].

Таблица 1.2 – Требования и нормы углеводородного (природного) газа [128]

Значение для макроклиматических районов

Источник