Система транспорта 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

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

Транспортировка

В настоящее время основной вид транспорта – трубопроводный. Для движения газа по трубе нужно создать давление.

Газ под давлением 7,5 МПа прокачивается по трубам диаметром до 1,4 м. По мере отдаления газа от газовых промыслов, уменьшается давление, а, следовательно, — снижается скорость. Это никому не нужно, согласитесь? Поэтому по маршруту движения «голубого топлива» через определенные отрезки пути сооружают компрессорные станции. На них повышают давление от 5,5 до 12 Мпа, охлаждают газ и он продолжает свое «путешествие» по трубопроводу.

Строительство и обслуживание трубопровода – дело затратное, но оно того стоит. Это наиболее дешевый способ транспортировки газа на небольшие и средние расстояния.

Но это не единственный плюс. Считайте сами:

1. Трубопроводы можно проложить в любом направлении и на любое расстояние, ведь отрезок – кратчайший путь между пунктом А и пунктом Б;
2. Бесперебойность работы, и, как следствие, гарантированное снабжение потребителей, независимо от погоды и времени года;
3. Высокая степень автоматизации, надежность и простота в эксплуатации;
4. Разгрузка традиционных видов транспорта (автомобильный, железнодорожный, морской).

Но, как и у любого явления, транспортировка по газопроводам имеет и недостатки:

1. Как мы уже писали, на первых этапах сооружения трубопровода нужны большие капиталовложения. Поэтому строительство экономически оправдано лишь при условии большого и стабильного газопотока;
2. Есть ограничения на количество сортов энергоносителей, транспортируемых по одному трубопроводу. У трубопровода существует «срок годности»;
3. Проложенный маршрут трубопровода сложно изменить. Если появляются новые потребители энергоносителей, то нужны дополнительные капиталовложения.

История развития трубопроводного транспорта газа

Первые газопроводы появились в Китае в начале новой эры. Для передачи природного газа использовались бамбуковые трубы. Мало кто знает, но песня Александра Буйнова «Я бамбук, пустой бамбук…» была посвящена именно этим событиям 🙂

В конце XVIII века в Европе для транспортировки газа стали применяться чугунные трубы. В 70-ые годы XX века в СССР сформировалась самостоятельная транспортная отрасль – единая система газоснабжения. Развитие сети трубопроводов опережало приросты добычи газа. В 1986 году по трубопроводам транспортировалось 1/3 от общего грузооборота страны, более 2/3 всего топлива Советского Союза.

Каждый год трубопроводная сеть увеличивается. Благодаря техническому прогрессу пропускная способность отдельных газопроводов достигает 30-45 млрд м³/год. При этом трубопроводный транспорт остаётся одним из наиболее чистых в экологическом отношении видов транспорта.

В 80-х гг. трубопроводы диаметром более 1м выходят на первый план, средняя дальность перекачки нефти и газа превышает 1000 км, длина отдельных трубопроводов достигает 4-5 тысяч км

Транспортирование сжиженных углеводородных газов танкерами

Для транспортировки газа широко используют и танкеры — газовозы. Это специальные суда, на которых газ перевозится в сжиженном состоянии в специализированных емкостях при температуре от −160° до −150°С. Чтобы газ сделать сжиженным, его охлаждают при высоком давлении. В зависимости от потребностей природный газ можно сжать в 600 (!) раз. Для танкерной транспортировки газа нужно «всего ничего» — протянуть газопровод до ближайшего побережья, построить на берегу терминал для сжижения и закачки газа на танкеры, ну и сами танкеры.

Такой метод транспортировки значительно экономичнее трубопроводного при условии, что до потребителя газа более 2 000 – 3 000 км, так как основную стоимость составляет не транспортировка, а погрузочно-разгрузочные работы.

Еще плюсы:

1. Сжиженный газ более безопасен при перевозке и хранении, чем сжатый;
2. Относительная дешевизна перевозок;
3. Неограниченная пропускная способность водных путей (особенно морских);
4. Возможность завоза природного газа в отдаленные районы страны, не связанные иными видами транспорта.

А вот и минусы:

1. Сезонность перевозок по речным и морским путям, что вызывает необходимость создавать большие запасы СПГ;
2. Медленное продвижение грузов;
3. Нельзя полностью использовать тоннаж судов, если нужно транспортировать СПГ в небольших количествах;
4. Соответственно порожние рейсы судов в обратном направлении.

Источник