3.2.3 Магістральні наземні газопроводи
Газова промисловість України бере свій початок на Прикарпатті - одному з найстаріших нафтогазопромислових регіонів Європи.
Перші в Україні газопроводи було прокладено в 1912 році для подачі попутного газу Бориславського нафтового родовища до промислових споживачів у Бориславі і Дрогобичі. З відкриттям першого на території України Дашавського газового родовища в 1924 р. побудовано газопровід “Дашава-Стрий”, а у 1929 році - газопровід «Дашава-Миколаїв-Львів», довжина якого становила 82 км. Це був чи не найбільший газопровід в Європі, побудований на високому технічному рівні, а Львів став першим серед великих міст континенту, що користувались природним газом.
У 1941 році побудовано газопровід «Опари - Самбір -Перемишль - Стальова Воля», однак незабаром він опинився в зоні військових дій, і у час німецької окупації не працював, але після війни протягом 1945 року до Польщі по цьому газопроводу поставлено 76 млн м3 українського газу. Це були перші в Європі міждержавні поставки природного газу.
До магістральних відносяться газопроводи, якими газ транспортується з районів його видобування до місць споживання (населених пунктів і промислових підприємств). Загальна довжина магістральних газопроводів в Україні становить близько 39 тис. км.
Основною функцією газотранспортної системи України є забезпечення газом споживачів у країні і транспорт природного газу з Росії в країни Західної та Центральної Європи. Особливістю газотранспортної системи України є те, що її формування завершилося ще в 70…80 роках минулого століття, і в даний час вона має у своєму складі понад 70 % газоперекачувальних агрегатів застарілої конструкції.
Тепер магістральні газопроводи споруджують діаметром 500, 700...800, 1000, 1200 і 1400 мм на тиск 5,5 або 7,5 МП, з пропускною здатністю 9...35 млрд м3/рік.
Магістральні газопроводи багато в чому тотожні магістральним нафтопроводам і містять ті ж основні елементи: трубопроводи і компресорні станції.
Проте газопроводи мають і деякі специфічні особливості, зумовлені великим питомим об’ємом газу і змінами цього об’єму під впливом тиску, що розвивається на станціях при компримуванні. До цих особливостей відносяться в першу чергу збільшені діаметри газопроводів, орівнюючи з трубопроводами, якими транспортуються рідини у еквівалентних газу вагових кількостях.
Іншою особливістю магістрального газопроводу є підтримування значного тиску в кінці перегонів, між станціями газопроводу сталого діаметру. Так, наприклад, якщо на нафтопроводі початковий тиск нафти на насосній станції, рівний 5...6 МПа, знижується до кінця перегону практично до 0,3...0,5 МПа, то на газопроводі тиск в кінці перегону підтримується на рівні 3...5 МПа, що відповідає оптимальним параметрам перекачування.
До особливостей магістральних газопроводів належить також необхідність спеціальних заходів, щодо запобігання утворення в них пробок гідратів і з підвищеною загрозою вибуху газу. Нарешті, до основних особливостей магістральних газопроводів, треба віднести особливо високі вимоги до безперебійності перекачування, оскільки кожна тривала зупинка газопроводу порушує постачання паливом споживачів, і може викликати зупинку видобування газу в початковому пункті газопроводу.
До складу споруд магістрального газопроводу (рисунок 3.23, а) відносяться такі основні комплекси:
- газові промисли;
- головні споруди (установки комплексної підготовки газу до транспортування);
- лінійні споруди, які складаються власне з магістрального газопроводу із перекривальними пристроями, переходів через природні і штучні споруди, станцій катодного захисту, дренажних установок. Вздовж траси газопроводу проходять лінії зв’язку, кабелі системи телемеханізації;
- компресорні станції (призначені для компримування газу, який транспортується магістральним газопроводом);
- газорозподільні станції (ГРС), обладнані регуляторами тиску, вузлами обліку і одоризації;
- підземні газосховища.
Газ з газового промислу газозбірними мережами поступає на головні споруди, звідки після осушування і очищення направляється в магістральний газопровід. На лінії газопроводу, для відключення окремих його ділянок встановлюють перекривальні пристрої і продувальні свічки. Відсічні крани розміщують через кожних 20...25 км, а також на берегах водних перешкод (при перетині їх газопроводом в дві, або більше ниток) і біля компресорних станцій. Продувальні свічки монтуються поблизу кранів, забезпечуючи спорожнення ділянок трубопроводів, які відключаються, на час їх ремонту. Уздовж траси газопроводу розміщують протикорозійні (катодні і протекторні) установки для захисту труб від корозії, а також доми лінійних ремонтників (через кожних 20...30 км), які мають зв’язок, з найближчими компресорними станціями і аварійноремонтними пунктами. У кінці газопроводу, або його відгалуження, споруджують газорозподільну станцію (ГРС), призначену для подачі газу в розподільну мережу міста, або промислового підприємства. Складова частина магістрального газопроводу – компресорні станції, призначені для збільшення пропускної здатності газопроводу (шляхом підвищення тиску газу на виході із станції).
Рисунок 3.23 - Схема споруд магістрального газопроводу
1 - газові промисли; 2 - установка комплексної підготовки газу;
3 - головна КС з очисними спорудами; 4 - відвід до ГРС;
5 і 6 - переходи через залізницю і шосейну дорогу; 7 - проміжна КС; 8 і 9 - переходи через ріку і яр; 10 - підземне газосховище;
11 - станція катодного захисту; 12 – кінцева газорозподільна станція
Залежно від призначення і місця розташування на магістральному газопроводі, розрізняють головні і проміжні компресорні станції. Головні компресорні станції (ГКС) встановлюють у початковому пункті газопроводу, розташованого в районі газового промисла, або на деякій відстані від нього, на яких здійснюється підготовлення газу до транспортування і його стискування. Проміжні компресорні станції (ПКС) розташовують вздовж траси газопроводу на відстані 100...200 км. Відстань між станціями визначається розрахунком (враховується також рельєф місцевості).
До складу компресорної станції входять:
а) технологічні установки:
- компримування газу;
- очищення газу;
- охолодження газу;
- охолодження мастила і води (антифриза) газоперекачувальних агрегатів;
- підготовки газу паливного, пускового, імпульсного і для власних потреб;
- постачання повітря;
б) склади:
- паливно-мастильних матеріалів;
- метанолу;
- матеріалів та реагентів;
- обладнання, трубопроводів, арматури тощо;
в) системи:
- електропостачання та захисту від блискавки:
- теплопостачання, утилізації тепла, опалення та вентиляції:
- виробничо-господарського і пожежного водопоста-чання;
- каналізації;
- контролювання та керування;
- телефонного зв’язку, радіофікації:
- пожежної та охоронної сигналізації;
- автоматичного пожежогасіння;
г) технологічні комунікації з перекривальною армату-рою;
д) адміністративно-побутові приміщення;
е) підсобно-виробничі приміщення;
є) допоміжні об’єкти.
Основними газоперекачувальними агрегатами залежно від необхідних умов є: поршневі газомотокомпресори і відцентрові нагнітачі з газотурбінним або електричним приводами.
У новому тисячолітті, в зв’язку з тим, що близько 80 % експлуатаційних витрат на компресорних станціях (КС), оснащених газотурбінними агрегатами, становлять витрати на паливний газ, постійно здійснюється реконструкція КС шляхом заміни газотурбінних двигунів (ГТД). Тепер на КС магістральних газопроводів України монтують ГПА в блочно-контейнерному виконанні з конвертованими судновими двигунами Миколаївського заводу «Заря», ГПА виробництва ПАТ «Сумське НВО ім. М. В.Фрунзе» (м. Суми). Для керування, захисту та контролю за роботою цих агрегатів застосовано систему автоматичного керування (САК), яка відповідає світовому рівню надійності та інформативності, дає можливість вирішувати питання оптимізації роботи ГПА, тим самим зменшуючи експлуатаційні витрати.
На рисунку 3.24 показано компонувальну схему блоковокомплектного агрегата ГПА-Ц-6,3А конструкції ПАТ «Сумське НВО ім. М. В.Фрунзе» потужністю 6,3 МВТ з приводом авіаційного типу Д-336-2/1 конструкції державного підприємства «Івченко-Прогрес» (м. Запоріжжя).
Специфічною особливістю роботи газової промис-ловості є нерівномірне за часом споживання газу споживачами: містами, селищами, промисловими центрами, електростанціями. Найбільша потреба в газі – у зимовий час, найменша – влітку. Помітні також добові коливання в споживанні газу: вдень його витрата значно більша, ніж вночі.
Така нерівномірність у споживанні газу може викликати ті або інші неполадки в роботі газових промислів і магістральних газопроводів.
Для вирівнювання сезонної нерівномірності газоспо-живання, забезпечення рівномірної роботи газових промислів і магістральних газопроводів, накопичення використовуваних, або стратегічних ресурсів газу, найдоцільніше зберігати газ в підземних сховищах. Україна має 12 підземних сховищ газу, які за об’ємом є найбільшими в Європі.
Підземними газосховищами служать:
- виснажені нафтові і газові поклади;
- різноманітні геологічні пастки пластових водо-напірних систем;
- природні і штучно створювані в надрах землі тріщини, каверни, печери.
На рис. 3.25 показано схему підземного сховища газу, утворених у виробленому нафтовому або газовому пласті.
Рисунок 3.24 - Склад уніфікованих блоків-модулів блоково-контейнерного ГПА:
1 - пристрій повітреочисний (ППО); 2 - шумоглушник всмоктування; 3 - всмоктувальна камера; 4 - блок системи забезпечення; 5 - блок маслоохолоджувачів двигуна; 6 - блок вентиляції; 7 - опора вихлопної шахти; 8а - турбоблок (відсік двигуна); 8б - турбоблок (відсік компресора); 9 - дифузор;
10 - шумоглушник вихлопу; 11 - труба вихлопна з перехідником; 12 - маслоохолоджувачі компресора;
13 - блок автоматики
Рисунок 3.25 – Схема підземного зберігання природного газу:
1 – пористий піщаник газового покладу; 2 – непроникний шар;
3 – запобіжний клапан; 4 – устя; 5 – запірні вентилі; 6 – регулятор
тиску; 7 – апарати повітряного охолодження; 8 – осушка газу;
9 – сепарація рідини; 10 – збірник води і конденсату; 11 – фільтри газу; 12 – лічильники газу; 13 – компресори
Максимально допустимий тиск газу в підземному сховищі залежить від глибини залягання пласта, його маси, структури і розмірів площі газоносності.
Для нагнітання газу в сховища, зазвичай, будують компресорні станції з тиском до 15 МПа. Характерна особливість експлуатації підземних сховищ газу – циклічність їх роботи, яка виражається в зміні процесу нагнітання і відбору газу.
У процесі нагнітання відбувається заповнення пласта-колектора і створення загального об’єму газосховища, що поділяється на активний і буферний об’єми газу.
Буферний об’єм – це мінімально необхідна кількість залишкового газу в пластових умовах, що обумовлює циклічність експлуатації сховища.
Активний же об’єм бере участь в процесі нагнітання і відбору. Об’єм буферного залишкового газу становить 60...140 % робочого (активного) газу, з врахуванням створення в сховищі певного тиску в кінці відбору газу при відповідному дебіті свердловин.
Газ закачують у сховище у весняно-літній період, коли потреба в ньому значно нижча, ніж взимку. Зимою сховища працюють на відбір.
Експлуатують газосховища з урахуванням гідро-геологічних умов пласта-колектора, запасів газу в сховищі і нерівномірності газоспоживання системи газопроводів.