Транспортипровка газа на большие расстояния хранение газа.

Магистральный газопровод представляет собой комплекс сооружений, в состав которого входят: собственно, газопровод с ответвлениями; головные сооружения, включающие установки по очистке, осушке, одоризации газа и регулированию давления; компрессорные станции для перекачки газа; газораспределительные станции и контрольно-регулирующие пункты; ремонто-эксплуатационные пункты; линии связи и установки электрической защиты газопровода от коррозии.

Принципиальная схема газотранспортной системы показана на рис 1. Газ из скважины поступает в сепараторы, где от него отделяются твердые и жидкие 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 газа до расчетного значения, принятого в магистральном газопроводе. В начальный период эксплуатации пластовое давление бывает достаточное. Головную компрессорную станцию строят только после снижения давления в пласте. Промежуточные компрессорные станции располагают пример­но через 150 км. Для возможности проведения ремонтов предусматривают линейную запорную арматуру, которую устанавливают не реже чем через 25 км. Для надежности газоснабжения и возможности транспортировать большие потоки газа современные магистральные газопроводы выполняют в две или несколько ниток. Газопровод заканчивается газораспределительной станцией (или несколькими ГРС), которая подает газ крупному городу или промышленному узлу. По пути газопровод имеет отводы, по которым газ поступает к ГРС промежуточных потребителей (городов, населенных пунктов и промышленных объектов).

Рис.1. Принципиаль­ная схема газотранс­портной системы

Ск — скважины;

Сеп— сепараторы;

ПГ — промысловые газопроводы;

ПГРС — промысловая газораспределительная станция;

МГ — магистральный газопровод;

ПКС — промежуточная компрессорная станция;

ЛЗА — линейная запорная арматура;

ГРС — газораспределительная станция;

ПХ — подземное хранилище газа;

ПП — промежуточный потребитель.

Магистральные газопроводы выполняются из стальных труб, соединяемых на сварке. Трубы изготовляются из высококачественных углеродистых и легированных сталей. Оптимальный диаметр газопровода и число компрессорных станций определяются технико-экономическим расчетом. Пропускная способность газопровода рассчитывается исходя из его годовой производительности

где Q—производительность газопровода в млн. м*/год;

К_ГОД—среднегодовой коэффициент неравномерности потребления газа, обычно принимаемый для магистральных газопроводов, не имеющих подземных хранилищ газа у крупных потребителей, равным 1,18, а для ответвлений от магистральных газопроводов— 1,33.

Трассу газопровода следует выбирать максимально прямолинейной и по возможности проходящей по открытой местности со спокойным рельефом. При выборе трассы следует избегать пересечения мест залегания полезных ископаемых; участков с оползнями; болот, заболоченных земель и затапливаемых участков; орошаемых плантаций и угодий ценных культур (садов, виноградников и др.); солончаков; действующих оврагов и других естественных и искусственных препятствий. Пересечение допускается в том случае, если обход невоз­можен или экономически нецелесообразен.

Переходы газопровода через естественные или искусственные препятствия осуществляются в одну или несколько ниток. При пересечении железных дорог и автомобильных дорог первой и второй категории расстояние между параллельными газопроводами должно составлять не менее 30 м. При пересечении водных преград это расстояние принимается от 30 до 50 м. Не разрешается прокладка магистральных газопроводов по территориям городов, населенных пунктов и промышленных предприятий; в одном тоннеле с железными и автомобильными дорогами, электрическими кабелями и другими трубопроводами; по автомобильным и железнодорожным мостам. Между магистральным газопроводом и границей города, населенного пункта или строением и сооружением должны выдерживаться расстояния от 25 до 250 м в зависимости от давления газа, диаметра газопровода и типа сооружения.

Для отключения отдельных участков газопровода на ремонт или ликвидации аварий на газопроводе устанавливается отключающая арматура не реже чем через 15—25 км. Отключающая арматура имеется также на каждом ответвлении от магистрального газопровода; с двух сторон пересечения водных преград; при прокладке газо­провода по мосту по обеим сторонам моста; на участках, примыкающих к компрессорным станциям.

Головные сооружения, компрессорные станции, газораспределительные станции и контрольнорегулягорные пункты должны иметь обводные линии с отключающей арматурой. Для выпуска газа из участка газопровода, расположенного между отключающей арматурой, должны предусматриваться продувочные свечи/

Переходы газопровода через железные и автомобильные дороги (осуществляют в защитном кожухе диаметром, на 100—200 мм превышающем диаметр газопровода. Пространство между газопроводом и кожухом на его концах герметизируется сальниковыми уплотнениям; а от одного из концов кожуха отводится вытяжная свеча.

При пересечении водных преград газопровод прокладывают в траншее по дну реки, озера. Такой подводный переход называется дюкерам. При ширине водной преграды более 20 м дюкер прокладывают в две «нитки», а при пересечении больших судоходных рек—в три. Диаметр нитки выбирают таким, чтобы при отключении одной нитки пропускная способность магистрального газопровода почти не снижалась. В зависимости от ширины преграды и диаметра газо­провода расстояние между нитками принимается от 30 до 50 м. Для обеспечения устойчивого положения дюкера и придания ему надлежащей криволинейности согласно профилю дна на газопроводе устанавливают грузы. Газопроводы нагружают также на пойменных участках с высоким уровнем грунтовых вод.

Для подачи газа из магистрального газопровода мелким потребителям в количестве 50—100 м³/ч используют небольшие пункты редуцирования, которые изготовляют на заводе и доставляют на трассу в собранном виде.

Хранилища газа. Необходимость хранения газа возникает в силу неравномерности его потребления. В часы, когда подача газа в город превосходит его потребление, излишки газа необходимо направлять в газохранилище с тем, чтобы в часы пик аккумулированный газ направить в город. В настоящее время для хранения газа используют:

• газгольдеры постоянного объема высокого давления;

• концевые участки магистральных газопроводов;

• надземные хранилища.

Газгольдеры и газгольдерные емкости магистральных газопроводов используются только для выравнивания суточного графика потребления. Сезонная неравномерность этими способами покрыта быть не может.

Газгольдеры высокого давления представляют собой стальные цилиндрические или шаровые резервуары Ввиду большой металлоемкости и высокой стоимости газгольдерные станции в настоящее время не строят. Для покрытия суточ­ной неравномерности потребления газа широко используют аккуму­лирующую емкость последнего участка магистрального газопровода. Работа последнего участка газопровода резко отличается от работы предыдущих участков, которая характеризуется стационарным режимом, ибо расходы газа в начале и конце участка одинаковы. Количество газа, поступающее в последний участок газопровода, практически постоянно, а отбор газа — переменный в зависимости от режима его потребления в городе. В ночное время имеет место провал потребления. В результате из газопровода отбирают газа меньше его поступления. Количество газа, находящегося в последнем участке газопровода, увеличивается, и давление в нем растет. В периоды повышенного потребления и пиковых нагрузок, когда отбор газа оказывается больше поступления, используют аккумулированный газ.

Для выравнивания сезонной неравномерности служат подземные хранилища газа. В качестве подземных хранилищ в первую очередь используют истощенные газовые и нефтяные месторождения. Если вблизи центров потребления газа таковые отсутствует, то хранилища сооружают в подземных водоносных пластах. В качестве подземных хранилищ используют пласты пористых пород. Хорошим коллектором является пласт, имеющий пористость не менее 15%. Во избежание потерь газа выбранный коллектор должен быть герметичным. Рабочая емкость газохранилища определяется верхним и нижним пределами допустимых давлений. Максимально допустимое давление в подземном газохранилище в основном зависит от глубины залегания пласта, плотности и прочности кровли и пород над хранилищем, геологических характеристик пласта и характеристик оборудования газохранилища. После извлечения газа из хранилища в нем остается определенный объем газа, который называется буферным или подушечным. Он создает минимально необходимое давление, обеспечивающее экономичную работу хранилища