Блок подогрева газа
7. Список используемой литературы
1. Магистральный газопровод
Магистральный газопровод — это сложная система сооружений, предназначенных для транспортировки газа из районов его добычи или производства в районы потребления. Магистральный газопровод характеризуют высокое давление (до 55—75 кгс/см2), поддерживаемое в системе, большой диаметр труб (1020, 1220, 1420 мм) и значительная протяженность (сотни и тысячи километров). По характеру линейной части различают следующие магистральные газопроводы: 1) простые, с постоянным диаметром труб от головных сооружений до конечной ГРС, без отводов к попутным потребителям и без дополнительного приема газа по пути следования; их протяженность, как правило, незначительна, газ перекачивается за счет пластового давления без дополнительного компримирования; 2) телескопические, с различным диаметром труб по трассе; их сооружают при использовании пластового давления или одной головной компрессорной станции, причем на начальном участке укладывают трубы меньшего диаметра, чем на последующих; быстрое падение давления на головном участке даст возможность большей части газопровода работать под меньшим давлением; 3) многониточные, когда параллельно основной проложены дополнительно одна, две или три нитки газопровода того же или иного диаметра; с учетом перемычек образуется система газопровода; если параллельные нитки сооружают на отдельных участках, их называют лупингами (обводами); 4) кольцевые, создаваемые вокруг крупных городов для увеличения надежности газоснабжения и равномерной подачи газа, а также для объединения магистральных газопроводов в единую газотранспортную систему В соответствии со СНиП магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления подразделяются на два класса (табл. 1).
Классификация газопроводов Таблица 1
Объекты магистрального газопровода подразделяют на следующие группы: 1) головные сооружения; 2) линейная часть, или собственно газопровод; 3) компрессорные станции (КС); 4) газораспределительные станции (ГРС) в конце газопровода; 5) подземные хранилища газа (ПХГ) — резервные естественные емкости газа; 6) объекты ремонтно-эксплуатационной службы (РЭП); 7) устройства линейной и станционной связи (высокочастотной и селекторной), а также системы автоматизации и телемеханизации; 8) система электрозащиты сооружений газопровода от почвенной коррозии; 9) вспомогательные сооружения, обеспечивающие бесперебойную работу системы газопровода (ЛЭП для электроснабжения объектов и электрификации отключающих устройств, водозаборы, коммуникации водоснабжения и канализации и др.), 10) управленческий и жилищно-бытовой комплекс для эксплуатационного персонала. Управление магистральными газопроводами осуществляется по производственно-территориальному принципу. Все газопроводы распределены между газотранспортными предприятиями, подчиненными непосредственно Газотранспортные предприятия через диспетчерские службы обеспечивают заданные режимы работы компрессорных станций и оптимальное регулирование потоков газа в системе в соответствии с указаниями центрального диспетчерского управления единой системы газоснабжения (ЕСГ) страны.
2. Головные сооружения
Головными сооружениями магистрального газопровода называют производственный комплекс, размещающийся на стыке газового промысла и газопровода и осуществляющий всестороннюю подготовку газа к дальней Комплекс головных сооружений зависит от состава газа, добываемого на промысле и поступающего из газосборного пункта. Как правило, в этот комплекс входят установки по очистке газа от пыли и механических примесей, осушке и одоризации. В необходимых случаях включаются также установки по отделению от газа серы и высокоценных компонентов (гелия и др.). К головным сооружениям относят и компрессорную станцию, подключаемую на начальном участке газопровода. На территории этой станции, как правило, и размещается весь комплекс установок по подготовке газа. По магистральным газопроводам транспортируют следующие группы газов: · газ с чисто газовых месторождений, не содержащий тяжелых углеводородов; такой газ состоит в основном из метана СН4 (до 98%), остальную часть представляют предельные углеводороды (этан, пропан, бутан и пентан) и примеси азота, углекислого газа, иногда сероводорода, водорода, гелия и др.; · газ газоконденсатных месторождений; · попутный нефтяной газ, отделяемый при добыче нефти; · искусственный газ, получаемый путем сжигания горючих сланцев и пр. Газ, попадающий на головные сооружения магистрального газопровода со сборных пунктов промысла, содержит механические примеси (песок, пыль. металлическую окалину и др.) и жидкости (пластовую воду, конденсат, масло). Перед подачей в газопровод его очищают и осушают, так как без предварительной подготовки он будет засорять трубопровод, вызывать преждевременный износ запорной и регулирующей арматуры, нарушать работу контрольно-измерительных приборов. Твердые частицы, попадая в компрессорные установки, ускоряют износ поршневых колец, клапанов и цилиндров. В центробежных нагнетателях они ускоряют износ рабочих колес и самого корпуса нагнетателя. Жидкие примеси, скапливаясь в пониженных местах газопровода, будут сужать его сечение, способствовать образованию гидратных и гидравлических пробок. Для очистки газа от механических примесей используют горизонтальные и вертикальные сепараторы, цилиндрические масляные и циклонные пылеуловители. В сепараторах производится отделение примесей от газа. По принципу действия сепараторы делятся на объемные (гравитационные) и циклонные. В гравитационных аппаратах примеси оседают вследствие резкого изменения направления потока газа при одновременном уменьшении скорости его движения. В циклонных установках используются центробежные силы инерции, возникающие в камере при входе газа по тангенциальному вводу. Масляные цилиндрические пылеуловители представляют собой вертикальные цилиндрические сосуды со сферическими днищами. На головных сооружениях магистральных газопроводов их устанавливают группами в зависимости от необходимой пропускной способности. Размеры пылеуловителей по диаметру от 1000 до 2400 мм, по высоте от 5.8 до 8,8 м. В пылеуловителе имеются устройства, обеспечивающие контактирование газа с маслом и отделение твердых и жидких частиц от газа. Оседающий в пылеуловителе шлам периодически удаляют, загрязненное масло заменяют. Осушку газа на головных сооружениях осуществляют двумя способами: абсорбционным (с жидкими поглотителями) и адсорбционным (с твердыми поглотителями). Газ после пылеуловителей попадает в абсорберы, где очищается от взвешенных капель жидкости и водяных паров путем активного контакта с абсорбентом, чаще всего диэтиленгликолем. В последнее время определенное значение приобретает осушка газа твердыми поглотителями. В качестве адсорбентов применяют активированную окись алюминия, флюорит, боксит, силикагель или другие реагенты. Установка такой осушки состоит из группы адсорберов (не менее двух), подогревателя газа и теплообменников. Влажный газ после очистки от пыли поступает в адсорбер, где проходит через один или несколько слоев адсорбента. Периодически часть адсорберов отключают от системы для регенерации адсорбента. Для отделения от газа конденсата и воды с успехом используют низкотемпературную сепарацию, особенно при отборе газа из месторождений с высоким пластовым давлением. Газ из скважин без дросселирования подводят к установке и направляют во влагосборник для предварительной очистки. Затем в теплообменнике происходит его охлаждение холодным газом из сепаратора и Наиболее перспективной в настоящее время считается низкотемпературная сепарация с впрыском ингибитора гидратообразования непосредственно в поток газа. Недостатком этой схемы является использование в ней громоздких и металлоемких теплообменников типа «труба в трубе». Более эффективны кожухотрубчатые теплообменники с впрыском диэтиленгликоля. Для улавливания жидкости и твердых примесей, остающихся в газе после очистных устройств, на головном участке магистрального газопровода врезают конденсатосборники и предусматривают дренажные устройства. Практика показала, что наиболее эффективно это делать на восходящих участках газопровода. Чтобы обнаруживать и предотвращать возможные утечки газа, перед подачей в магистральный газопровод ему придают специфический запах с помощью одорантов — веществ, обладающих резким запахом (этилмеркаптан, сульфан, метилмеркантан, пропилмеркаптан и др.). Примерная среднегодовая норма расхода одоранта — 16 г на 1000 м3 газа. Одорированный газ достаточно длительное время сохраняет приобретенное качество и доходит к потребителям почти с начальной степенью одоризации. Применяют одоризационные установки барботажные, с капельным одоризатором и др. В последнее время широко используются автоматические одоризационные установки. Учитывая, что одоранты — легкоиспаряющиеся горючие жидкости, при обращении с ними требуется строго соблюдать меры безопасности. Головная компрессорная станция или установка комплексной подготовки газа (УКПГ) отличается от линейной тем, что на ее территории размещены все установки но подготовке газа к дальнему транспорту.
Популярное: Как вы ведете себя при стрессе?: Вы можете самостоятельно управлять стрессом! Каждый из нас имеет право и возможность уменьшить его воздействие на нас... Почему двоичная система счисления так распространена?: Каждая цифра должна быть как-то представлена на физическом носителе... Как распознать напряжение: Говоря о мышечном напряжении, мы в первую очередь имеем в виду мускулы, прикрепленные к костям ... Генезис конфликтологии как науки в древней Греции: Для уяснения предыстории конфликтологии существенное значение имеет обращение к античной... ©2015-2024 megaobuchalka.ru Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. (187)
|
Почему 1285321 студент выбрали МегаОбучалку... Система поиска информации Мобильная версия сайта Удобная навигация Нет шокирующей рекламы |