Эксплуатация ЛМГ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Среди основных видов современного транспорта ? автомобильного, железнодорожного, водного, воздушного; трубопроводный занимает особое место.

Доставка газа по железной дороге, водным транспортом и т.п. обходится дороже, чем по трубопроводам.

При транспортировке газа по трубопроводам потери, по-сравнению с другими видами транспорта газа - минимальны, благодаря высокой степени герметизации трубопроводов и перекачивающего оборудования. Кроме того, перевозка десятков и млн. тонн кубометров по железной дороге привела бы к существенному снижению пропускной способности железных дорог. Непрерывность и равномерность подачи газа по трубопроводу позволяет обеспечить ритмичную, четкую работу производств получающих топливо по трубопроводам. Отметим и такой важный фактор, как возможность быстрого строительства трубопроводов большой протяженности в самых сложных условиях. Ни автодороги, ни тем более железные дороги невозможно (при одинаковых затратах) построить в столь сжатые сроки, как трубопроводы.

Применяемые в настоящее время методы строительства трубопроводов позволяют практически полностью использовать сельским хозяйством землю вдоль трассы трубопровода. Тем самым уменьшается изъятие земель из сельскохозяйственного производства.

В общем случае магистральный трубопровод - может быть определен, как инженерно - техническое сооружение, предназначенное для непрерывного регулируемого транспорта на значительные расстояния больших количеств газа и других продуктов (нефти, нефтепродуктов, воды и т.п.).

В данном курсовом проекте, я хочу показать, на сколько важна роль трубопроводного транспорта газа, как в нашей стране, так и во всем мире. А также описать состав сооружений МГП, рассказать о технике безопасности и охране окружающей среды; и о других наиболее важных и актуальных вопросах.

1. Общая часть

1.1 Назначение и классификация магистральных газопроводов

К магистральным газопроводам относят трубопроводы и ответвления (отводы) от них диаметром до 1420 мм. включительно с избыточным давлением транспортируемого продуктом не выше 10 мПа предназначенные для транспортировки:

? природного и нефтяного углеводородного газа из районов их добычи (от головных КС) до мест потребления (ГРС городов и населенных пунктов);

? искусственного углеводородного газа от мест его производства (заводов по производству искусственного углеводородного газа) до мест потребления (ГРС городов и населенных пунктов);

? сжиженных углеводородных газов (пропана, бутана и их смеси) и других сжиженных углеводородов с упругостью насыщенных паров не выше 1,6 мПа при температуре 45°С из мест их производства (заводов по сжижению природных и искусственных углеводородных газов) до мест потребления (перевалочных баз, пунктов налива, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, портов, газораздаточных станций и пусковых баз);

? так же включают сюда магистральные конденсатопроводы, аммиакопроводы и др.

Диаметр МГП может изменяться от 150 до 1420 мм., а длина от десятком, до нескольких тысяч километров. Пропускная способность МГП может достигать 50 млн. м³/сутки.

МГП в зависимости от рабочего давления делятся на два класса:

I класс - при рабочем давлении от 2,5 до 10 мПа включительно;

II класс - при рабочем давлении от 1,2 до 2,5 мПа включительно.

Классифицируются по способам прокладки:

- надземный;

- наземный;

- заглубленный;

- подземный.

По конструкции:

- простой, не имеющий ответвлений и одного диаметра;

- сложный;

- кольцевой.

МТ и их участки подразделяются на категории и соответственно коэффициентам условной работы трубопровода при расчете ее на прочность, устойчивость и деформируемость:

- категория В (m=0,6) - относят трубопроводы на территории КС, СПХГ, ГРС. А так же трубопроводы в пределах территории ПРГ, ЛЧ Г/П и др.

- категория I (m=0,75) - относят трубопроводы проложенные через судоходные водные преграды, в русловой части и прибрежных участках и прибрежных участках длинной не менее 25 м каждый при диаметре трубопровода, до 1000 мм и более. Переходы через болота III-й категории при подземной прокладке и др.

- категория II (m=0,75) - относят переходы через болота II категории при подземной прокладке. Трубопроводы примыкающие к ГРС, а также участки за охранными кранами длинной 250 м и др.

- категория III (m=0,90) - относят переходы через автомобильные дороги V-й категории, включая участки длинной 15 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги. Трубопроводы проложенные в горной местности на полках и в тоннелях и др.

- категория IV (m=0,90) - относят трубопроводы проложенные в нормальных условиях.

В зависимости от способа прокладки МГП выделяют следующие категории:

I диаметр < 1200 мм - подземно (IV категория); наземно и надземно (III категория).

II диаметр 1200 мм и > - соответственно III и III категории.

III в северно - строительной климатической зоне относят соответственно к III и III категориям.

1.2 Состав сооружений линейной части магистрального газопровода

Современный МГП представляет собой сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы подготовке газа к транспортировке, компримированию и перекачке его по трубопроводу.

Кроме оборудования, необходимого для выполнения основных технологических процессов на МГП имеются установки вспомогательного назначения, обеспечивающие защиту газопровода от коррозии, электроснабжение, водоснабжение, связь и т.д. Состав сооружений МГП определяется его протяженностью, фракционным составом транспортируемого газа, в частности содержанием в газе CO₂, H₂S и влаги, требованиями потребителей использующих газ, к его составу и качеству, географическим положением и климатическими условиями района добычи газа и другими обстоятельствами.

В общем случае МГП включает в себя следующий комплекс сооружений и установок:

1. Подводящие трубопроводы, связывающие источник газа с головными сооружениями МГП.

2. Головные сооружения, в которые входят установки по очистке газа от механических примесей, CO₂ и H₂S, осушке газа, компрессорный цех, системы электроснабжения, водоснабжения и канализации.

3. Линейные сооружения трубопровода. К тем относят собственно трубопровод, линейные запорные устройства на трассе, переходы через естественные и искусственные препятствия, станции катодной и протекторной защиты, дренажные устройства. К линейным сооружениям относятся также ответвления от МГП, предназначенные для отвода части транспортируемого газа к отдельным пунктам и промышленным предприятиям, линии и сооружения технологической связи, постоянные дороги, расположенные вдоль трассы трубопровода, сооружения линейной службы эксплуатации.

4. Линейные (промежуточные) компрессорные станции, на которых газ, поступающий с предыдущей КС, компримируется, а затем транспортируется далее по ГП.

5. Подземные хранилища газа с компрессорными станциями, размещаемыми вблизи крупных потребителей газа или по трассе МГП.

6. Газораспределительные станции (ГРС), оборудованные регуляторами давления, устройствами для защиты городских сетей от повышения давления и контрольно-измерительными приборами (КИП).

Состав сооружений МГП может изменяться в зависимости от конкретных условий дальнего транспорта газа. Так, крупные МГП (большой протяженности) обычно имеют несколько компрессорных станций. Менее крупные МГП сооружаются только с одной головной компрессорной станцией или без нее. Не всегда сооружается хранилища для подземного хранения газа, установки по очистке газа от CO₂ и H₂S и т.д.

1.3 Назначение и типы компрессорных станций (КС), и их оборудование

Для того чтобы обеспечить перемещение больших объемов газа на большие расстояния по внутреннему пространству, в голове (начале) газопроводов большого диаметра создают давление в 7,5 мПа. В ближайшей перспективе, на вновь строящихся газопроводах начальное давление будет увеличено до 10-12 МПа. энергия, обеспечивающая передвижение газа, по МТ сообщается с компрессорными станциями. Однако энергия, переданная потоку газа в начале МТ, бистро снижается по мере перемещения, что приводит к снижению скорости передвижения потока. Если движущийся поток газа не будет получать дополнительную энергию, то давление во внутритрубном пространстве может уменьшиться до нуля, а движение потока газа может прекратиться. В связи с этим для компенсации потерь энергии в среднем через каждые 100-150 км. по длине МТ устанавливают промежуточные КС.

На МГП сооружают различны по назначению и конструктивным решениям КС:

а) По назначению и расположению на МТ, КС подразделяют на головные и промежуточные.

Головные Кс располагают в начале (голове). На головные КС (ГКС) природный газ поступает с газодобывающих предприятий (промыслов), подготовленный на установках комплексной подготовки газа (УКПГ) к дальнейшему трубопроводному транспорту. На ГКС газ поступает под давлением 2-4 МПа, а затем с помощью центробежных нагнетателей компримируется и подается в МГП под рабочим давлением.

Промежуточные КС предназначены для поддержания необходимого режима транспорта газа по всей длине МГП. Размещают промежуточные КС по трассе МТ в среднем через 100-150 км. Подключение промежуточных станций к МТ предусматривает возможность их отключения и пропуск газа минуя промежуточные КС.

б) по конструкции и объемно - планировочным решениям КС подразделяют:

- КС в традиционном исполнении;

- блочно - комплектные КС с размещением основных перекачивающих агрегатов в общих или индивидуальных зданиях;

- полностью блочно - комплектные, оборудование размещено в блок - боксах или блок - контейнерах.

в) По типу привода перекачивающих агрегатов КС подразделяют:

- с приводом от ГТУ;

- с приводом от электродвигателя.

В данном случае рассматривается промежуточные КС по объемно - планировочным решениям выполненная в традиционном исполнении, с приводом от ГПА от ГТУ.

1.4 Подземные хранилища газа: назначение, классификация, область применения

Подземное хранилище газа является основным средством аккумулирования объемов газа и регулирования его подачи в соответствии с сезонной неравномерностью потребления. Наилучшими аккумуляторами газа с экономической точки зрения служат хранилища, создаваемые в истощенных газовых и нефтяных месторождениях (рис. 1). Это объясняется тем, что газовая (нефтяная) залежь обычно полностью разведана, имеются сведения о площади газоносности (нефтеносности), мощности и параметрах пласта - коллектора, степени герметичности покрышки, добытых объемах газа жидкостей, начальном пластовом давлении и температуре, режиме эксплуатации скважин и т.д.

Кроме того, на месторождении пробурено определенное число эксплуатационных скважин, а также построены промысловые объекты, которые в дальнейшем можно использовать для подземного хранения газа.

Сооружение подземного хранилища газа в истощенном месторождении обычно выполняется в два этапа. На первом обычно осуществляется промышленное заполнение хранилища газом, на втором циклическая эксплуатация хранилища. При этом циклическая эксплуатация хранилища, порождаемая неограниченно долгое время, включает в себя два многократно повторяющихся цикла: отбор газа из хранилища в период пиковых нагрузок и закачку в хранилище в период провалов потребления.

Подземные хранилища газа, создаваемые в водоносных пластах образуются за счет вытеснения из пор породы жидкости и накопления газа под непроницаемой покрышкой. Пласт, в котором создается хранилище. должен быть представлен достаточно проницаемым и протяженным коллектором и иметь структурную форму, при которой находящийся в нем газ, всплывая, занимал бы стабильный во времени объем.

Для создания подземных хранилищ газа наиболее пригодны «открытые» геологические ловушки, представленные хорошо выраженными куполовидными поднятиями (антиклиналями), недалеко от которых имеется область питания или стока (Рис. 2.). Такие хранилища обычно сооружаются путем оттеснения воды на периферию пласта - коллектора за счет упругих свойств жидкости и горной породы.

Вывод - подземное хранение газа в больших объемах способствует:

1) удовлетворению сезонной неравномерности в газопотреблении и обеспечение ритмичной работы газовых промыслов и компрессорных станций газопроводов;

2) улучшению газоснабжения бытовых, коммуникальных промышленных потребителей;

3) созданию резерва газа для равномерной работы предприятий большей химии;

4) уменьшению капитальных и эксплуатационных затрат на транспорт газа (до 30%).

Подземное хранилище газа можно классифицировать:

I. Пористые резервуары:

а) истощенные залежи - газовые и газо - конденсатные;

б) водоносные пласты - естественные ловушки; искусственные ловушки;

в) залежи негорючих газов - N₂, CO₂, H₂S+CO₂;

II. Полые резервуары:

а) существующие горные выработки - шахты, рудники, тоннели;

б) специальные горные выработки - в каменной соли; в устойчивых и неустойчивых породах;

в) естественные полости - пещеры.

2. Расчетная часть

2.1 Технологический расчет газопровода

Состав газа: СН₄ - 97,2%; С₂Н₆ - 2,8%; С₃Н₈ - 0,9%; С₄Н₁₀ - 0,6%; С₅Н₁₂ - 0,7%; СО₂ - 0,5%; N₂ -3,3%.

Решение

1) Определяем расчетную суточную пропускную способность газопровода:

2) По графику 24 определяем рекомендуемую степень сжатия:

E₀=1,38

В соответствии с таблицей 12 принимаем ГПА ГТН - 6 с нагнетателями типа Н - 300 - 1,23, номинальная мощность ГПА 6000 кВт, номинальная подача 19 млн. м³/сут. Принимаем к установке три последовательно соединенных нагнетателя - 2 рабочих и один резервный. При этом давление Р_н=5,5МПа, а на приеме в первый нагнетатель Р_к=3,47 МПа. К рассмотрению принимаем диаметры труб D_н=820, 1020 мм.

Трубы изготовлены из стали 17Г1С для которых расчетное сопротивление равно R₁=260 МПа (за нормативное сопротивление принято временное сопротивление R_1н=510 МПа, коэффициент условий работы трубопровода принят m=0,9, коэффициент безопасности по материалу К₁=1,55 и коэффициент надежности К_н=1,1; R₁=R_1н·m/K₁·K_н)

3) Определим необходимые толщины стенок труб:

где коэф. перегрузки n=1,1

Принимаем по ГОСТ трубы размером 820 х 10 мм, 1020 х 12,5 мм.

4) Определяем коэф. гидравлического сопротивления труб. В соответствии с рис. 13 (Бунчук) трубы 820 и 1020 мм работают при квадратичном режиме.

(для квадратичного режима)

а) Определяем среднюю молекулярную массу газа по заданному составу:

б) Определяем плотность газовой смеси:

5) Определяем длину последнего перегона, приняв давление в конце газопровода 2 МПа:

6) Определим расстояние между КС:

7) Определяем необходимое число компрессорных станций:

К строительству принимаем: n₈₂₀=5 шт., n₁₀₂₀=1 шт.

8) Уточняем расстояние между станциями:

9) Определяем конечное давление:

10) Проведем экономическое сравнение рассматриваемых диаметров по укрупненным показателям.

Капитальные затраты на линейную часть. Согласно тбл. 9.3. (Щербакова Н.В. «ПСМТ») стоимость строительства 1 км трубопровода равна:

11) Капитальные затраты на сооружение КС. Согласно тбл. 9.2. стоимость строительства одной КС по три агрегата типа ГТ-6-750 равна К_кс=3,936 млн. руб.

12) Полные капитальные затраты:

13) Определим стоимость эксплуатации ЛЧ из тбл. 9.3:

Стоимость эксплуатации КС. По тбл. 9.2 стоимость эксплуатации типовой КС на три агрегата ГТН-6-750:

14) Полные эксплуатационные расходы:

15) Определяем приведенные годовые затраты:

16) Определяем себестоимость перекачки газа:

Вывод: Технико - экономическое обоснование показало, что наиболее выгодно сооружать трубопровод D=1020 мм, однако конечное давление не позволяет обеспечивать нужную степень сжатия т.к. мы принимаем для перекачки два ГПА подключенные последовательно, отсюда следует к проектированию принимаем трубопровод D=820 мм.

Список используемой литературы

магистральный газопровод компрессорный

1. Новоселов В.Ф. и др. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов/ В.Ф. Новоселов, А.И. Гольянов, Е.М. Мухратов. - М.: Недра, 1982.

2. СНиП 2.05.06-85.

3. Громов В.В., Козловский В.И. Оператор магистральных газопроводов. - М.: Недра, 1981.

4. Бунчук В.А. Транспорт и хранение нефти, нефтепродуктов и газа. - М.: Недра, 1977.

5. Щербакова Н.В. Перекачивающие станции магистральных трубопроводов. - Торжок: 2001.

6. Алиев Р.А., Березина И.В. и др. Сооружение и ремонт газонефтепроводов, газонефтехранилищ и нефтебаз. - М: НЕДРА, 1987.

Размещено на Allbest.ru