Эксплуатация газораспределительной станции с газопроводом-отводом

метки: Газопровод, Обеспечение, Эксплуатация, Надежный, Давление, Комплекс, Предел, Компонент

Российское акционерное общество “Газпром” учреждено в феврале 1993 г. Доля в мировой добыче газа 22%, доля в общественной добыче газа 94%. На магистральных газопроводах работает 672 компрессорных цеха с установленными на них 4 тыс. газоперекачивающих агрегатов суммарной мощностью 40.3 млн. квт. РАО располагает 23-мя подземными хранилищами газа с активной мощностью 53.4 млрд. м3. Компания владеет лицензиями на разработку 92-х газовых и газоконденсатных месторождений с промышленными запасами газа 32.2 трлн. м3, что составляет около 66 % всех запасов России и 22% мировых. В эксплуатации находятся 66 месторождений с запасами 17 трлн м3.

Место природного газа в топливном балансе в перспективе становится все более важным, что диктует необходимость вариантного подхода к предполагаемому его потреблению. В связи с этим перед газовой промышленностью поставлены задачи совершенствования техники и технологий транспортирования природного газа, разработки и внедрения новых способов его применения.

Природный газ представляет собой один из наиболее конкурентоспособных российских товаров на мировом рынке. Выручка от экспорта природного газа не только позволяет ОАО «ГАЗПРОМ» без государственных дотаций осуществлять капиталовложения и импортировать новейшие технологии и оборудование для модернизации отрасли, но и является одним из основных источников поступления свободно конвертируемой валюты в бюджет государства.

ОАО «ГАЗПРОМ» практически монопольный поставщик российского газа в страны как дальнего, так и ближнего зарубежья.

Природный газ считается основным энергетическим ресурсом страны до 2015 — 2020 годов. Мировая тенденция роста потребления природного газа (за последние 25 лет потребление природного газа удвоилось) обусловлена его эффективностью, как с экономической, так и с экологической точки зрения. Природный газ справедливо относят к категории экологически чистых энергоносителей.

В общем объеме производство первичных энергоресурсов для газа возросло до 50 % при снижении доли остальных в балансе топливно-энергетических ресурсов: нефти — 31 %, угля — 13 %, гидро — и атомной электроэнергии — 6 %. Положение с природным газом обстоит гораздо благополучнее, но основные проблемы заключаются в необходимости ввода в эксплуатацию новых объектов. Сдвиги в этом наметились еще в 1995 году, в связи с освоением новых крупных газоконденсатных месторождений на шельфе Северного моря — Разломовское и Штокмановское.

Нефть и газ. Природные источники и применение

... Состав природного газа и нефти Прежде всего, следует отметить, что состав природных горючих ископаемых сильно варьируется в зависимости от месторождения. Основной компонент природного газа - метан (до 95% по объему). Кроме метана в природном газе содержатся ...

В настоящее время газовая промышленность является ведущей отраслью ТЭК: удельный вес газа в производстве первичных энергоресурсов достиг 49 %; экспорт газа обеспечивает 16,5 % всех валютных поступлений России.

Энергетическая стратегия России предусматривает проведение в ближайшие 10-15лет новой структурной политики, основой которой является увеличение доли природного газа в суммарном производстве энергетических ресурсов и расширение его использования в экологически неблагоприятных промышленных центрах, а также в сельской местности.

Согласно прогнозу, добыча газа в целом по России к 2010 году возрастет до 782 млрд.куб.м. (в минимальном варианте).

При этом доля газа в топливно-энергетическом балансе будет продолжать возрастать и к 2010 году она составит уже 572 . В соответствии с поставленными задачами была разработана Концепция научно-технической политики ОАО «ГАЗПРОМ» на период до 2015 года. В ее основу были положены главные цели общества, на реализацию которых и ориентирована научно-техническая политика. Это:

• обеспечение энергетической безопасности России;
• полное удовлетворение потребностей населения, промышленности, сельского хозяйства и энергетики в природном газе, расширение газификации страны;
• оздоровление экологической обстановки в России за счет вытеснения газом других видов топлива;

• высокая надежность функционирования ЕСГ и бесперебойные поставки газа потребителям;
• поддержание высокого уровня обеспеченности добычи газа сырьевыми ресурсами;
• конкурентоспособность продукции и услуг ОАО «ГАЗПРОМ» на внутреннем и международном рынках;
• повышение прибыльности акционерного общества.

Был проведен системный анализ особенностей современного этапа развития газовой промышленности в части структуры и размещения сырьевой базы, состояния основных фондов, требований к ОАО «ГАЗПРОМ» со стороны государства, потребителей и общественности, касающихся надежности, экологической безопасности и других факторов, рыночных условий функционирования ОАО «ГАЗПРОМ», поскольку все эти факторы самым непосредственным образом влияют на основные направления научно-технического прогресса. В результате анализа выделены следующие особенности функционирования газовой промышленности в период до 2015 года:

• снижение эффективности поисково-разведочных работ;
• усиление роли природного газа в экономике страны ужесточает требования к надежности и безопасности работы ЕСГ;
• развитие газовой промышленности в рамках «Концепции перехода Российской Федерации к устойчивому развитию»;
• расширение сфер применения газа.

При формировании научно-технической политики необходимо предусматривать максимальное использование потенциала газосбережения и активно участвовать в этой работе.

Поставки газа на внутренний рынок — приоритетная цель ОАО «ГАЗПРОМ». С учетом этих факторов в Концепции сформулированы основные направления работ по созданию новой техники, оборудования, материалов и технологий в области геологии и разработки месторождений, бурения скважин, добычи и промысловой подготовки газа; освоения месторождений континентального шельфа, переработки магистрального транспорта и подземного хранения газа, защиты трубопроводов и других объектов от коррозии, охраны окружающей среды, энергосбережения, информатики и других, иначе говоря, всех основных видов деятельности Газпрома.

Более 25 лет Россия поставляет газ в страны Центральной и Западной Европы. Европейский рынок продолжает расширяться. Ожидается, что потребление природного газа в Европе к 2010 году превысит существующий уровень, при чем этот рост будет происходить во всех секторах экономики. В 1996 году экспорт российского природного газа составил 123,4 млрд.куб.м., что покрыло 19 % общей потребности западноевропейских стран. Для сохранения доли российского газа на европейском рынке экспортные поставки ОАО «ГАЗПРОМ» в перспективе должны возрасти.

Экспорт нефти и газа в России

... и основные аспекты экспорта нефти и газа из России, проблема государственного регулирования экспорта энергоносителей, основные рынки сбыта нефтегазового сырья. В ходе написания работы я исследовала как мировой рынок нефти и газа, так и российский. Представленные статистические материалы в ...

Возможность расширения экспорта российского газа с целью сохранения его доли на европейских рынках связано с созданием новых транспортных мощностей как в России, так и на транзитных территориях. При этом должно быть обеспечено решение следующих задач:

• Диверсификация экспортных потоков российского газа для повышения гибкости и надежности поставок;
• Устранение дефицита транспортных мощностей по уже подписанным контрактам на экспорт газа;
• Обеспечение готовности для дальнейшего расширения экспорта российского газа по мере развития рынка.

Комплексное решение всех этих проблем связано с созданием новой газотранспортной системы Ямал-Европа.

Прогнозируя развитие потребление природного газа, следует особо отметить влияние регионального фактора, т.е. характер и количество потребляемого газа, наличие магистральных газопроводов, степень развития газораспределительной сети, удаленность потребителей, а также уровень их подготовленности к переходу на газ.

Известно, что на газораспределительных станциях производится дроселирование газа, но его потенциальная энергия при этом безвозвратно теряется.

1.5 Автоматизация газораспределительной станции

На ГРС-3 в систему автоматизации включена “Защита 5”.

Устройство и работа комплекса

Назначение входящих в комплекс устройств

Комплекс состоит из щита автоматики ЩтА-83, комплексов “Момент-1”(состоящих из узлов управления кранами и устройств конечных выключателей) и переходных коробок ТАК КАК-1.

Щит ЩтА-83 предназначен для контроля давления на выходе ГРС, формирования пневматических сигналов управления кранами и включения электрической сигнализации в случае отклонения давления от заданного.

Комплексы “Момент-1” предназначены для местного управления кранами и для преобразования дистанционных пневматических команд управления, поступающих от щита ЩтА-83 в силовое давление газа, подаваемое в заданном алгоритме на краны, а также для отключения команд управления, осуществляемого пневматическими конечными выключателями, устанавливаемых на кранах.

Устройства электрической сигнализации предназначены для включения световой и звуковой сигнализации в помещении операторной в случае срабатывания комплекса при отклонении давления на выходе ГРС от номинального.

Переходные коробки ПК-1 предназначены для осуществления перехода с пневмокабеля или с полихлорвиниловых трубок, поступающих от щита ЩтА-83 на красномедные трубы 8х1, подключаемые к устройствам комплексов “Момент-1” и пневматическим конечным выключателям.

Функции, выполняемые комплексом

Комплекс предусматривает возможность:

изменения программы последовательности закрытия (открытия) кранов линий редуцирования автоматического режима работы;

• регулирования задержки времени на срабатывание комплекса в пределах от5 до 30 сек. с момента достижения давления на выходе ГРС значений срабатывания защиты;
• регулирование времени интервала формирования последовательных командных сигналов на закрытие (открытие) кранов линий редуцирования в пределах от 5 до 30 сек.

Комплекс обеспечивает:

при отклонении Р от номинального значения Рвых>1.05 Рном (Рвых<0.95 Рном), формирование пневматического сигнала управления на закрытие (открытие) одного крана согласно заданной программе;

• при дальнейшем сохранении условия Рвых>1.05 Рном (Рвых<0.95 Рном) последовательное, с регулируемым интервалом времени, формирование пневматических сигналов управления нга закрытие (открытие) второго и последующих кранов согласно заданной программе;

• при восстановлении давления до значения Рвых=Рном прекращение формирования с сигналов управления кранами.

Комплекс обеспечивает при повторном отклонении давления в сторону предыдущего отклонения до значений Рвых>1.05 Рном (Рвых<0.95 Рном) продолжение формирования сигналов управления на закрытие (открытие) кранов согласно заданной программе, начиная с первого незакрытого (неоткрытого) крана.

Технические данные

Диапазон контролируемого давления на выходе ГРС, МПа (кгс/см2)

0.2-2.5 (2-25) в зависимости от исполнения;

• Количество управляющих ниток редуцирования (включая байпасную) до 5;
• Общее количество управляющих пневмоприводных кранов Ру, МПа (кгс/см2) до 6;

Условное давление управляемых пневмоприводных кранов 6.4 (64) или 8.0 (80)

Условный диаметр управляемых пневмоприводных кранов Ду, мм 50, 100, 150, 200, 300, 400 , Диапазон изменения давления входных и выходных сигналов, кПа (кгс/см2) при “0”, в пределах 0-10 (0-0.1) при “1”, в пределах 110-154 (1.1-1.54) , Давление газа питания комплекса “Момент-1”, МПа (кгс/см2), в пределах 1.2-8.0 (12-80) , Давление газа или воздуха питания щита ЩтА-83, МПа (кгс/см2) в пределах 0.32-0.6 (3.2-6) , Давление воздуха или газа питания цепей управления, кПа (кгс/см2) 140+-14 (1.4+-0.14) , Напряжение питания электрической сигнализации комплекса постоянный ток, В 24+2.4-3.6 переменный ток, частотой (50+-1) Гц, В 220+22-33

2. Специальная часть

2.1 Проверочный гидравлический расчет газопровода-отвода

Цель расчета: Проверка давления на входе в газораспределительную станцию.

Исходные данные:

Таблица

Пропускная способность, qсут, млн. м3/сут.	8,4
Начальное давление участка газопровода, Рн , МПа	2,0
Конечное давление участка газопровода, Рк , МПа	1,68
Длина участка газопровода, L, км	5,3
Диаметр участка газопровода, dн х ,мм	530 х 11
Среднегодовая температура грунта на глубине залегания газопровода, tгр, 0С	11
Температура газа в начале участка газопровода, tн , 0С	21
Коэффициент теплопередачи от газа к грунту, k, Вт /(м20С)	1,5
Теплоемкость газа, ср, ккал/(кг°С)	0,6
Состав газа	[таблица 1]

Таблица 1 — Состав и основные параметры компонентов газа Оренбургского месторождения

Компонент	Химическая формула	Концентрация в долях единицы	Молярная масса, кг/кмоль	Критическая температура, К	Критическое давление, МПа	Динамическая вязкость, кгс·с/м2х10-7
Метан	СН4	0,927	16,043	190,5	4,49	10,3
Этан	С2Н6	0,022	30,070	306	4,77	8,6
Пропан	С3Н8	0,008	44,097	369	4,26	7,5
Бутан	С4Н10	0,022	58,124	425	3,5	6,9
Пентан	С5Н12	0,021	72,151	470,2	3,24	6,2

Для выполнения гидравлического расчета предварительно выполняем расчет основных параметров газовой смеси.

Определяем молекулярную массу газовой смеси, М см , кг/кмоль

где а1, а2, аn — объемная концентрация, доли единиц, [таблица 1];

• М1, М2, Мn — молярная масса компонентов, кг/кмоль, [таблица 1].

Мсм = 0,927 ·16,043 + 0,022

• 30,070 + 0,008
• 44,097 + 0,022
• 58,124 +

+ 0,021

• 72,151 = 18,68 кг/кмоль

Определяем плотность смеси газов, с, кг/м3,

где М см — молекулярная масса, кг/моль;

22,414 — объем 1 киломоля (число Авогадро), м3/кмоль.

Определяем плотность газовой смеси по воздуху, Д,

где — плотность газа, кг/м3;

1,293 — плотность сухого воздуха, кг/м3.

Определяем динамическую вязкость газовой смеси, см , кгс·с/м2

где 1, 2, n, — динамическая вязкость компонентов газовой смеси, кгс·с/м2, [таблица 1] ;

Определяем критические параметры газовой смеси, Ткр.см. , К

где Ткр1, Ткр2, Ткрn — критическая температура компонентов газовой смеси, К, [таблица 1];

• где Ркр1, Ркр2, Ркрn — критическое давление компонентов смеси, МПа, [таблица 1];

Определяем среднее давление газа на участке газопровода, Рср ,МПа

где Рн — начальное давление на участке газопровода, МПа;

• Рк — конечное давление на участке газопровода, МПа.

Определяем среднюю температуру газа по длине расчетного участка газопровода, tср ,°С,

где tн — температура газа в начале расчетного участка, °С;

• dн — наружный диаметр участка газопровода, мм;
• l — длина участка газопровода, км;
• qсут — пропускная способность участка газопровода, млн.м3/сут;
• относительная плотность газа по воздуху;
• Ср — теплоемкость газа, ккал/(кг°С);
• k- коэффициент теплопередачи от газа к грунту, ккал/(м2ч°С) ;
• е — основание натурального логарифма, е = 2,718.

Определяем приведенные температуру и давление газа, Тпр и Рпр ,

где Рср. и Тср. — соответственно средние давление и температура газа, МПа и К;

• Ркр.см. и Ткр.см. — соответственно критические давление и температура газа, МПа и К.

Определяем коэффициент сжимаемости газа по номограмме [рис.3] в зависимости от Рпр и Тпр .

Z = 0,9

Для определения пропускной способности газопровода или его участка при установившемся режиме транспорта газа, без учета рельефа трассы, пользуются формулой, q, млн.м3/сутки,

где dвн — внутренний диаметр газопровода, мм;

• Рн и Рк — соответственно начальное и конечное давления участка газопровода, кгс/см2;
• л — коэффициент гидравлического сопротивления (с учетом местных сопротивлений по трассе газопровода: трение, краны, переходы и т.д.).

Допускается принимать на 5% выше лтр;

• Д — относительный удельный вес газа по воздуху;
• Тср — средняя температура газа, К;
• ? — длина участка газопровода, км;
• Ж — коэффициент сжимаемости газа;
• Из формулы (4.13 ) выражаем Рк, , кгс/см2,

Гидравлический расчет выполняем в следующей последовательности. Определяем число Рейнольдса, Re,

где qсут — суточная пропускная способность участка газопровода, млн.м3/сут;

• dвн — внутренний диаметр газопровода, мм;
• относительная плотность газа;
• динамическая вязкость природного газа;
• кгс·с/м2;

• Так как Re >>
• 4000, то режим движения газа по трубопроводу турбулентный, квадратичная зона.

Коэффициент сопротивления трения для всех режимов течения газа определяется по формуле, лтр ,

где КЭ — эквивалентная шероховатость (высота выступов, создающих сопротивление движению газа), КЭ = 0,06 мм

Определяем коэффициент гидравлического сопротивления участка газопровода с учётом его усреднённых местных сопротивлений, л ,

где Е — коэффициент гидравлической эффективности, Е = 0,95.

По формуле (4.14) определяем давление в конце участка газопровода.

Вывод: Полученное значение давления соответствует эксплуатационному на конечном участке газопровода.

2.2 Проверочный механический расчет газопровода-отвода

Таблица

Цель расчета: Определить толщину стенки газопровода и проверить наличие осевых сжимающих напряжений, возникающих при эксплуатации газопровода.
Исходные данные:
Наружный диаметр газопровода, Dн, мм 530 х 11
Давление в газопроводе, Р, кгс/см2 55
категория прокладки IV
Коэффициент условий работы трубопровода, m 0,9
Коэффициент надежности по материалу, К1 1,4
Коэффициент надежности по назначению трубопровода, Кн 1
Для расчета следует использовать СНИП 2.05.06-85*
Определяем расчетное сопротивление растяжению (сжатию), R 1 ,кгс/см2
где R1н — нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений, которое следует принимать минимальному значению временного сопротивления.
Определяем расчетную толщину стенки , см
где n = 1,1 — коэффициент надежности по нагрузке. [3]
Полученную величину толщины стенки трубопровода округляем до ближайшей большей величины по сортименту труб. Принимаем толщину стенки 8 мм.
Определяем продольное осевое напряжение, GпрN, МПа