Технологические схемы и оборудование ГРС и ГРП.

Газораспределительная станция (ГРС).

В зависимости от производительности, исполнения, количества выходных коллекторов ГРС условно делятся на три большие группы:

1. малой производительности 1-50 тыс.м³/ч – АГРС. Обычно размещаются в нескольких металлических шкафах (АГРС 1/3, Энергия-1, Энергия-3, Ташкент-1, Ташкент-2).

2. средней производительности 50-160 тыс.м³/ч – БКГРС. БК-ГРС-I-30, БК-ГРС-II-70, БК-ГРС-I-150. Данные ГРС выполнены в блочнокомплектном исполнении с одной или двумя выходными линиями потребителям. Часть технологического оборудования размещается в блок-боксах – РД, КИП и А, система отопления блоков, а другая часть размещается на открытой площадке – узлы очистки, одоризации, подогрева.

3. большой производительности 160-1000 тыс.м3/ч – ГРС и контрольнорегулирующие пункты, подающие газ к крупным промышленным объектам и районам.

Независимо от пропускной способности, числа потребителей, давления на входе и выходе, характера изменения нагрузки (расхода газа) технологическая схема ГРС состоит из следующих основных узлов: переключения; очистки газа; предотвращения гидратообразований; редуцирования высокого давления газа; измерения расхода газа; одоризации газа.

 

 

I,Iа, – узел переключения ГРС; П – узел очистки газа; Ш – узел подогрева газа для предотвращения гидратообразований; IV – узел редуцирования газа; V – узел замера газа; VI – узел одоризации газа.

ГРС имеет следующие вспомогательные сооружения: здания или шкафные блоки и огражденную территорию; сантехнические устройства – вентиляцию, отопление, водоснабжение и канализацию; электротехнические устройства, электрооборудование, электроосвещение, грозозащиту и защиту от разрядов статического электричества; устройства связи с диспетчером линейного производственного управления (ЛПУ) и потребителем газа; устройства электрохимической защиты.

Подключение ГРС к газопроводу-отводу высокого давления осуществляется через узел переключения, состоящий из входного и выходного (выходных) газопроводов, обводных (байпасных) линий, соединяющих входные и выходные газопроводы и оснащенных запорной арматурой (кранами, задвижками), предохранительных клапанов с переключающими трехходовыми кранами на каждом выходном газопроводе, изолирующих фланцев, свечей для стравливания газа на газопроводе высокого давления. Обводная линия оснащается двумя последовательно расположенными запорными устройствами (первое по ходу газа – отключающее, второе – для ручного регулирования). В условиях нормальной эксплуатации ГРС запорные органы байпасной линии должны быть закрыты.

Узел очистки газа на ГРС предусмотрен для предотвращения попадания механических примесей (пыли, песка, продуктов коррозии внутренней поверхности труб и т.п.) и жидкостей (газового конденсата, компрессорного масла, капельной влаги и т.п.) в технологическое и газорегуляторное оборудование и в средства контроля и автоматики ГРС в целом. В качестве аппаратов для очистки газов от механических примесей на ГРС применяются масляные мультициклонные и циклонные фильтры. Число очистных аппаратов выбирается исходя из величины производительности ГРС и допустимой скорости газа.

Узел регулирования давления газа в зависимости от пропускной способности ГРС состоит из двух, трех, четырех и более линий редуцирования, часть которых является резервной. Каждая линия регулирования рассчитана на одну и ту же пропускную способность и оснащается регулирующими дроссельными органами и отключающими запорными устройствами. Узел редуцирования должен обеспечивать автоматическое регулирование давления газа регуляторами давления прямого действия или с пилотным управлением, а также регулирующими клапанами, работающими в комплекте с пневматическими регуляторами.

Узел измерения расхода газа, предназначенный для учета отпускаемого газа потребителям из магистрального газопровода, оснащается самопишущими расходомерами в комплекте с сужающими устройствами. Предусматривается установка манометров и термометров (показывающих или регистрирующих) для измерения давления и температуры газа. Число замерных линий, оснащенных диафрагмами и расходомерами, определяется исходя из режимов работы (изменений расхода газа) в процессе проектирования ГРС.

Узел подогрева газа служит для предотвращения гидратообразования на стенках трубопроводов в местах сужающих устройств, в клапанах регуляторов давления, импульсных линиях КИП.

Для обнаружения утечек и наличия газа в воздухе в газ вводят сильно пахнущие вещества – одоранты. В качестве одоранта в настоящее время используется этилмеркаптан, обладающий резким неприятным запахом. Одоризация газа производится на выходном трубопроводе из ГРС. Газ, поступающий бытовым потребителям, должен быть одорирован. Газ, поступающий на промышленные предприятия, может не подвергаться одоризации.

ГРП являются связующим звеном между ГРС и газовыми сетями и сооружаются на территории городов, поселков, промышленных и коммунальных предприятий. Они могут быть сетевыми, питающими отдельные участки распределительных сетей низкого и среднего давления и объектов, подающими газ конкретному предприятию. На ГРП осуществляется снижение давления и автоматическое поддержание его на заданном уровне, производится очистка газа от механических примесей и защита трубопроводов от повышения давления. Для этого используется следующее оборудование: фильтры, предохранительные запорные клапана (ПЗК), регуляторы давления, предохранительные сбросные клапана (ПСК), запорная арматура, КИП и при необходимости узел учета газа, а также обводной газопровод (байпас) с двумя последовательно расположенными отключающими устройствами.

По величине давления газа на выходе ГРП классифицируют как: среднего – от 0,005 МПа до 0,3 МПа и высокого давления – 0,3 МПа до 1,2 МПа (ГГРП). В зависимости от назначения и технической целесообразности они могут размещаться в отдельно стоящих зданиях; в пристройках к зданиям; в шкафах, устанавливаемых на несгораемой стене.

По количеству линий редуцирования ГРП условно разделяют на группы:

1. характеризуется одной линией редуцирования с одним регулятором при наличии обводной линии (байпас);

2. имеет два подтипа:

2.1. подача газа осуществляется одному потребителю при наличии одной рабочей и одной резервная линии (без байпаса) при Р_вх=0,6МПа и Q>5000м³/ч.

1 – термометр; 2 – манометры (показывающий и регистрирующий); 3 – запорная

арматура; 4 – фильтр; 5 – дифманометр, определяющий засоренность фильтра; 6 – узел измерения расхода газа; 7 – предохранительное запорное устройство; 8 – регулятор давления; 9 – импульсный трубопровод; 10 – гидравлическое ПСУ; 11 – свеча сбросная; 12 – обводной газопровод (байпас); 13 – свеча продувочная.

Для защиты выходных газопроводов от превышения установленного давления на ГРП имеются предохранительные запорные клапаны (ПЗК), сбросные клапаны (ПСК).

ПЗК устанавливают перед регулятором давления для автоматического отключения потока газа при повышении или понижении давления газа.

ПСК устанавливают за регуляторами давления на выходе из ГРП. Они обеспечивают сброс газа при превышении давления после регулятора. Производительность сброса должна определяться следующим образом:

1. при наличии ПЗК пере РД

Q_сброса≥0,0005Q₀ – расчетная производительность ГРП при н.у., м³/ч.

2. при отсутствии ПЗК перед РД

Q_сброса≥0,01Q₀, если РД с золотниковыми заслонками;

Q_сброса≥0,02Q₀, если в качестве РД используются регулирующие заслонками.

Для очистки газа от механических частиц на ГРП устанавливают фильтры. В зависимости от пропускной способности и входного давления применяются фильтры различных модификаций: сетчатые (dу<50мм), сварные волосяные (dу>50мм). На ГРП с большим расходом применяют также висциновые фильтры.

Очистка газа повышает надежность работы всего оборудования ГРП (ГРУ): отключающих устройств, регуляторов давления, предохранительных устройств, узлов учета расхода газа.

Управление режимом работы в системе газоснабжения осуществляют с помощью регуляторов давления, которые являются основными узлами ГРС, ГРП, ГРУ, предназначенными для снижения и автоматического поддержания заданного (требуемого) давления газа перед потребителем, независимо от интенсивности расхода и начального давления газа. Под автоматическим регулированием понимают дросселирование потока газа, которое происходит без вмешательства человека и поддерживается на заданном уровне. При этом снижение давления идет независимо от отбора газа потребителем.

Регулирование давления газа осуществляют путем автоматического изменения степени открытия дросселирующего узла регулятора, вследствие чего автоматически изменяется гидравлическое сопротивление потока газа. При увеличении гидравлического сопротивления перепад давления на дросселирующем узле возрастает и давление за регулятором снижается и наоборот.

Регулятор давления запоминает заданное давление в системе регулирования, определяет его в данный момент времени, сравнивает заданное давление с имеющимися в данный момент и при разности значений выдает управляющую команду, направленную на уменьшение этой разницы, поддерживая при этом после себя требуемое давление.

Регулятор давления состоит из дросселирующего и реагирующего узлов. Реагирующий узел (в дальнейшем мембранный привод) изменяет заданный параметр: выходное давление. Дросселирующий узел – седло и плунжер – изменяет количество протекающего через него газа. Мембранный привод и дросселирующий узел соединены исполнительным узлом, который выполняет команду мембранного привода для восстановления заданного параметра выходного давления.

При равновесном состоянии системы регулирования количество газа в газопроводе остается постоянным. Приток газа Q_пр в систему регулирования равен количеству отбираемого, т.е. его расходу Q_расх. Следовательно, условием равновесия системы является равенство Q_пр=Q_расх. При этом давление после регулятора сохраняет свое постоянное значение Р₂ = const. Если равновесие будет нарушено вследствие изменения расхода газа, т.е. Q_пр ¹ Q_расх, тогда будет изменяться и заданное выходное давление Р₂.

Для обеспечение нормальной работы РД он должен быть выбран по размеру так, чтобы при режиме Q_max оставался запас хода на 10-15% до полного открытия и при Q_min 10-15% до полного закрытия.

Режимами срабатывания РД являются:

1. нормальный режим, когда Q_пр=Q_расх. Открытие РД составляет 80% от Q_расч при Q_max.

2. аварийное открытие, когда Q_пр>Q_расх, открытие на 100%. При росте Р₂ срабатывает или контрольный регулятор или пневмокран, т.к. они рассчитаны на 1,1Р_раб.

3. аварийное закрытие, когда Q_пр<Q_расх и Р₂ ниже требуемого, тогда в работу включается резервная нитка. Она рассчитана на 0,9Р_раб. В этом случае рабочая нитка закрывается и ГРС работает по резервной нитке до тех пор, пока Р_вх не сравняется с заданным.

Хранение природного газа.

Потребление газа бытовыми, коммунальными и промышленными потребителями носит неравномерный характер.Существует несколько способов покрытия пика неравномерности потребления:

1. подземное хранение газа;

2. использование баз сжиженного газа (пропана и бутана);

3. использование баз сжиженного природного газа (метана);

4. использование аккумулирующей емкости последних участков магистральных газопроводов;

5. хранение газа в трубах под высоким давлением;

6. хранение газа в газгольдерных станциях.

Для каждого из этих способов имеется определенная область, в которой применение его наиболее эффективно.

Также могут использоваться буферные потребители, котельные, которые должны быть рассчитаны на работу на двух видах топлива и быстрый переход с одного вида топлива на другой.

Покрытие сезонной, внутримесячной и внутринедельной неравномерности потребления может осуществляться с помощью подземных хранилищ и крупных буферных предприятий.

Для подземных газохранилищ обычно используется истощенные газовые и нефтяные месторождения. Вблизи большинства крупных городов нет истощенных газовых и нефтяных месторождений. Поэтому для хранения около городов используются водоносные пласты.

Газгольдеры являются сложными инженерными сооружениями, снабженными специальными устройствами для регулирования основных параметров хранимых газов (количества, агрегатного состояния, давления, температуры, состава и др.).

В зависимости от рабочего давления газгольдеры подразделяются на два класса: низкого давления (1,7¸4,0 кПа) и высокого давления (70¸3000 кПа).

Принципиальное различие между газгольдерами низкого и высокого давления заключается в том, что рабочий объем первых является переменным, а давление газа в процессе наполнения или опорожнения остается неизменным или изменяется очень значительно, тогда как геометрический объем газгольдеров высокого давления остается постоянным, а давление при наполнении изменяется от первоначального до рабочего в заранее заданных пределах, определяемых параметрами технологического процесса, а также прочностью и надежностью сооружения.

Газгольдеры низкого давления по конструктивным и технологическим особенностям делятся на 2 группы: мокрые и сухие.

Газгольдеры постоянного объема могут быть цилиндрическими (вертикальными и горизонтальными), а также сферическими.

Основным и наиболее экономичным способом является подземное хранение газа.

В качестве подземных хранилищ используются пласты пористых пород, истощенные газовые и нефтяных месторождения, водоносные пласты, соляные купола, искусственные выработки.

Газ, закачиваемый в подземное хранилище, подвергается сжатию в компрессорах до необходимого давления (12-15 МПа). В состав подземного хранилища входя компрессорные цехи, блоки очистки газа и газораспределительные пункты.

Хранение в истощенных нефтяных и газовых месторождениях используется для хранения больших количеств природного газа, если они расположены недалеко от районов потребления. В истощенных нефтяных залежах при хранении газа часть тяжелых углеводородов оставшейся нефти переходит в газообразное состояние и извлекается из пласта вместе с хранимым газом. В этом случае требуется проектирование установок для их разделения. При проектировании хранилищ в истощенных газовых месторождениях основываются на принципе проектирования разработки газовых месторождений.

 

Сжиженные углеводородные газы (СУГ).

СУГ состоит из углеводородных соединений, которые при нормальных условиях являются газами, а при сравнительно небольшом повышении давления переходят в жидкое состояние. При снижении давления данная углеводородная жидкость легко испаряется и переходи в паровую фазу.

Основные источники для производства СУГ – попутные газы, газы стабилизации нефти, жирные газы газоконденсатных месторождений, газы нефтепереработки.

Сжиженные газы, используемые для газоснабжения потребителей, представляют собой технический пропан, технический бутан, а также их смесь. Для проектирования систем газоснабжения необходимо знать их свойства.

1. Плотность изменяется в зависимости от температуры.

,

где ρ_i – плотность i-го компонента;

х_i – массовая концентрация;

y_i- объемная (мольная) концентрация;

2. Удельный объем сжиженного газа (обратная величина плотности).

Жидкая фаза СУГ резко увеличивает свой объем при повышении температуры. и это всегда нужно учитывать при проектировании и эксплуатации.

Vж₁=Vж_0·[1+β(Т₂-Т₁)]

где Vж₁ – объем, соответствующий Т₂;

β – коэффициент объемного расширения.

3. Вязкость.

Кинематическая вязкость определяется по формуле:

υ_см = μ_см/ρ_см.

Динамическая вязкость:

μ_см=А·ехр(с/Т), (Па·с)

А, с – эмпирические коэффициенты, определяемые для каждого компонента газа.

4. Упругость насыщенных паров СУГ зависит от температуры окружающей среды и находится в равновесном состоянии когда Vконденсации = Vиспарения. При этом пары над жидкостью находятся в насыщенном состоянии, а давление, которое они оказывают на стенки сосудов называется упругим давлением насыщенных паров.

LgP_Si=A-B/(C+T), (Па)

где А, В, С – эмпирические коэффициенты.

Р_см=ΣР_i,

где P_i – парциальное давление:

P_i=x_i·Ps_i,

x_i – мольная доля компонента в жидкой фазе.

Также парциальное давление можно определить по закону Дальтона:

P_i=y_i·P_см

При наличии термодинамического равновесия между жидкость и паром должен выполняться закон Рауля-Дальтона:

x_i·Ps_i= y_i·P_см,

следовательно Ps_i/P_см=y_i /x_i=k_i – постоянная газового равновесия.

Зная данную величину и состав газа в одной фазе можно получить состав газа в другой фазе.

Специфические свойства:

1. При небольшом давлении сжиженный газ переходит из одного состояние в другое (жидкость-пар), поэтому его хранят, транспортируют и распределяют под давлением собственных паров;

2. В газообразном состоянии пары СУГ тяжелее воздуха, что и определяет многие приемы безопасной эксплуатации системы.

3. В жидком состоянии сжиженный газ почти в два раза легче воды, а коэффициент объемного расширения очень велико, поэтому при заполнении емкостей оставляют свободное пространство до 15% геометрического объема, т.е. емкости работают как сосуды высокого давления с заполнением на 85% независимо от температуры окружающей среды.

4. Вязкость сжиженного газа очень мала, что облегчает транспортировку по трубопроводам, но и благоприятствует его утечкам.

Транспорт СУГ осуществляется следующими способами:

1) по ж/д в специальных цистернах и вагонах, груженых баллонами;

2) автотранспортом в специальных автоцистернах и автомобилях, груженных цистернами и баллонами;

3) морским транспортом на специальных судах-танкерах;

4) речным транспортом на танкерах и баржах, груженных цистернами и баллонами;

5) авиатранспортом – в баллонах;

6) по трубопроводам.

Ж/д транспорт используют для перевозки СУГ, когда его невыгодно транспортировать по трубопроводу. Ж/д состав формируют из отдельных цистерн. Их устанавливают на двуосные тележки. Часто для перевозки СУГ по ж/д используют одно-габаритные цистерны объёмом 54 м³, а также ж/д цистерны с полным объёмом 98,3 м³ и полезным объёмом 83,5 м³.

Налив и слив верхний. Слив осуществляется: 1) созданием перепада давления между цистерной и рез-ром, путём нагнетания паровой фазы из резервуара в цистерну; 2)путём перекачивания специальными насосами.

Так же возможна перевозка в крытых вагонах в баллонах 27,50л.

Автотранспорт. Возможна перевозка в автоцистернах (до 300км) и в баллонах (до 50км). По назначению выделяют два типа цистерн – транспортные и заправочные.

Водный транспорт СУГ. Наиболее дешёвым считается морской транспорт танкерами. Типы танкеров: 1) с резервуарами под давлением; 2) с теплоизолированными резервуарами под пониженным давлением; 3) с теплоизолированными резервуарами с давлением, близким к атмосферному.

Трубопроводный транспорт. Перекачка осуществляется из насоса в насос. Данный транспорт имеет следующие особенности:

1) Минимальное давление в трубопроводе должно быть больше давления упругих паров для избежания образования паровой фазы;

2) Во избежание образования гидратов (газ осушается, используются ингибиторы, применяется герметичная арматура);

3) Во избежание кавитации средняя скорость движения СУГ должна быть во всасывающем трубопроводе не более 1,2 м/сек; в нагнетательном – не выше 3 м/сек.

4) В возвышенных, перевальных точках давление должно быть больше давление упругих паров с учетом давления запаса.

Хранение СУГ.

Хранилища по назначению подразделяются:

1) Хранилища, находящиеся на ГПЗ и НПЗ;

2) Хранилища на кустовых базах и портовых базах, и резервуарных парках;

3) Хранилища у потребителей газа;

4) Хранилища для сглаживания сезонной неравномерности потребления.

В зависимости от температуры и давления СУГ хранятся следующими способами:

1) Под повышенным давлением и температуре окружающей среды;

2) Под давлением, близким к атмосферному и низкой температуре (изотермическое хранение);

3) В твердом состоянии.

Хранение под давлением осуществляется в баллонах, резервуарах, подземных хранилищах шахтного типа и хранилищах в соляных пластах (разрабатываются впрыскиванием или закачиванием воды; эксплуатируются с рассольной схемой и без нее).

Типы баллонов: 5-тилитровые без обечайки с воротником, 27-литровые баллоны с обечайкой и воротником, 50-литровые с обечайкой и колпаком.

Также используются резервуары стальные (вертикальные и горизонтальные, цилиндрические и сферические).

Сферические резервуары по сравнению с цилиндрическими имеют более совершенную геометрическую форму и требуют меньшего расхода металла на единицу объема емкости за счет уменьшения толщины стенки, благодаря равномерному распределению напряжений в сварных швах и, по контуру всей оболочки. Однако снабжение хранилищ этими резервуарами пока ограничено из-за трудностей, возникающих в процессе изготовления.

Сферические резервуары объемом 600 м³ применяются в основном для хранения бутана на хранилищах заводов-изготовителей.

Цилиндрические резервуары с эллиптическими днищами объемом 25, 50, 100, 175 и 200 м³ устанавливаются горизонтально и получили в нашей стране большее распространение и используются на всех видах хранилищ сжиженного углеводородного газа. Максимальное расчетное давление для пропановых резервуаров – 1,8 МПа, для бутановых – 0,7 МПа, что соответствует климатической зоне с самой высокой расчетной температурой (328 К). Минимальная температура в надземных резервуарах для территории РФ может достигать 233 К. Установку резервуаров следует предусматривать, как правило, наземную, подземная установка допускается при невозможности обеспечения установленных минимальных расстояний до зданий и сооружений, а также для районов с температурой наружного воздуха ниже минимально допустимой.

Применение изотермическое хранение достигается путем искусственного снижения упругости паров хранимого сжиженного газа, что, в свою очередь, приводит к его охлаждению или, наоборот, сжиженный газ искусственно охлаждается, что приводит к снижению упругости его паров. При температуре -42ºС сжиженный пропан можно хранить уже не при повышенном давлении, а при атмосферном, в результате чего уменьшается расчетное давление при определении толщины стенок резервуаров. Достаточно, чтобы стенки выдерживали только гидростатическое давление хранимого продукта, что дает возможность применять тонкостенные резервуары. Это позволяет сократить расход металла в 8¸15 раз в зависимости от хранимого продукта и объема резервуара.

Используются следующие технологические схемы: с комплексной холодильной установкой; с буферной емкостью; с промежуточным хладагентом и льдопородный резервуар.

Хранение в твердом состоянии осуществляется в брикетах, которые представляют собой ячеистую высококонцентрированную эмульсию, состоящую из полимера 5% и СУГ 95%. Полимер образует ячейки, в которых закупоривается СУГ. Для предохранения от воздействия внешних сил на его поверхность наносят слой раствора поливинилового спирта. После высыхания образуется твердая пленка. Брикеты выполняются весом 200, 400 и 800 грамм и упаковывается в коробки