Бурдочкин Ю.С. Энергоснабжение объектов и производственная энергетика
Подождите немного. Документ загружается.
111
Рисунок 5.1 - Схема газовой скважины:
1 - колонна кондуктора; 2 – эксплуатационная колонна Ø150 мм; 3 -
колонна фонтанных труб Ø80 мм; 4 – переводная катушка; 5- коренная
задвижка; 6 – регулирующие штуцера; 7 - башмак колонны; р
n
– пластовое
давление; р
з
- забойное давление; b - глубина вскрытия пласта; h - мощность
пласта
Стенки образовавшейся скважины (рисунок 5.1) укрепляют стальными
обсадными трубами. Первую колонну обсадных труб называют кондуктором.
Трубы кондуктора диаметром 225-400 мм опускают обычно не ниже 300 м.
Пространство между скважиной и колонной кондуктора заливают цементом до
уровня земли.
Вторая колонна обсадных труб, опускаемая внутрь кондуктора, является
эксплуатационной
с диаметром труб 125-200 мм. В большинстве случаев ее
112
опускают в продуктивный пласт. Пространство между эксплуатационной
колонной и скважиной, начиная с низа колонны, заливают цементом. Обсадная
труба предохраняет скважину от обрушения и проникновения в продуктивный
пласт воды из верхних горизонтов, а также предохраняет газоносный пласт от
потерь газа в вышележащие слои. Верх эксплуатационной колонны крепят в
колонной головке.
Внутрь эксплуатационной
колонны опускают колонну фонтанных труб, по
которой происходит движение газа от забоя к устью скважины. Колонну
фонтанных труб крепят в трубной головке, которую устанавливают на
колонной головке. В зависимости от дебита скважины фонтанные трубы могут
иметь диаметр 50 - 100 мм. На трубной головке устанавливают фонтанную
арматуру, по отводам которой происходит эксплуатация скважины.
Добываемый из месторождений природный газ обычно содержит
различные твердые и жидкие примеси в виде песка, пыли, воды, окалины,
сернистых соединений и др. Твердые примеси, находящиеся в газах,
отрицательно влияют на работу регулирующих, запорных, контрольно-
измерительных устройств и трубопроводов, приводят к преждевременному
износу и выходу их из строя.
Водяные пары и конденсат
, содержащиеся в газе, вызывают серьезные
эксплуатационные затруднения. При определенных внешних условиях
(температуре и снижении давления) влага может конденсироваться,
образовывать ледяные пробки и кристаллогидраты, а в присутствии
сероводорода вызывать коррозию трубопроводов и оборудования. Во
избежание перечисленных негативных последствий газ на промыслах очищают
от механических примесей, осушают, очищают от сероводорода и углекислого
газа и одоризируют.
От механических примесей газ очищают в аппаратах сухого и мокрого
отделения пыли различного принципа действия: гравитационных и циклонных
сепараторах. Работа последних основана на использовании центробежных сил,
благодаря которым твердые частицы отбрасываются к стенкам сепаратора и
оседают в нем на дне.
К аппаратам мокрого отделения относятся главным образом масляные
пылеуловители. Принцип действия этих аппаратов
основан на смачивании
взвеси промывочной жидкостью, которая впоследствии отделяется от газового
потока и выводится из аппарата для регенерации или отстоя и затем снова
возвращается в аппарат.
Для осушки газа применяют следующие способы: абсорбционные, т.е.
поглощение водяных паров жидкостями, адсорбционные, т.е. поглощение
водяных паров твердыми сорбентами, и физические - простое охлаждение или
охлаждение с последующей абсорбцией. Широкое распространение получил
абсорбционный способ осушки газа диэтиленгликолем и триэтиленгликолем,
водные растворы которых обладают высокой влагоемкостью, нетоксичны, не
вызывают коррозии металлов.
113
Для очистки газа от сероводорода (Н
2
S) широкое распространение
получил этаноламиновый способ. При очистке газа от H
2
S моноэтаноламином
улавливается и диоксид углерода.
Одоризация газа. Природный газ не имеет запаха. Поэтому для
своевременного обнаружения утечек газа ему придают запах - газ одоризируют.
В качестве одоранта применяют этилмеркаптан, который имеет резкий
неприятный запах. Количество вводимого в газ одоранта должно быть таким,
чтобы при концентрации в воздухе газа, не превышающей 1/5 нижнего предела
взрываемости, ощущался резкий запах одоранта.
Газ
из скважины поступает в сепараторы, где от него отделяются твердые
и жидкие механические примеси. Далее по промысловым газопроводам газ
поступает в промысловые газораспределительные станции (ПГРС).
Здесь газ вновь очищают в масляных пылеуловителях, осушают,
одоризируют и снижают давление газа до расчетного, принятого в
магистральном газопроводе. Затем газ поступает в газотранспортную систему,
принципиальная
схема которой показана на рисунке 5.2.
Рисунок 5.2 - 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
При транспортировке газа давление в магистральных газопроводах
понижается, и для его повышения на
трассе газопроводов через 120-150 км
сооружают промежуточные компрессорные станции (ПКС). Для надежности
газоснабжения и возможности транспортирования больших потоков газа
современные магистральные газопроводы выполняются в две и более ниток. На
трассе газопроводов, для возможности проведения ремонтов, предусматривают
114
линейную запорную арматуру, которую устанавливают не реже чем через 25
км.
По пути прохождения газопровода вблизи городов или промышленных
узлов сооружают газораспределительные станции (ГРС).
Газораспределительные станции являются головными сооружениями при вводе
газа в населенный пункт. На ГРС давление газа понижают с помощью
регуляторов давления до уровня, необходимого для снабжения потребителей,
газ проходит
через фильтры, его одоризируют, после чего он поступает в
газовую распределительную сеть.
В связи с неравномерностью потребления газа как по периодам года, так и
в течение суток возникает необходимость его хранения и накопления. Вблизи
крупных потребителей сооружают подземные газовые хранилища. В качестве
подземных хранилищ используют пласты пористых пород, истощенные
газовые
и нефтяные месторождения и т.п. Во избежание потерь газа
газохранилище должно быть герметичным, т.е. кровля пласта должна состоять
из плотных пластичных глин или известняков и доломитов толщиной 5-15 м.
5.3 Газовые распределительные сети
Основным элементом городских систем газоснабжения являются
газопроводы, которые классифицируются по давлению и назначению. В
зависимости от максимального давления газа городские газопроводы
разделяются на следующие группы:
1) газопроводы низкого давления с давлением газа до 5 кПа;
2) газопроводы среднего давления с давлением от 5 кПа до 0,3 МПа;
3) газопроводы высокого давления II категории с давлением от
0,3 до 0,6
МПа;
4) газопроводы высокого давления I категории с давлением от 0,6 до 1,2
МПа.
Газопроводы низкого давления служат для транспортирования газа в
жилые, общественные здания и предприятия бытового обслуживания. В
газопроводах жилых зданий разрешается давление до З кПа, в газопроводах
общественных зданий и предприятий бытового обслуживания – до 5 кПа.
Газопроводы среднего и высокого давления
II категории служат для
питания распределительных сетей низкого и среднего давления через
газорегуляторные пункты (ГРП). Они также подают газ через ГРП и местные
газорегуляторные установки (ГРУ) в газопроводы промышленных и
коммунальных предприятий.
Газопроводы высокого давления I категории являются основными
артериями, питающими крупный город и промышленные предприятия. По ним
газ подают через ГРП
в сети среднего и высокого давления II категории.
Связь между газопроводами различного давления может осуществляться
только через газорегуляторные пункты.
По числу ступеней давления, применяемых в газовых сетях, системы
газоснабжения подразделяют на:
115
1) двухступенчатые, состоящие из сетей низкого и среднего или низкого и
высокого (до 0,6 МПа) давления;
2) трехступенчатые (рисунок 5.3), состоящие из газопроводов низкого,
среднего и высокого (до 0,6 МПа) давления;
3) многоступенчатые, в которых газ может подаваться по газопроводам
различных давлений.
Применение нескольких ступеней давления газа в городских сетях может
быть вызвано следующими обстоятельствами:
в городе имеются потребители,
которые требуют различных давлений газа; вследствие значительной
протяженности сетей возникает необходимость в среднем и высоком давлении;
по условиям безопасности и удобства эксплуатации в жилых районах
нецелесообразна прокладка газопроводов высокого давления.
Рисунок 5.3 - Трехступенчатая схема снабжения города газом:
1 – ГРС (газораспределительная станция); 2 - газгольдерная станция; 3 -
ГРП (газорегуляторный пункт) среднего давления; 4 - ГРП низкого давления; 5
- газопровод высокого давления; 6 - газопровод среднего давления; 7 -
газопровод низкого давления; 8 - магистральный газопровод от источника
газоснабжения
По назначению газопроводы можно разделить на следующие три группы:
1) распределительные, по которым газ транспортируется по
снабжаемой
газом территории, и его подают промышленным, коммунальным предприятиям
116
и в районы жилых домов. Распределительные газопроводы бывают высокого,
среднего и низкого давления, а по конфигурации – в зависимости от
планировки территории - кольцевыми и тупиковыми;
2) абонентские ответвления, подающие газ от распределительных сетей к
отдельным потребителям;
3) внутридомовые газопроводы, транспортирующие газ внутри здания к
отдельным газовым приборам.
Как уже ранее отмечалось, связь между
газопроводами различного
давления осуществляется через газорегуляторные пункты и газорегуляторные
установки.
Газорегуляторные пункты (ГРП) и установки (ГРУ) служат для
снижения давления газа и поддержания его на необходимом заданном уровне.
ГРП сооружают обычно для питания газом распределительных сетей, а ГРУ –
для питания отдельных потребителей. ГРП размещают в отдельностоящих или
пристроенных зданиях, оборудованных отоплением и вентиляцией. Пристройка
отделяется от здания глухой газоплотной стеной. В последнее время
разработаны и применяются
газорегуляторные пункты, располагаемые в
отапливаемых шкафах снаружи здания.
Для нормальной работы установленного в ГРП оборудования и
контрольно-измерительных приборов температура в помещении должна быть
не ниже +15
о
С. Вентиляция ГРП естественная, осуществляется с помощью
дефлектора и жалюзийных решеток, установленных внизу двери.
На рисунке 5.4 показан план и разрез помещения ГРП с установленным
оборудованием. Газ высокого и среднего давления проходит через фильтр 4,
предохранительно-запорный клапан 3 и поступает на регулятор давления 2, где
давление газа снижается до заданного и он выходит через
задвижку 1 в
распределительную сеть соответствующего давления. Чтобы во время ремонта
оборудования ГРП не было перерыва в газоснабжении, на технологической
линии предусматривается обводной газопровод 7 (байпас). Так как в этом
случае газ минует регулятор давления, то для снижения давления газа
прикрывается задвижка 6. Для замера давления в газопроводе до регулятора и
после него
служат манометры, устанавливаемые на щите 8.
Наружные сети газопроводов прокладываются как подземно, так и
надземно. На территории городов и населенных пунктов они прокладываются,
как правило, в грунте, по территории промышленных и коммунальных
предприятий - надземно.
Расстояния по горизонтали между подземными газопроводами,
различными сооружениями и другими коммуникациями должны быть в свету
не менее величин, указанных в СНиП (СНиП II – 60 - 75, СНиП II – 37 - 76).
Внутриквартальные (дворовые)
газопроводы можно прокладывать как
подземно, так и надземно: на опорах или по наружным стенам жилых и
общественных зданий.
117
Рисунок 5.4 - Газорегуляторный пункт:
1 - задвижка отходящего газопровода; 2 - регулятор давления; 3 -
предохранительно-запорый клапан; 4 - фильтр; 5 - задвижка; 6 - задвижка
обводного трубопровода; 7 - обводной трубопровод; 8 - щит с приборами
Газопроводы выполняют из стальных труб, соединяя их электросваркой. В
местах установки арматуры, газовых приборов и другого оборудования
применяют фланцевые и резьбовые соединения.
Глубина заложения газопроводов зависит от состава
транспортируемого
газа. При влажном газе трубы прокладывают ниже средней глубины
промерзания грунта; для осушенного газа глубина заложения должна быть не
менее 0,8 м от поверхности земли. Газопроводы прокладывают с уклоном не
менее 0,002 в сторону конденсатосборника, что предотвращает образование в
газопроводе водяных пробок.
Для выключения отдельных участков газопровода или отключения
потребителей устанавливают запорную
арматуру, размещаемую в колодце. При
изменении температурных условий газопроводы подвергаются растягивающим
118
или сжимающим усилиям - температурным деформациям, которые могут
разорвать сварной стык или задвижку. Для предохранения газопроводов от
температурных деформаций на них устанавливают линзовые компенсаторы,
которые ставят, как правило, в одном колодце с задвижкой (рисунок 5.5).
Кроме компенсации температурных деформаций компенсаторы позволяют
легко демонтировать и заменять задвижки и прокладки, так как компенсатор
можно сжать
и растянуть. Управление задвижками в газовом колодце выведено
на поверхность земли с помощью штока, защищенного в верхней части
металлическим колпаком.
Газопроводы являются наиболее опасными из всех видов городских
подземных коммуникаций, так как газ при повреждении газопровода может
просочиться через грунт, проникнуть в подвалы зданий, колодцы и каналы,
скопиться там, создавая
угрозу взрыва газовоздушной среды.
Рисунок 5.5 - Газовый колодец:
а) из бетонных колец; б) бетонный монолитный; 1 - днище; 2 - задвижка;
3 - верхнее кольцо; 4 - съемная плита; 5 - шпиндель задвижки; 6 - скобы; 7 -
среднее кольцо; 8 - люк; 9 - шлаковая вата; 10 - настил из досок; 11 – линзовый
компенсатор
5.4 Эксплуатация систем газоснабжения
Системы газоснабжения являются объектами повышенной опасности,
поэтому при их строительстве и эксплуатации должны особенно
119
неукоснительно соблюдаться требования СНиП и Правил безопасности в
газовом хозяйстве [15].
Опыт показывает, что дефекты строительства служат основной причиной
аварий и поломок газопроводов и нарушения режима работы системы, поэтому
качество работ следует тщательно контролировать в процессе строительства.
Этот контроль осуществляется как строительно-монтажной организацией, так и
техническим надзором службы эксплуатации предприятия газового
хозяйства.
Смонтированный газопровод с установленной арматурой и оборудованием
перед засыпкой грунтом осматривают. Если в результате осмотра установлено,
что монтаж произведен в соответствии с проектом, то производят продувку
газопровода воздухом для удаления окалины, засорений, влаги и приступают к
испытаниям. Перед испытаниями газопровод засыпают мелким грунтом слоем
20 - 25 см. Стыки у газопроводов перед
испытаниями не засыпают.
Испытания газопроводов производят сжатым воздухом в два этапа: на
прочность и герметичность. Испытательные давления для газопроводов
приведены в СНиП и в зависимости от рабочего давления составляют 0,6-1,5
МПа при испытании на прочность и 0,1-1,2 МПа при испытании на
герметичность. Длительность испытаний на прочность равна 1-3 ч‚ на
герметичность, от 1 до 48
ч в зависимости от давления и диаметра трубы.
Надземные газопроводы испытывают на прочность в течение 1 ч, а на
герметичность - в течение 30 мин. Дефектные места выявляют с помощью
смазки соединений мыльной эмульсией. Дефекты устраняют после снижения
давления в газопроводе до атмосферного. Испытания проводит строительно-
монтажная организация при участии представителя технадзора заказчика и
предприятия газового хозяйства. Результаты испытаний оформляются
соответствующими актами. Полностью смонтированный и выдержавший
испытания газопровод или объект комиссия принимает в эксплуатацию.
Приемка объекта оформляется актом, который является разрешением на ввод
объекта в эксплуатацию.
Задачей службы эксплуатации и профилактического ремонта является
поддержание газопроводов и сооружений на них в состоянии, обеспечивающем
безопасную эксплуатацию
и бесперебойное снабжение потребителей газом.
Для своевременного выявления мест утечек за газопроводами, их
оборудованием и арматурой устанавливают систематическое наблюдение.
Трассы газопроводов регулярно осматривают. При осмотре трассы проверяют
загазованность колодцев, а также загазованность других подземных
сооружений, расположенных на расстоянии до 15 м от оси газопровода. При
осмотре проверяют действие арматуры и производят мелкий
ремонт
оборудования. Указанные работы выполняет бригада обходчиков и слесарей.
Работы, связанные с присоединением к действующим газовым сетям,
ликвидацией утечек газа, ремонтом оборудования на действующих
газопроводах, ГРП, ГРУ, относятся к
газоопасным работам.
Газоопасные работы
выполняют бригады в составе не менее двух
человек. Наиболее ответственные работы производят под руководством
инженерно-технических работников; рабочие и инженерно-технический
120
персонал должны быть обучены и аттестованы, т.е. должны сдать экзамен на
знание “Правил безопасности в газовом хозяйстве” и соответствующих глав
СНиП [24] в объеме выполняемой ими работы.
При выполнении газоопасных работ рабочих снабжают противогазами:
при работах в колодцах и котлованах - шланговыми, при работе в помещениях -
изолирующими. При спуске в колодцы и
котлованы рабочие надевают пояса с
веревками, концы которых остаются наверху у наблюдающих за производством
работ.
Сварочные работы можно производить на газопроводах, находящихся под
давлением 200-1200 Па, или на выключенных и продутых воздухом
газопроводах. Запрещается производить сварку на отключенных, но не
продутых газопроводах. Проверку герметичности соединений и арматуры
следует производить только мыльной
эмульсией. Использовать огонь для этой
цели категорически запрещается. Сложные газоопасные работы выполняют по
специальным нарядам-допускам.
5.5 Снабжение потребителей сжиженными газами
Под сжиженными углеводородными газами понимают такие газы или их
смеси, которые при температуре окружающего воздуха и атмосферном
давлении находятся в газообразном состоянии, а при относительно небольшом
повышении давления (без снижения температуры) переходят в жидкости.
Основными источниками получения сжиженных газов являются попутные
нефтяные газы и газы конденсатных месторождений, которые на
газобензиновых заводах
разделяют на этан, пропан, бутан и газовый бензин.
Технические пропан и бутан, а также их смеси являются сжиженными газами и
используются для газоснабжения потребителей. В технических газах
присутствует небольшое количество газов легче пропана и тяжелее бутана.
Пропан, бутан и изобутан при нормальных условиях находятся в
газообразном состоянии, но при повышении
давления до 0,47 МПа (пропан),
0,115 МПа (бутан), 0,16 МПа (изобутан) и при t≤ 0°С они конденсируются в
жидкость. Это свойство делает их ценными источниками газоснабжения, ибо
транспортировать и хранить их можно в виде жидкостей, а сжигать - в виде
газа.
Для коммунально-бытового газоснабжения используются следующие
марки сжиженных газов: СПБТЗ - смесь пропана и
бутана технических зимняя;
СПБТЛ - смесь пропана и бутана технических летняя; БТ - бутан технический.
Деление составов на зимний и летний связано с наружными
температурами, от которых зависит фазовый переход жидкости в газ (упругость
паров сжиженных газов в баллонах на открытом воздухе или в подземных
резервуарах). В зимних условиях при низких температурах для
поддержания
необходимого давления в системах газоснабжения в составе сжиженного газа
должно быть больше легкого компонента (пропана), а летом его количество
может быть уменьшено.
Сжиженный газ, получаемый на газобензиновых заводах, транспортируют
в железнодорожных цистернах на газонаполнительные станции (ГНС). На ГНС