Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Ухтинский государственный технический университет

Методические указания:

Технологическая схема магистрального газопровода

Ухта 2006

Кодочигов, В.В. Технологическая схема магистрального газопровода [Текст]: метод. указания / В.В. Кодочигов, Н.А. Чикова. - Ухта: УГТУ, 2006. - 22с.

Методические указания предназначены для проведения практических занятий и лабораторной работы №2 по курсу «Проектирование газонефтепроводов» для студентов IV курса очной и безотрывной форм обучения специальности 130501 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

Методические указания рассматривают состав сооружений и классификацию магистральных газопроводов, построение технологической схемы и определение категорий участков магистрального газопровода.

Содержание указаний соответствует рабочей учебной программе.

Методические указания рассмотрены и одобрены на заседании кафедры ПЭМГ протокол № 4 от 20.01.2006 г.

Рецензент Никанорова А.Ю., главный специалист линейного отдела филиала

ООО «ВНИИгаз» - «СеверНИПИгаз»

Редактор Сальников А.В., к.т.н., доцент кафедры ПЭМГ

В методических указаниях учтены замечания рецензента и редактора

План 2006г., позиция 79.

Подписано в печать 29.03.06г. Компьютерный набор.

Объем 22с. Тираж 50 экз. Заказ № 198

Ухтинский государственный

технический университет, 2006.

169400, г. Ухта, ул. Первомайская, 13.

Отдел оперативной полиграфии УГТУ.

169400, г. Ухта, ул. Октябрьская, 13.

Содержание

1. Магистральные газопроводы. Состав сооружений магистральных газопроводов

1.1 Размещение запорной арматуры на магистральном газопроводе

1.2 Переходы магистральных газопроводов

2. Классификация и категории магистральных трубопроводов

3. Лабораторная работа № 2

3.1 Цель лабораторной работы

3.2 Последовательность выполнениялабораторной работы

4. Варианты заданий для выполнения лабораторной работы

4.1 Вариант №0

4.2 Вариант №1

4.3 Вариант №2

4.4 Вариант №3

4.5 Вариант №4

4.6 Вариант №5

4.7 Вариант №6

4.8 Вариант №7

4.9 Вариант №8

4.10 Вариант №9

Библиографический список

1. Магистральные газопроводы. Состав сооружений магистральных газопроводов

магистральный газопровод арматура переход

В соответствии со СНиП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы» к магистральным газопроводам относятся газопроводы и ответвления (отводы) от них диаметром до 1420 мм включительно, с избыточным давлением транспортируемого газа не выше 10 Мпа, предназначенные для транспортирования:

– природного или нефтяного углеводородного газа из районов их добычи (от промыслов), хранения до мест потребления (газораспределительных станций городов, населенных пунктов, промышленных предприятий);

– исскуственного углеводородного газа от мест его производства (заводов по производству исскуственного углеводородного газа) до мест его потребления (газораспределительных станций);

– товарной продукции в пределах компрессорных станций (КС), станций подземного хранения газа (СПХГ), дожимных компрессорных станций (ДКС), газораспределительных станций (ГРС) и узлов замера расхода газа (УЗРГ);

– импульсного, топливного и пускового газа для КС, СПХГ, ДКС, ГРС, УЗРГ и пунктов редуцирования газа (ПРГ).

В общем случае в состав магистральных газопроводов входят:

а) линейные сооружения или линейная часть;

б) надземные объекты магистрального газопровода к которым относятся:

– компрессорные станции;

– газораспределительные станции;

– станции подземного хранения газа;

– узлы замера расхода газа (УЗРГ).

В свою очередь в состав линейных сооружений магистрального газопровода входят:

– газопровод с отводами и лупингами;

– переходы через естественные и исскуственные препятствия;

– узлы подключения компрессорных станций;

– узлы очистки внутренней полости газопровода с узлами сбора продуктов очистки;

– узлы редуцирования;

– перемычки;

– линейная запорная арматура.

Кроме вышеперечисленных сооружений в состав магистральных газопроводов входят:

– установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопроводов;

– линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов, обеспечения электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов;

– здания и сооружения линейной службы эксплуатации газопроводов (дома линейных обходчиков, опорные пункты для размещения аварийных бригад);

– вдольтрассовые дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы газопровода, подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопроводов.

1.1 Размещение запорной арматуры на магистральном газопроводе

Для возможного отключения отдельных участков газопроводов на расстоянии не более 30 км по трассе предусматривается установка запорной арматуры.

Кроме того, установку запорной арматуры необходимо предусматривать:

- в начале каждого ответвления от трубопровода на расстоянии, допускающем установку монтажного узла, его ремонт и безопасную эксплуатацию;

– на входе и выходе газопроводов из УКПГ, КС, СПХГ и головных сооружений (охранные краны) на расстоянии, м, не менее:

газопровода диаметром 1400 мм - 1000;

менее 1400 мм до 1000 мм включительно - 750;

менее 1000 мм - 500;

- на ответвлениях к ГРС при протяженности ответвлений свыше 1000 м на расстоянии 300--500 м от ГРС;

- по обеим сторонам автомобильных мостов (при прокладке по ним газопровода) на расстоянии не менее 250 м;

- на обоих берегах болот III типа протяженностью свыше 500 м;

- на обоих берегах водных преград при их пересечении трубопроводом в две нитки и более.

На однониточных подводных переходах газопроводов через водные преграды установка запорной арматуры предусматривается при необходимости.

Запорная арматура служит для отключения участков газопровода и освобождения их от газа, продувки, заполнения и подключения вновь сооруженных или отремонтированных участков газопровода.

Запорная арматура на магистральном газопроводе устанавливается в виде крановых узлов, включающих обводные линии и продувочные свечи.

Установку продувочных свечей следует предусматривать на обоих концах участков газопроводов между запорной арматурой, на узлах подключения КС и узлах приема и пуска очистных устройств на расстоянии не менее 15 м от запорной арматуры при диаметре газопровода до 1000 мм и не менее 50 м -- при диаметре газопровода 1000 мм и более.

Диаметр продувочной свечи следует определять из условия опорожнения участка газопровода между запорной арматурой в течение 1,5--2 ч. Установку запорной арматуры и продувочных свечей следует предусматривать на расстоянии от зданий и сооружений, не относящихся к газопроводу, не менее 300 м.

1.2 Переходы магистральных газопроводов

Участки магистральных газопроводов полностью пересекающие те или иные естественные или искусственные преграды называются переходами. К естественным преградам относятся реки, водохранилища, озера, каналы, ручьи, болота, овраги, балки. К искусственным препятствиям - железные и автомобильные дороги.

Переходы газопроводов через водные преграды могут быть подводными и надводными. Границами подводного перехода, определяющими длину перехода являются:

- для многониточных переходов - участок ограниченный запорной арматурой, установленной на берегах;

- для однониточных переходов - участок, ограниченный горизонтом высоких вод (ГВВ) не ниже отметок 10% обеспеченности.

При ширине водных преград при меженном (среднем) горизонте 75 м и более пересечение водной преграды предусматривается с обязательной прокладкой резервной нитки. Для многониточных газопроводов необходимость строительства дополнительной резервной нитки определяется проектом независимо от ширины водной преграды.

Переходы газопроводов через железные и автомобильные дороги выполняются подземными, с углом пересечения, как правило, 90.

Участки трубопроводов, прокладываемых на переходах через железные и автомобильные дороги всех категорий с усовершенствованным покрытием капитального и облегченного типов, должны предусматриваться в защитном футляре, диаметр которых должен быть больше наружного диаметра трубопровода не менее чем на 200 мм. Концы футляра должны быть выведены на расстояния указанные в п. 6.32. 1 и на одном конце футляра предусматривается вытяжная свеча высотой от уровня земли не менее 5 м.

При параллельной прокладке двух и более магистральных газопроводов между ними следует предусматривать перемычки:

а) для газопроводов с одинаковым давлением - перемычки с запорной арматурой;

б) для газопроводов с различным давлением - перемычки с узлами редуцирования и предохранительными устройствами.

Перемычки следует размещать на расстоянии не менее 40 км и не более 60 км друг от друга у линейных кранов (до и после кранов), а также до и после компрессорных станций, между охранными кранами.

Перемычки на участках газопроводов, прокладываемых в макроклиматическом районе с холодным климатом, а также в труднодоступных местах, следует предусматривать у каждого линейного крана.

Минимально допустимое отношение внутреннего диаметра перемычки к внутреннему диаметру наименьшей из параллельных ниток газопроводов принимается равным не менее 0,7.

2. Классификация и категории магистральных трубопроводов

Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления в трубопроводе подразделяются на два класса:

I - при рабочем давлении свыше 2,5 до 10,0 МПа (свыше 25 до100 кгс/см2) включительно;

II - при рабочем давлении свыше 1,2 до 2,5 МПа (свыше 12 до 25 кгс/см2) включительно.

Кроме того в зависимости от способа прокладки, диаметра и характеристики местности, которую они пересекают, магистральные газопроводы и их участки подразделяются на пять категорий: В (высшая), I, II, III, IV (низшая).

Требования к магистральным газопроводам и их участкам соответствующих категорий в зависимости от условий работы, объема неразрушающего контроля сварных соединений и величины испытательного давления приведены в таблице 1 источника 1.

Категории магистральных газопроводов принимать по таблице 1.

Таблица 1 Категории магистральных газопроводов

Назначение трубопровода	Категория трубопровода при прокладке
	подземной	наземной и надземной
Для транспортирования природного газа:
а) диаметром менее 1200 мм	IV	III
б) диаметром 1200 мм и более	III	III
в) в северной строительно-климатической зоне	III	III

В таблице определены 3 источника 1, также и категории, к которым необходимо относить отдельные участки магистральных газопроводов.

Необходимость такой классификации объясняется различием условий, в которых будет находиться газопровод на тех или иных участках местности и возможными последствиями в случае разрушения трубопровода. Так если трубопровод проходит по равнине с плотными грунтами, то вероятность, каких либо неожиданных воздействий на трубопровод очень мала. В тоже время на трубопровод, пересекающий реку, могут в непредвиденных ситуациях (например, очень сильный паводок) действовать дополнительные гидродинамические силы, что может привести к разрушению трубопровода и как следствие попадание перекачиваемого продукта в водоем. Если в первом случае (при прокладке трубопровода по равнине) разрыв трубы приведет к потере определенного объема продукта, то во втором - к потере продукта и загрязнению реки.

На участках, где необходим более высокий уровень надежности не по природным условиям, а по условиям безопасности сооружений, расположенных вблизи трубопровода, несущая способность трубопровода должна полностью исключать их разрушение или вероятность разрушения сооружений должна быть не больше заданной.

3. Лабораторная работа № 2

3.1 Цель лабораторной работы

Изучение состава сооружений магистрального газопровода, классификации магистральных газопроводов и конструктивных требований к магистральным газопроводам.

Построение технологической схемы магистрального газопровода и определение категорий магистрального газопровода и его участков.

3.2 Последовательность выполнения лабораторной работы

1. Нанести условно линию оси магистрального трубопровода, масштаб выдерживать не обязательно, оставлять место для определения категорий у крановых узлов, ж/д, а/д, узлов подключения КС, ГС и т.д.

2. Нанести сооружения размещаемые на газопроводе - водные преграды (реки, болота), авто- и железные дороги, КС, подключение газопроводов-отводов (в соответствии с условными обозначениями) на рисунке 1.

Рисунок 1 Условные обозначения

1. 3. Выполнить расстановку запорной арматуры в соответствии с п.п. 4.124.22 1: - при этом расстановку арматуры начать от естественных преград на газопроводе (рек, при их пересечении с резервным дюкером, т.е. в 2 нитки в соответствии с п. 6.17 1 (при ширине водных преград при меженном горизонте 75 м и более) и рисунком 2.

4. В соответствии с таблицами 2,3 источника 1 разбить магистральный газопровод на участки и определить их категории.

Рисунок 2 Расстановка запорной арматуры на переходе газопровода Ду1420 мм через водную преграду

Понятия:

- отметка ГВВ 10% - отметка горизонта высоких вод 10% обеспеченности, т.е. отметка уровня воды в реке, которая может подняться 10 раз в 100 лет, ГВВ 2% обеспеченности соответственно 2 раза в 100 лет.

- меженный горизонт - средний горизонт, средняя отметка уровня воды.

Все вышеуказанные отметки указываются в материалах изысканий по гидрологическим изысканиям. Расстояния или отметки ГВВ 10% обеспеченности при заданных меженных горизонтах принимать самим, но больше ширины русла в межень, т.е. это будет расстояние между запорной арматурой на берегах рек при меженном горизонте 75 м.

Примечание: На однониточных подводных переходах газопроводов через водные преграды установка запорной арматуры предусматривается при необходимости. Расстановка запорной арматуры на ответвлениях к ГРС при протяженности свыше 1000 м показана на рисунке 3.

Рисунок 3 Расстановка запорной арматуры на ответвлениях к ГРС для газопровода Ду1420 мм

Примечание: при длине газопровода-отвода более 1520 км предусматривать узел запуска и приема очистного устройства перед ГРС.

Установка охранных кранов на выходе головных сооружений и на узле подключения КС приведена на рисунках 4 и 5.

Рисунок 4 Установка охранных кранов на выходе головных сооружений для газопровода Ду1420 мм: а - с узлом запуска поршня; б - без узла запуска поршня

Примечание: место установки охранных кранов от головных сооружений принимается от границ их территорий, КС -- от границ узла подключения КС к магистрали (от осей врезок крайних внешних всасывающего и нагнетательного газопроводов) . При удалении КС от магистрального газопровода на расстоянии свыше 700 м при наличии естественных препятствий (оврагов, сложного рельефа и т.п.) следует предусматривать установку запорной арматуры с продувочными свечами (КИП и автоматика по аналогии с кранами на узле подключения КС в магистральный газопровод) на всасывающих и нагнетательных газопроводах КС («шлейфах») на расстоянии 250 м от ограды КС.

Рисунок 5 Расстановка запорной арматуры для газопровода Ду1420 мм на узле подключения КС с узлом приема и запуска очистных устройств

Рисунок 6 Категории участков магистрального газопровода на переходах газопровода Ду1420 мм (железные и автомобильные дороги)

Определение категорий участков магистральных газопроводов при переходах через железные дороги общей сети и автомобильных дорог общего пользования I-а, I-б и II категорий приведено на рисунке 6.

Примечание: 50 м и 200 м - расстояние от подошвы насыпи земляного полотна дороги или бровки выемки, расстояние предусмотренное поз. 2 таблицы 4 источника 1 (совокупная протяженность участков категории В и категории I).

При переходе через ВЛ (воздушные линии), ЛЭП повышается категория трубопровода согласно п.22 таблицы 3 источника 1 в пределах расстояний, указанных в таблице 2, в соответствии с требованиями «Правил устройства электроустановок».

Таблица 2 Наименьшие расстояния от ВЛ до подземных сетей

Пересечение, сближение или параллельное следование	Наименьшее расстояние, м, напряжение ВЛ, кВ
	до 20	35	110	150	220	330	500	750
Расстояние по горизонтали: 1) при сближении и параллельном следовании от крайнего неотклоненного провода до любой части: магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, аммиакопроводов, газопроводов с давлением газа свыше 1,2 МПа (магистральные газопроводы)	10	15	20	25	25	30	30	40

Размещение перемычек к перспективному газопроводу от проектируемого газопровода с одинаковым рабочим давлением при их параллельной прокладке представлено на рисунке 7.

При параллельной прокладке двух ниток или более газопроводов узлы линейной запорной арматуры на отдельных нитках надлежит смещать на расстояние не менее 100 м друг от друга по радиусу. В сложных условиях трассы (горный рельеф, болота, искусственные и естественные препятствия) указанное расстояние допускается уменьшать до 50 м.

При параллельном подключении одного газопровода-ответвления к двум или нескольким основным ниткам газопровода или подключении нескольких ниток ответвления к одному газопроводу узлы линейной запорной арматуры необходимо смещать на расстояние не менее 30 м друг от друга.

Рисунок 7 Размещение перемычек на магистральном газопроводе

4. Варианты заданий для выполнения лабораторной работы

4.1 Вариант №0

Построить технологическую схему магистрального газопровода диаметром 820 мм при рабочем давлении 5,45 МПа общей протяженностью 300 км. Начало газопровода - охранный кран Б на выходе КС. Определить категории его участков.

Условия прохождения трассы: на 5 км газопровод пересекает болото II типа протяженностью 150 м, на 48 км и 103 км газопровод пересекает железную дорогу общей сети, на 85 км и 106 км пересекает реки шириной зеркала воды в межень соответственно 50 м и 30 м.

Сооружения газопровода:

· на 157 и 299 км расположены КС;

· на 55 км - отвод протяженностью 17,5 км и 529 мм;

· на 12 км - отвод протяженностью 5,4 км и 219 мм.

4.2 Вариант №1

Построить технологическую схему магистрального газопровода диаметром 1420 мм при рабочем давлении 7,45 МПа общей протяженностью 300 км от головных сооружений (ГС) месторождения и определить категории его участков.

Условия прохождения трассы: на участке 0-85 км газопровод проходит в зоне распространения многолетнемерзлых пород, на 61 км пересекает водную преграду шириной зеркала воды в межень 100 м, на 175 км и 280 км пересекает железную дорогу общей сети, на 160 км - воздушную линию э/передач напряжением 500 кВ.

Сооружения газопровода:

· на 120 и 250 км расположены КС;

· на 125 отвод протяженностью 3 км и 219 мм;

· на 287 км отвод протяженностью 21 км и 325 мм.

4.3 Вариант №2

Построить технологическую схему магистрального газопровода диаметром 1220 мм при рабочем давлении 5,45 МПа общей протяженностью 250 км. Начало газопровода - охранный кран Б на выходе КС. Определить категории его участков.

Условия прохождения трассы: на 18 км и 123 км газопровод пересекает железную дорогу общей сети, на 75 км и 126 км пересекает реки шириной зеркала воды в межень соответственно 80 м и 140 м.

Сооружения газопровода:

· на 137 км расположена КС;

· на 92 км - отвод протяженностью 7,5 км и 426 мм;

· на 112 км - отвод протяженностью 10,4 км и 219 мм.

4.4 Вариант №3

Построить технологическую схему магистрального газопровода диаметром 1220 мм при рабочем давлении 5,45 МПа общей протяженностью 300 км от головных сооружений (ГС) месторождения и определить категории его участков.

Условия прохождения трассы: на участке 5-50 км газопровод проходит в зоне болота III типа, на 70 км пересекает железную дорогу общей сети, на 150 км - автодорогу, на 100 км пересекает водную преграду шириной зеркала воды в межень 115 м, на 200 км пересекает воздушную линию передач напряжением 350 кВ.

Сооружения газопровода:

· на 120 и 230 км расположены КС;

· на 170 и 280 - отводы протяженностью соответственно 25 и 35 км диаметром 325 мм;

4.5 Вариант №4

Построить технологическую схему магистрального газопровода диаметром 1420 мм при рабочем давлении 7,45 МПа общей протяженностью 296 км. Начало трассы - охранный кран Б на выходе КС, конец - охранный кран А на входе КС. Определить категории его участков.

Условия прохождения трассы: на 30 км газопровод пересекает болото III типа протяженностью 300 м, на 60 км - болото II типа протяженностью 1,5 км. На 80 км и 110 км газопровод пересекает реки шириной зеркала воды в межень соответственно 120 м и 200 м. На 128 км пересекает железную дорогу общей сети.

Сооружения газопровода:

· на 148 км расположена КС;

· на 140 км - отвод протяженностью 15 км и 159 мм;

· на 160 км - отвод протяженностью 4 км и 219 мм.

4.6 Вариант №5

Построить технологическую схему магистрального газопровода диаметром 1220 мм при рабочем давлении 7,45 МПа общей протяженностью 310 км от головных сооружений (ГС) месторождения, конец охранный кран Б на выходе КС. Определить категории участков.

Условия прохождения трассы: на участке 0 - 100 км газопровод проходит в зоне распространения многолетнемерзлых пород, на участке 10 - 20 км имеющих при оттаивании осадку свыше 0,1. На 61 км пересекает реку шириной зеркала в межень 310 м, на 280 км газопровод пересекает железную дорогу общей сети, на 65 км и 175 км - автодороги I категории.

Сооружения газопровода:

· на 152 км расположена КС;

· на 148 км - отвод протяженностью 25 км и 325 мм;

· на 300 км - отвод протяженностью 3 км и 219 мм.

4.7 Вариант №6

Построить технологическую схему магистрального газопровода диаметром 1420 мм при рабочем давлении 7,45 МПа общей протяженностью 294 км. Начало трассы - охранный кран Б на выходе КС, конец - охранный кран А на входе КС. Определить категории его участков.

Условия прохождения трассы: на 53 км и 103 км газопровод пересекает реки шириной зеркала воды в межень соответственно 250 м и 80 м. На 140 км пересекает железную дорогу общей сети, на 170 км болото II типа протяженностью 400 м.

Сооружения газопровода:

· на 151 км расположена КС;

· на 1,8 км - отвод протяженностью 5,3 км и 159 мм;

· на 45 км - отвод протяженностью 9,7 км и 426 мм;

· на 179 км - отвод протяженностью 1,5 км и 159 мм.

4.8 Вариант №7

Построить технологическую схему магистрального газопровода диаметром 1420 мм при рабочем давлении 7,45 МПа общей протяженностью 340 км от головных сооружений (ГС) месторождения и определить категории его участков.

Условия прохождения трассы: на участке 0-10 км газопровод проходит в зоне распространения многолетнемерзлых пород, на 61 км пересекает водную преграду шириной зеркала воды в межень 100 м, на 175 км пересекает железную дорогу общей сети, на 280 км - автомобильную дорогу II категории, на 160 км - воздушную линию э/передач напряжением 500 кВ.

Сооружения газопровода:

· на 120 и 250 км расположены КС;

· на 125 отвод протяженностью 3 км и 219 мм;

· на 280 км отвод протяженностью 10 км и 325 мм.

4.9 Вариант №8

Построить технологическую схему магистрального газопровода диаметром 1020 мм при рабочем давлении 5,45 МПа общей протяженностью 400 км. Начало газопровода - охранный кран Б на выходе КС. Определить категории его участков.

Условия прохождения трассы: на 10 км газопровод пересекает болото I типа протяженностью 50 м, на 18 км и 123 км газопровод пересекает железную дорогу общей сети, на 75 км и 126 км пересекает реки шириной зеркала воды в межень соответственно 80 м и 140 м.

Сооружения газопровода:

· на 137 и 300 км расположены КС;

· на 50 км - отвод протяженностью 7,5 км и 529 мм;

· на 112 км - отвод протяженностью 10,4 км и 219 мм.

4.10 Вариант №9

Построить технологическую схему магистрального газопровода диаметром 1220 мм при рабочем давлении 7,45 МПа общей протяженностью 301 км. Начало газопровода - охранный кран Б на выходе КС. Определить категории его участков.

Условия прохождения трассы: на 50 км газопровод пересекает болото III типа протяженностью 50 м, на 28 км и 13 км газопровод пересекает железную дорогу общей сети, на 80 км и 150 км пересекает реки шириной зеркала воды в межень соответственно 100 м и 240 м.

Сооружения газопровода:

· на 173 и 285 км расположены КС;

· на 60 км - отвод протяженностью 500 м и 529 мм;

· на 112 км - отвод протяженностью 1 км и 219 мм.

Библиографический список

1. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России. - М.: ГУП ЦПП, 1998. - 60 с.

2. Волков М.М. Справочник работника газовой промышленности / М.М. Волков, А.Л. Михеев, К.А. Конев.- 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1989. - 286с.

3. Бородавкин П. П. Сооружение магистральных трубопроводов: Учеб. для вузов / П.П. Бородавкин. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987. - 471 с.

Размещено на Allbest.ru

...