что такое линейный крановый узел

Как используют крановый узел на магистральном газопроводе

Крановый узел магистрального газопровода используют при прокладке любого трубопровода, предназначенного для передачи сжиженных или газообразных веществ. Он необходим для управления потоками. Устройство может монтироваться на линейном отрезке, обслуживать компрессорные, перекачивающие, распределительные и насосные станции.

Назначение магистрального газопровода

Магистральный газопровод — это трубопровод, построенный специально для транспортирования природного газа с месторождения к перерабатывающим заводам. Магистраль является частью Единой системы газоснабжения России. К таким трубам подсоединяются ответвления, которые доставляют энергоноситель к населённым пунктам.

Магистральные трубопроводы бывают следующих видов:

Сечение газопроводов может варьироваться от 720 мм до 1420 мм. За год сооружение пропускает примерно 30−35 млрд куб. м.

Системы прокладывают разными способами:

Также существуют и подводные. Они строятся в тех случаях, когда газ нужно доставить с подводного месторождения.

Обычно магистральными газопроводами управляют государственные компании. Они должны следить за состоянием конструкции, а также нанимать и повышать квалификацию рабочих.

Крановый узел

В магистральный газопровод входит непосредственно трубопровод, а также все ответвления, сечение которых не превышает 1420 мм. Максимальное избыточное давление составляет 10 мПа.

В газопроводный комплекс, кроме труб и крановых узлов, входят такие составные:

Лупинг — это трубы, которые прокладываются параллельно к главному трубопроводу. Их укладывают в тех случаях, когда нужно увеличить производительность. Местоположение может быть абсолютно любым.

Крановые узлы в системе необходимы для отключения конкретных участков трассы. Их устанавливают каждые 20 км вместе с байпасной обвязкой. Также запорные механизмы на отводах, перед различными преградами, на подходах к станциям.

Краны могут иметь пневмогидравлический, пневматический или ручной привод. Рядом с ними монтируются продувочные свечи. Они необходимы для опустошения отключённого участка во время проведения ремонтных работ.

Источник

Лекция 2 Линейная часть магистрального газопровода

Линейная часть магистрального газопровода и ее состав

Линейная часть – часть магистрального газопровода, объединяющая компрессорные станции и другие объекты магистрального газопровода в единую газотранспортную систему для передачи природного газа от промыслов к потребителям.

Линейная часть МГ, состоит из газо­проводов (газопроводов-отводов) с ответвлениями и лупингами, ТПА, переходами через есте­ственные и искусственные препятствия, расходомерными пунктами, узлами пуска и приема ВТУ, пунктов регулирования давления газа, конденсатосборников и устройств для ввода ме­танола, емкостей для разгазирования конденсата, установок электрохимической защиты га­зопроводов от коррозии, линий и сооружений оперативно-технологической и диспетчерской связи, устройств контроля и автоматики, систем телемеханики, систем электроснабжения линейных потребителей, противопожарных средств, ИТСО, противоэрозионных и защитных сооружений, зданий и сооружений (дороги, вертолетные площадки, дома линейных обходчи­ков и т.п.), знаков безопасности и знаков закрепления трассы.

ЛЧ МГ предназначена для транспортировки газа. Для обеспечения транспорти­ровки газа предусматривают выполнение основных технологических операций:

— очистку полости МГ от твердых и жидких примесей посредством пропуска очистных устройств;

— ввод при необходимости метанола в полость ЛЧ МГ с целью предотвращения обра­зования газогидратов или их разрушения;

— перепуск газа между отдельными газопроводами по внутрисистемным или межси­стемным перемычкам, отключение и ввод в работу отдельных участков газопроводов.

Эксплуатационную надежность ЛЧ МГ обеспечивают:

— контролем состояния газопроводов ЛЧ обходами, объездами, облетами трассы с при­менением технических средств;

— поддержанием в работоспособном состоянии газопроводов ЛЧ за счет технического обслуживания, выполнения диагностических и ремонтно-профилактических работ, рекон­струкции;

— модернизацией и реновацией морально устаревшего и изношенного оборудования;

соблюдением требований к охранным зонам и минимальным расстояниям до населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений.

Филиалы ЭО составляют технические паспорта на участки газопроводов в грани­цах обслуживания.

В технические паспорта участка МГ вносят проектные характеристики и сведения о проведенных диагностических обследованиях, ремонтно-профилактических, аварийно-восстановительных работах, капитальных ремонтах и реконструкции газопроводов в течение месяца после оформления документации на выполненные работы.

Структура линейной части

Наиболее распространенными диаметрами магистрального газопровода являются диаметры 1220 и 1420мм.

Магистральные газопроводы имеют давление 5,5МПа, 7,4МПа, 9,8МПа и 11,8МПа.

Магистральный газопровод сооружают постоянного или переменного диаметра в одну или несколько ниток.

Многониточные газопроводы, как правило укладываются в одном технологическом коридоре. Расстояние между нитками выбирается по СТО Газпром 2-2.1-249–2008 с учетом рельефа местности. Нитки газопровода, для повышения надежности и возможности отключения отдельных участков для производства ремонтных работ, соединяются перемычками.

Структура линейной части представлена на рисунке 3 и 4.

Обозначение ТПА приведено согласно СТО Газпром 2-3.5-454-2010 «Правила эксплуатации магистральных газопроводов».

Обозначение ТПА приведено согласно Приказа 611 «О наименовании газопроводов, газораспределительных станций (ГРС), компрессорных станций, цехов и единой нумерации запорной арматуры в ООО «Газпром трансгаз Ухта».

Перемычка – газопровод, соединяющий между собой магистральные газопроводы или системы и предназначенный для их межсистемных перетоков. Перемычки бывают внутрисистемные и межсистемные. Первые соединяют газопроводы с одинаковыми рабочими давлениями, вторые с разными. Во втором случае обязательным элементом ТПА размещаемым на перемычке является регулятор давления.

Лупинг

Для увеличения пропускной способности отдельных участков параллельно основному газопроводу укладывается лупинг.

Лупинг – газопровод, проложенный параллельно основному газопроводу на отдельных его участках, соединенный с ним перемычками и предназначенный для увеличения пропускной способности и (или) для повышения надежности работы газопровода. Лупинг сооружается на участке между двумя КС, в первой половине (первой трети) участка либо второй половине (третьей трети) участка.

Линейный крановый узел

Линейный крановый узел предназначен для отключения участка газопровода, освобождения его от газа, заполнения газом и включения в работу после выполнения ремонтных работ. Включает в себя, линейный кран, обводной трубопровод с двумя последовательно установленными кранами, выпускной трубопровод с краном.

Обвязка линейных крановых узлов и кранов перемычек должна выполняться с устройством линии дополнительного байпаса DN = 50-150 мм с двумя кранами. Запорная арматура на линейной части МГ, должна быть оснащена системами дистанционного и местного управления, резервирования импульсного газа, техническими манометрами для измерения давления газа до и после арматуры, трубопроводной обвязкой.При отсутствии системы дистанционного управления линейную запорную арматуру оснащают автоматом аварийного закрытия. Отбор импульсного газа в систему резервирования следует предусматривать как до крана, так и после него, в ресивер с обратным клапаном на входе и внешних фильтров-осушителей. Минимальная высота прокладки импульсных трубопроводов в местах прохода персонала рекомендуется не менее 2,2 м. Трубки отборов импульсного газа имеют изолирующие вставки перед узлами управления. Объем газа в резервуаре должен обеспечивать двухразовое переключение запорной арматуры. Территорию крановых площадок защищают от поверхностных вод, планируют и покрывают неткаными материалами (в случае необходимости), засыпают твердым сыпучим материалом (гравий, щебень и т.п.). Территорию вокруг крановых площадок на расстоянии 5 м от ограждения освобождают от растительности. Надземную часть ЛЧ ограждают. Ограждение выполняют высотой не менее 2,2 м и поддерживают в исправном состоянии.

Схема линейного кранового узла представлена на рисунке 6.

Рисунок 6 – Схема кранового узла

Узел подключения КС

Узел подключения КС предназначен для подключения КС к магистральному газопроводу.

Кран №20 (секущий) разделяет газопровод на зоны с различными давлениями. Нормальное положение (при работающей КС) – закрытое.

Краны № 19 и 21 называются охранными, предназначены для отключения в случае аварии участка непосредственно примыкающего к КС от магистрального газопровода. Охранные краны располагаются от границ узла подключения на расстоянии:

при DN 1400 мм – 1000 м;

DN 1000 – 1400 мм – 750 м;

DN менее 1000 мм – 500 м.

Краны №7 и 8 установлены на входном и выходном трубопроводе (шлейфе) соответственно и служат для отключения КС от магистрального газопровода.

Краны №17 и 18 выпускные (свечные). Они служат для сброса в атмосферу газа из всех трубопроводов КС при остановках КС и при продувках коммуникаций КС при заполнении их газом.

Вся трубопроводная арматура на узлах подключения монтируется в подземном исполнении.

Схема узла подключения компрессорного станции представлена на

Рисунок 7 – Схема узла подключения КС

Источник

Линейная часть газопровода

Линейная часть – основная составляющая часть магистрального трубопровода, она представляет собой непрерывную нить, сваренную из отдельных труб и уложенную тем или иным способом в зависимости от особенностей ее эксплуатации и природно-климатических условий местности.

К линейной части относятся лупинги и отводы от основной магистрали, отключающая и запорная арматура, переходы через естественные и искусственные препятствия, узлы запуска и приема очистных устройств, компенсаторы и конденсатосборники, а также системы электрохимической защиты газопровода от коррозии и вдольтрассовые дороги.

Наиболее часто встречающимися диаметрами магистральных газопроводов и газопроводов-отводов являются: 530 мм, 720 мм, 820 мм, 1020 мм, 1220 мм и 1420 мм. МГ имеют давление 4,0 МПа, 5,5 МПа, 6,4 МПа и 7,5 МПа. В настоящее время проектируются МГ на давление 8,4 МПа и рассматриваются МГ на давление 10 МПа.

МГ сооружают постоянного или переменного диаметра в одну или несколько ниток, которые укладывают параллельно. Параллельные нитки могут быть как на всем протяжении МГ, так и на отдельных его участках.

Параллельные трубопроводы, уложенные на отдельных участках газопровода для увеличения производительности и надежности его работы, называются лупингами.

Крановые узлы размещают на линейной части магистрального газопровода не реже чем через 30 км, которые включают запорные устройства (краны), обводные и продувочные линии. Кроме того крановые узлы размещают на обоих берегах водных двухниточных переходов, на всех отводах от магистральных газопроводов, на участках примыкающих к компрессорным станциям, на расстоянии 500–700 м до границ их территории, на свечах и факелах для сброса газа.

В качестве запорной арматуры применяют краны, задвижки и вентили.

В последнее время на магистральных газопроводах используют шаровые равнопроходные краны со сферическим затвором и пневмогидроприводом. Начиная с D_у = 1000 мм изготавливают два типа этих кранов: для колодезной и бесколодезной установки.

Задвижки ставят на газопроводах D_у = 50–700 мм на давление до 6,4 МПа. Вентили применяют на трубках контрольно-измерительных приборов.

Переходы газопроводов через большие судоходные реки обычно выполняются двумя–тремя нитками подводных трубопроводов, называемых дюкерами. Пропускная способность одного дюкера обычно составляет 70 % от всего транспортируемого газа. Дюкер выполняют из труб с утолщенной стенкой, покрывают антикоррозионным покрытием весьма усиленного типа, балластируют железобетонными, иногда чугунными пригрузами для придания отрицательной плавучести и заглубляют на 0,5-1 м в грунт от дна реки.

На пересечении нешироких рек, например горных с быстрым течением, а также ущелий и глубоких оврагов сооружают, как правило, воздушные переходы газопроводов балочной, подвесной, вантовой, арочной конструкций.

Под автомобильными и железными дорогами МГ прокладывают в гильзах (стальном кожухе), диаметр которого на 200 мм больше диаметра газопровода, концы гильзы герметизируют, а к полости присоединяется свеча, удаляемая от дороги не менее чем на 25 м, и поднимается над землей не менее 5 м.

Для сбора и удаления конденсата из газопровода устанавливаются конденсатосборники, размещаемые в наиболее низких местах МГ.

Возможность аварийных ситуаций на газопроводах требует обеспечения разрывов между осями газопроводов и строениями населенных пунктов. Так, для газопроводов диаметром 1020–1420 мм расстояние до городов и населенных пунктов, отдельных промышленных предприятий, зданий в три этажа и более, железнодорожных станций и аэропортов должно быть не менее 350 м при подземной и 700 м при наземной и надземной прокладке, до железных и автомобильных дорог при подземной укладке 200 м и при наземной и надземной 300 м, до мостов и территории КС при подземной укладке 250 м и при наземной и надземной 375 м, до отдельно стоящих небольших зданий 200 м, до ГРС при подземной укладке 175 м, при наземной и надземной 250 м.

Расстояние между осями трубопроводов см. табл. 4.1.

Расстояние между осями проектируемого и действующего

магистральных газопроводов, м

На период строительства для ведения работ по сооружению газопровода отводят полосу отчуждения, которая зависит от диаметра газопровода и условий местности, и составляет 20-45 м (см. табл. 4.2).

Ширина полосы земель отчуждения одного подземного

Линейную часть магистральных газопроводов укладывают подземным, полуподземным, наземным и надземным способами.

Подземная укладка наиболее широко применяемый способ (98% от общего объема линейной части МГ). При этом отметка верхней образующей трубы располагается ниже отметки поверхности грунта. Трубопровод укладывают в траншею на глубину 0,8 м от поверхности земли до верхней образующей трубы.

Засыпка трубопровода грунтом осуществляется с необходимостью обеспечения упругого радиуса изгиба трубы для конкретного рельефа местности, теплотехнических требований, использования минерального грунта для балластировки или удержания трубопровода от всплытия на обводненных участках. Для балластировки или удержания труб в проектном положении используются также бетонные и чугунные грузы и анкерные устройства.

Подземная укладка наиболее экономична. Однако, на участках многолетнемерзлых грунтов, горных выработок со значительным смещением грунтов, в районах активных оползней и на участках пересечения горных рек с быстрым течением и сильно размываемыми руслами практически не применяется.

Полуподземная прокладка предусматривает сооружение трубопровода, при котором нижняя образующая трубы расположены ниже, а верхняя выше поверхности грунта.

Наземная укладка характеризуется тем, что нижняя образующая трубы имеет отметку на уровне дневной поверхности грунта, или несколько выше нее (на грунтовой подушке) или ниже.

Наземную и полуподземную способы укладки используют в сильно обводненных и заболоченных районах и при наличии засоленных почв. При этом трубопровод обваловывается привозным или местным грунтом.

Преимущества этих способов в том, что они позволяют избежать дорогостоящей балластировки трубопровода и ограничивает влияние трубопровода на грунт в условиях многолетней мерзлоты. Однако применение данных способов укладки весьма ограничено, так как устройство грунтового валика нарушает естественное состояние поверхности земли, естественный водосток, создает искусственное препятствие для движения транспорта.

Надземная укладка – это сооружение трубопровода над землей на опорах. Ее применяют в тех случаях, когда по технико-экономическим соображениям исключаются описанные выше способы: при переходах через искусственные и естественные препятствия, участки горных выработок и многолетнемерзлых грунтов.

Основным эксплуатационным показателем МГ является его расчетная пропускная способность.

Пропускной способностью газопровода или его участка называется максимальное количество газа, которое может быть передано в сутки при установившемся режиме.

Производительностью магистрального газопровода или его участка называется количество газа, поступающего в него за год.

Расчетная пропускная способность МГ, необходимая для обеспечения заданной производительности, определяется из соотношения:

, (4.1)

где V_сут – суточная пропускная способность, млн. м 3 /сут в стандартных условиях; V_год – производительность газопровода, млн. м 3 /год; К_год – среднегодовой коэффициент неравномерности потребления газа; для МГ без хранилищ К_год = 0,85, для отводов К_год = 0,75.

Пропускная способность МГ выражается формулой:

, (4.2)

где d – внутренний диаметр газопровода, мм; р_н и р_к – начальное и конечное абсолютное давление, кгс/см 2 ; λ – коэффициент гидравлического сопротивления газопровода; ρ – относительная плотность газа; Z_ср – средний по длине коэффициент сжимаемости газа; Т_ср – средняя по длине газопровода температура, L – длина расчетного участка, км.

Из формулы (4.2) видно, что при прочих равных условиях пропускная способность газопровода пропорциональна его диаметру в степени 2,5. Поэтому удалось с увеличением d значительно увеличить его пропускную способность.

Увеличивается производительность при повышении давления или прокладкой нескольких линий газопроводов.

Источник