určený pro dopravu plynu z oblasti výroby nebo výroby do oblasti jeho spotřeby, nebo potrubí spojující jednotlivá plynová pole.
Odbočka z hlavního plynovodu se nazývá potrubí,
napojený přímo na hlavní plynovod a určený k odvedení části přepravovaného plynu do jednotlivých sídel a průmyslových podniků.
V souladu s SNiP 2.05.06-85* jsou hlavní plynovody v závislosti na provozním tlaku v potrubí rozděleny do dvou tříd: třída I – provozní tlak od 2,5 do 10 MPa včetně; třída II –
provozní tlak od 1,2 do 2,5 MPa včetně. plynovody,
SPbGUAP skupina 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
provozované při tlacích pod 1,2 MPa se nepovažují za hlavní. Jedná se o vnitrozemní, vnitropodnikové, zásobovací plynovody, plynovody ve městech a obcích a další plynovody.
Na základě povahy lineární části se plynovody rozlišují:
-kmen, který může být jednoduchý jednovláknový (s
se stejným průměrem od hlavových konstrukcí ke konečné distribuční stanici plynu) a teleskopické (s různými průměry potrubí podél trasy), stejně jako vícelinkové, kdy jsou druhá, třetí a následující linie položeny rovnoběžně s hlavní linkou;
– prstencové, postavené kolem velkých měst za účelem zvýšení spolehlivosti dodávek plynu a jednotné dodávky plynu, jakož i ke spojení hlavních plynovodů do Jednotného systému přepravy plynu v zemi.
Hlavní plynovody a jejich úseky jsou rozděleny do kategorií,
požadavky, pro které v závislosti na provozních podmínkách rozsah nedestruktivního zkoušení svarových spojů a hodnoty zkušebního tlaku jsou uvedeny v tabulce 1.
Hodnota tlaku při
při jeho výpočtu
a deformovatelnost, m
podle SNiP III-42-80*
SPbGUAP skupina 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
V nejobtížnějších (bažiny, vodní překážky atd.) a kritických úsecích trasy se zvyšuje kategorie hlavních plynovodů.
Například pro spojovací oblasti kompresorových stanic, spouštěcích a přijímacích jednotek pro čistící zařízení, přechody vodních překážek o šířce 25 m nebo více podél vodní hladiny, SNiP stanoví kategorii I.
Kategorie B zahrnuje plynovody vybudované uvnitř budov a na území kompresorových stanic a rozvoden plynu. Při projektování je povoleno zvýšit kategorii jednotlivých úseků plynovodů o jednu kategorii oproti kategorii stanovené SNiP s příslušným odůvodněním.
Kategorie hlavních plynovodů a jejich úseky v závislosti na koeficientu provozních podmínek při výpočtu pevnosti podléhají určitým požadavkům z hlediska sledování svarových spojů fyzikálními metodami a předběžného zkoušení R insp.
1.2 Skladba hlavních konstrukcí plynovodů
V souladu s SNiP hlavní plynovody zahrnují potrubí a odbočky (větve) z nich o průměru do 1420 mm s přetlakem přepravovaného produktu nejvýše 10 MPa,
určeno k přepravě:
zemní nebo přidružený ropný uhlovodíkový plyn z výrobních oblastí (od hlavních kompresorových stanic (CS) po distribuční stanice plynu (GDS)) měst a obcí;
zkapalněné uhlovodíkové plyny o tenzi nasycených par nejvýše 1,6 MPa při teplotě 45 °C z míst výroby (továrny) do míst spotřeby (překládkové základny, nakládací místa, průmyslové a zemědělské podniky, přístavy, distribuční stanice plynu, odpalovací základny);
komerční produkty v rámci hlavních a mezilehlých kompresorových stanic,
SPbGUAP skupina 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
podzemní zásobníky plynu, rozvodny plynu, měřicí místa.
Hlavní voda, kondenzát a
Součástí podzemního plynovodu je liniová část
a pozemní objekty (obrázek 1).
Obrázek 1 – Schéma hlavního plynovodu:
1 – plynová studna se „smyčkou“; 2 – odběrné místo plynu; 3 –
zásobník plynového pole; 4 – hlavové struktury; 5 – GKS; 6 –
hlavní plynovod; 7 – uzavírací ventily; 8 – středně pokročilí CS; 9,
11, 13 – přechody přes malou překážku, silnici a velkou vodní překážku; 10 – komunikační linka; 12 – nouzové zásobování potrubím; 14 –
podél dálnice s příjezdovými cestami; 15, 26 – GRS; 16 – odbočka z plynovodu;
17 – ochranná konstrukce; 18 – systém ECP; 19 – elektrické vedení; 20 – PZP; 21 – CS PZP;
22 – sběrač vody; 23 – dům linkového opraváře-sdělovače; 24 – smyčkování; 25 –
Přistávací plocha pro vrtulníky; 27 – hydraulické štěpení; 28 – městské plynárenské sítě V terénu se plyn z vrtů pod vlivem tlaku v zásobníku podél
prefabrikované jednotlivé plynovody („smyčky“) jsou dodávány do odběrných míst plynu, kde je nejprve měřen a případně redukován. Z míst sběru plynu plyn vstupuje do sběrného potrubí polního plynu a přes něj do hlavových struktur
(integrovaná jednotka úpravy plynu – CGTU), kde se čistí,
sušení, sekundární měření a uvedení do obchodního stavu.
Na hlavní kompresorové stanici je plyn stlačován na jmenovitý pracovní výkon
SPbGUAP skupina 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
tlak (obvykle do 7,5 MPa). Poté vstupuje do lineární části hlavního plynovodu.
Lineární část hlavního plynovodu zahrnuje vlastní hlavní plynovod s liniovými armaturami, přechody přírodními a umělými překážkami, technologické komunikační a elektrické vedení, podél trasy a příjezdové komunikace, ochranné stavby, odbočky k mezispotřebitelům, vodovodní příp.
sběrače kondenzátu a další komponenty, systém elektrochemické ochrany; smyčkování, nouzové zásobování potrubí, heliportů a domů traťových opravářů a signalistů.
Pobřežní zařízení hlavního plynovodu zahrnují kompresorové stanice,
GDS a distribučních míst plynu (HDP). Hlavní struktury CS –
kompresorové stanice, opravy, údržba a servis
provozní jednotky, areál s lapači prachu, chladicí věž, vodní nádrž, ropná zařízení, plynové chladicí jednotky atd. V případě CS se zpravidla staví obytná vesnice. Struktury hlavy a stanice kompresoru často představují jeden komplex na místě. CS jsou od sebe odděleny ve vzdálenosti přibližně 125 km.
Plyn dodávaný do rozvodny plynu je dodatečně dehydratován, čištěn,
je redukován (až 1,2 MPa), odorizován, měřen a distribuován potrubím jednotlivých spotřebitelů nebo jejich skupin.
Podzemní zásobníky plynu (s kompresorovými stanicemi nebo bez nich) jsou určeny k regulaci sezónních nerovnoměrností spotřeby plynu (plyn je v nich akumulován v létě a dodáván spotřebitelům v zimním období). V blízkosti velkých měst a průmyslových center se budují podzemní zásobníky plynu. Plyn je obvykle vstřikován do porézních horninových vodonosných vrstev, vyčerpaných ropných a plynových polí nebo speciálně navržených
(vymyté) skladovací prostory v solných ložiscích značné mocnosti.
1.3 Požadavky na potrubí a materiály
SPbGUAP skupina 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Pro stavbu hlavních plynovodů, bezešvých ocelových trubek, elektricky svařovaných trubek s přímým švem, spirálových trubek a dalších speciálních konstrukcí vyrobených z:
– měkké a poloměkké uhlíkové, méně často legované oceli o průměru 50 milimetrů včetně;
– klidné a polotiché nízkolegované oceli o průměru do 1020 milimetrů;
– nízkolegované oceli v tepelně nebo termodynamicky zpevněném stavu pro trubky do průměru 1420 milimetrů;
Bezešvé trubky by měly být používány v souladu s GOST8731–87, GOST8732–87,
GOST8734–75, skupina B. S příslušnou studií proveditelnosti může být použit podle GOST9567–75. Elektricky svařované ocelové trubky o průměru do 800 milimetrů v souladu s GOST 20295–85. Pro potrubí o průměru nad 800 milimetrů dle technických specifikací schválených předepsaným způsobem s níže uvedenými požadavky při objednávání a přebírání potrubí.
Trubky musí mít svařovaný spoj stejnou pevností jako základní kov trubky. Trubkové svary musí být těsné, nedostatek průvaru a trhliny jakékoliv délky a hloubky nejsou povoleny. Odchylka od jmenovitých rozměrů vnějších průměrů konců trubek by neměla překročit hodnoty uvedené v GOST a pro trubky s průměrem nad 800
milimetry by neměly přesáhnout plus nebo mínus 2 milimetry.
Ovalita konců trubek, tedy poměr rozdílu mezi největším a nejmenším průměrem v jednom úseku ke jmenovitému průměru, by neměla překročit 1 %. Ovalita tloušťky trubek 20
milimetrů nebo více by nemělo přesáhnout 0,8 %.
Zakřivení trubek by nemělo přesáhnout 1,5 milimetru na 1 metr délky,
a celkové zakřivení není větší než 0,2 % délky trubky.
SPbGUAP skupina 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Délka potrubí dodávaná závodem musí být v rozmezí 10,5 – 11,6
Trubky o průměru 1020 milimetrů a více musí být vyrobeny z ocelového plechu a svitku, který prošel 100% kontrolou fyzikálními nedestruktivními metodami.
Poměr meze kluzu k pevnosti v tahu (tj. pevnosti v tahu) a relativní prodloužení kovového potrubí musí splňovat požadavky SNiP.
Prstencové svarové spoje musí být provedeny pomocí metod obloukového svařování (včetně ručního, automatického pod tavidlem,
mechanizované v prostředí ochranného plynu, mechanizované samoochranným plněným drátem), dále elektrické kontaktní svařování – bleskové svařování.
Trubková ocel musí být dobře svařitelná.
Plastická deformace kovu při výrobě trubek
(rozšíření) by nemělo být větší než 102 %.
Kov trubek nesmí mít trhliny, skvrny, prověšení nebo delaminace delší než 80 milimetrů v jakémkoli směru. Delaminace jakékoli velikosti na koncích trubek a v zóně široké 25 milimetrů od konce není povolena.
Čištění vnějších defektů potrubí (kromě prasklin) je povoleno za předpokladu, že tloušťka stěny potrubí po vyčištění nepřesáhne tolerance tloušťky stěny.
Svařované potrubní spoje musí mít hladký přechod ze základního kovu na svarový kov bez ostrých rohů, podříznutí, nedostatečného svaru, propadových stop, axiální vůle a jiných vad při vytváření švu. Výztuž vnějšího švu pro trubky s tloušťkou stěny do 10 milimetrů by měla být uvnitř
0,5 – 2,5 milimetrů a více než 10 milimetrů 0,5 – 3 milimetry. Výška vnitřní výztuže švu musí být alespoň 0,5 milimetru.
SPbGUAP skupina 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Posun vnější a vnitřní vrstvy továrního svaru by neměl přesáhnout 20 % tloušťky stěny u tloušťky do 16 milimetrů a
15 % nad 16 milimetrů.
Konce trubek musí být seříznuty v pravém úhlu a mít oddělené okraje pro svařování. Tvar řezu hrany je dán technickými podmínkami.
Úhel řezu konců trubek by neměl být větší než 2 milimetry.
Každá trubka musí projít zkouškou hydrostatickým tlakem ve výrobních závodech.
Všechny svařované potrubní spoje musí být plně zkontrolovány pomocí fyzikálních, nedestruktivních zkušebních metod (ultrazvuk s následným dekódováním vadných oblastí pomocí rentgenového dekódování).
SPbGUAP skupina 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
1.4 Pravidla pro obsluhu lineární části
Lineární část hlavního plynovodu je kapitálově nejnáročnější stavbou. Stav lineární části do značné míry určuje spolehlivost dodávky plynu spotřebitelům. Vzhledem k tomu, že objekty liniové části plynovodu jsou rozptýleny na stovky a tisíce kilometrů, jejich provoz se výrazně komplikuje. Pro udržení požadované úrovně technického stavu liniové části plynovodu jsou nutné kvalifikované a včasné preventivní a opravné práce. Pro tento účel má struktura sdružení přepravy plynu vhodná oddělení a divize.
Sdružení pro přepravu těžebního plynu provozuje jeden nebo více hlavních plynovodů. Pro provozování úseků hlavních plynovodů jsou v rámci sdružení vytvořeny útvary liniové výroby (LPUMG), ve kterých je přímá údržba liniové části prováděna lineárními
provozní služby (LES). Řízení organizace provozu liniové části ve sdružení provádí hlavní inženýr prostřednictvím výrobně-technického oddělení (PTO) pro obsluhu hlavních plynovodů, kterému jsou svěřeny tyto hlavní odpovědnosti:
– provádění jednotné technické politiky v oblasti provozu plynovodů,
– vypracování plánů organizačních a technických opatření pro provoz liniové části a plánů provádění zvláště složitých prací za tepla,
– vypracování plánů a pokynů pro přezkoušení úseků hlavních plynovodů,
– vypracování plánů na zavádění nových technologií,
SPbGUAP skupina 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
– přebírání dokumentace skutečného provedení od dodavatelských a stavebních organizací pro nově zprovozněné a opravené úseky plynovodů,
Dále odbor koordinuje práci LPUMG spolku z hlediska provádění veškerých prací na zařízeních ve své působnosti, sleduje průběh organizačních a technických opatření na liniové části v celém spolku, udržuje a předkládá nadřízeným všechny druhy podávání zpráv o své činnosti.
Provoz liniové části hlavních plynovodů na místě zajišťují liniové provozní služby (LES), které jsou přímo podřízeny zástupci vedoucího LPUMG a zahrnují havarijní a lineární brigády, skupiny elektrochemické ochrany,
automobilová doprava, zásobování energií a vodou a rozvody plynu.
Služba LES má přiděleny následující odpovědnosti:
– zajistit nepřetržitou přepravu plynu v obsluhovaných úsecích plynovodů a větví včasným sledováním a údržbou liniové části plynovodu se všemi liniovými stavbami a zařízeními v technicky bezvadném stavu; provádět nezbytné opravy a preventivní opatření,
zajištění životnosti a spolehlivosti plynovodu, zajištění nepřetržitého provozu distribuční soustavy plynu;
– periodicky kontrolovat plynovody a stavby na nich za účelem zjištění a odstranění úniků plynu, sledování stavu půdního založení plynovodů a zemin v bezpečnostní zóně, včasné zjištění erozivní eroze zemin v bezpečnostní zóně plynovodu, sedání půdního základu a ničení náspů; měření tlaku plynu na lineárních ventilech, proplachování sběračů kondenzátu atd.;
– odstraňovat havárie a poruchy na liniové části plynovodu, distribuční stanice plynu, kompresorové stanice;
Hlavní plynovod (PG) je plynovod určený k přepravě plynu, který prošel přípravou, z výrobní oblasti do oblastí jeho spotřeby. Je zajištěn pohyb plynu hlavním plynovodem kompresorové stanice (KS), konstruované podél trasy v určitých vzdálenostech.
Větev z hlavního plynovodu je potrubí napojené přímo na hlavní plynovod a určené k odvedení části přepravovaného plynu do jednotlivých sídel a průmyslových podniků.
Kufrové plynovody jsou klasifikovány podle provozního tlaku a kategorií.
V závislosti na provozním tlaku V potrubí jsou hlavní plynovody rozděleny do dvou tříd:
– třída I – pracovní tlak od 2,5 do 10 MPa včetně;
– Třída II – pracovní tlak od 1,2 MPa do 2,5 MPa včetně.
Za hlavní plynovody se nepovažují plynovody provozované při tlacích pod 1,2 MPa. Jedná se o vnitrozemní, vnitropodnikové, zásobovací plynovody, plynovody ve městech a obcích a další plynovody.
Podle účelu a průměru, s přihlédnutím k požadavkům na bezpečnost provozu, jsou hlavní plynovody a jejich úseky rozděleny do pěti kategorií: B, I, II, III a IV. Kategorie plynovodů je určena způsobem instalace, průměrem a podmínkami instalace.
39. Hlavní objekty a konstrukce hlavního plynovodu
MG zahrnuje následující hlavní zařízení (obr. 15.2):
– distribuční stanice plynu (GDS);
– podzemní zásobníky plynu;
Na hlavolamy Vyrobený plyn je připraven k přepravě (čištění, sušení atd.). Během počátečního období rozvoje pole je tlak plynu obvykle tak vysoký, že není potřeba hlavní kompresorová stanice. Staví se později, po zprovoznění plynovodu.
Obrázek 15.2 – Schéma hlavního plynovodu: 1 – sběrné sítě plynu; 2 – odběrné místo polního plynu; 3 – struktury hlavy; 4 – kompresorová stanice; 5 – rozvodna plynu; 6 – podzemní zásobníky; 7 – hlavní potrubí; 8 – odbočky z hlavního potrubí; 9 – lineární tvarovky; 10 – dvouvláknový průchod vodní překážkou
41.Kompresorové stanice
Kompresorové stanice určený pro čerpání plynu. Kromě toho kompresorová stanice čistí plyn od kapalných a pevných nečistot a také jej dehydratuje.
Schématický vývojový diagram kompresorové stanice je na Obr. 15.3. Plyn z hlavního plynovodu 1 přes otevřený kohout 2 vstupuje do jednotky 4 sběrače prachu. Po vyčištění od kapalných a pevných nečistot je plyn stlačován plynovými čerpacími jednotkami (GPU) 5. Dále prochází vzduchovými chladicími jednotkami (ACU ) 7 a přes zpětný ventil 8 vstupuje do hlavního plynovodu 1.
Zařízení kompresorové stanice, kde probíhá čištění, komprese a chlazení, tzn. sběrače prachu, plynové čerpací jednotky a vzduchové chladiče se nazývají hlavní. Pro zajištění jejich normálního provozu jsou konstruována pomocná zařízení: systémy zásobování vodou, zásobování elektřinou, ventilace, zásobování olejem atd. Obrázek 15.3 – Technologické schéma kompresorové stanice s odstředivými kompresory
1 – hlavní plynovod; 2 – kohoutek; 3 – obtokové vedení; 4 – lapače prachu; 5 – čerpací jednotka plynu; 6 – sfouknuté zapalovací svíčky; 7 – plynový chladič vzduchu; 8 – zpětný ventil
42. Čištění plynu z kožešiny. nečistoty.
Distribuční stanice plynu vybudované na konci každého hlavního plynovodu nebo odbočky z něj.
Vysokotlaký plyn přepravovaný hlavním plynovodem nelze přímo dodávat spotřebitelům, protože plynová zařízení používaná v průmyslu a v každodenním životě jsou navržena pro relativně nízký tlak. Kromě toho musí být plyn očištěn od nečistot (mechanické částice a kondenzát), aby byl zajištěn spolehlivý provoz zařízení. A konečně, aby bylo možné detekovat netěsnosti, musí plyn dostat silný, specifický zápach. Operace předávání zápachu plynu se nazývá odorizace.
Tlak plynu je snížen na požadovanou úroveň, jeho čištění, odorizace a měření průtoku se provádí na distribuční stanici plynu (GDS). Schematický diagram GDS je na Obr. 15.4. Obrázek 15.4 – Schéma rozvodu plynu: 1 – vstupní potrubí; 2 – filtr; 3 – plynový ohřívač; 4 – regulační ventil; 5 – regulátor tlaku typu „za sebou“; 6 – průtokoměr plynu; 7 – odorizátor; 8 – výstupní potrubí; 9 – manometr; 10 – obchvat
Plyn je přiváděn vstupním potrubím 1 do rozvodny plynu. Zde se postupně čistí ve filtru 2, ohřívá v ohřívači 3 a snižuje v regulátorech tlaku 4. Dále je průtok plynu měřen průtokoměrem 5 a pomocí odorizéru 6 je do něj zaváděn odorant – kapalina, která dodává plynu zápach. .
Potřeba ohřát plyn před redukcí je způsobena tím, že tlakové škrcení je doprovázeno (podle Joule-Thomsonova jevu) ochlazováním plynu, čímž vzniká nebezpečí ucpání rozvodů plynu hydráty plynu.
