Технологические схемы КС магистрального газопровода

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ КС МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА [c.6]

Независимо от типа установленного оборудования и технологической схемы компрессорных станций на магистральных газопроводах предусматриваются следующие процессы обработки газа [c.5]

Метод перемещения сжиженных газов с использованием энергии сжатого природного газа (метана) отличается простотой и экономичностью, так как не устанавливается дорогостоящее и сложное в эксплуатации оборудование (компрессоры, испарители). Поэтому, когда в населенном пункте имеется ГНС и вблизи проходит магистральный газопровод природного газа, целесообразно проводить сливо-наливные операции на ГНС и ГНП по технологической схеме с использованием энергии сжатого метана. [c.290]

Провести дополнительные исследования обнаруженного эффекта, в том числе и теоретические. Последующие испытания вихревой установки проводили при соот-нощении давлений на ТВТ, близком к рабочему, но со сбросом попутного газа на факел. Этот технологический режим практически полностью моделирует параметры работы низкотемпературной схемы, которые должны быть при подаче нефтяного газа в магистральный газопровод. Показатели работы ТВТ и установки в целом приведены в табл. 1 (режимы № 4-6). Как видно, при е = 1,4 снижение температуры в ТВТ составило АТ = 13°С, а температура холодного потока была равна минус 6°С. [c.335]

Все природные и попутные нефтяные газы в пластовых условиях насыщены водяными парами. При добыче газа в технологических схемах промысловой обработки происходит изменение термодинамических условий (давление, температура), при которых конденсируются пары влаги. Выпавшая капельная влага вызывает серьезные осложнения как в работе технологических аппаратов установок промысловой подготовки газа, так и при транспортировании его по магистральным газопроводам. [c.211]

Как показали работы, проведенные Гипрониигазом, использовать энергию сжатого метана экономически целесообразно при удалении ГНС и ГНП от магистрального газопровода на расстояние до 10—15 км. При этом подается природный газ из магистрального газопровода высокого или среднего давления в паровое пространство опорожняемого резервуара, где создается давление, достаточное для перемещения сжиженных газов. Для ГНС производительностью 3—40 тыс. т/год рекомендуется проводить слив и налив при парциальном давлении природного газа 0,2—0,5 МПа, что является оптимальным. При этом необходимо контролировать углеводородный состав сжиженных газов для исключения возможности диффузии и растворения природного газа вследствие его соприкосновения с зеркалом сжиженных газов. Однако во всех случаях сливо-наливные операции сжиженных газов на ГНС и ГНП по технологической схеме с использованием энергии природного газа следует выполнять при соответствующих оптимальных режимах и с соблюдением требований действующих Рекомендаций и инструкций по использованию энергии сжатого природного газа для заправки баллонов сжиженным газом , разработанных Гипрониигазом. [c.290]

В книге приведено описание технологических схем компрессорных станций с газотурбинным приводом, с кратким изложением систем вода — масло и электроснабжения, а также подготовки циклового воздуха. Основное внимание уделено компрессорным установкам с газотурбинным приводом. Рассмотрены все типы современных нагнетателей и газовых турбин, применяемых на компрессорных станциях магистральных газопроводов. Кроме того, освещены вопросы эксплуатации и ремонта газовых турбин и центробежных нагнетателей, а также вопросы монтажа и наладки, необходимые для эксплуатационного персонала. [c.2]

На рис. 44 показана технологическая схема головной КС магистрального газопровода, оборудованной поршневыми компрессорами, без охлаждения сжимаемого газа. [c.78]

При описании подлежащего защите объекта — как проектируемого, так и действующего — необходимо указать его назначение (магистральный нефте- или газопровод, сооружение нефтебазы и т. д.), технические характеристики, год постройки, а также технологическую схему. [c.165]

СКЗ, устанавливаемая для совместной защиты подземных коммуникаций компрессорной станции, отличается от СКЗ магистрального газопровода количеством анодных заземлений (три-четыре), которые устанавливают по периметру промышленной площадки компрессорной станции (КС). На этой СКЗ может быть несколько выпрямительных установок, работающих на одну или несколько точек дренажа. Размещение конструктивных элементов СКЗ промышленной площадки КС зависит от ее технологической схемы, определяющей конструктивные характеристики и расположение подземных сооружений, от состояния изолирующего покрытия трубопроводов, размещения заземляющих контуров трубопроводов, технологического оборудования и электроустановок. Разность потенциалов между параллельными, сближающимися и пересекающимися подземными сооружениями КС выравнивают с помощью электрических перемычек и протекторов. [c.100]

В книге излагается теория компрессоров, рассматриваются характерные конструкции поршневых, ротационных и турбинных компрессоров и нагнетателей, приводятся технологические схемы компрессорных станций магистральных газопроводов, рассматриваются и анализируются системы охлаждения, описываются способы осушки, очистки и одоризации газа. В отдельных главах рассматриваются вопросы эксплуатации компрессоров и организация ремонта оборудования компрессорных станций. [c.2]

На рис. 1 показана схема одной технологической линии установок силикагелевой осушки газа на промыслах месторождения Медвежье на севере Тюменской области. Газ со скважин, насыщенный парами воды и содержащий до 0.4 см /м высококипящих конденсирующихся углеводородов, поступает через штуцер редуцирования в сепаратор сырого газа 1, где от пего отделяется конденсат воды и углеводородов. Из сепаратора газ направляется в верхнюю часть одного из адсорберов 2 на осушку. Осушенный газ с низа адсорбера отводится в магистральный газопровод. Часть потока осушенного газа с помощью газодувки 4 прокачивается [c.197]

Детальный учет особенностей технологического оборудования и схемы функционирования трубопровода требует создания достаточно громоздких программ. Одна из распространенных вычислительных процедур определения пропускной способности магистрального газопровода сводится к двумерной схеме динамического программирования, в которой фазовыми координатами служат расход и давление, а шагом процесса является переход от одного звена к другому. [c.540]

КС обеспечивают транспорт природного газа по магистральному газопроводу, в частности, для труб диаметром 1420 мм при давлении на выходе станции 8,2 МПа. Технологической схемой КС предусматриваются очистка транспортируемого газа компримирование газа охлаждение газа. [c.23]

В другой технологической схеме АГНКС на перепадах давления ГРС поток газа из магистрального газопровода, идущего на ГРС, отводится с давлением 4-5 МПа на АГНКС по трубопроводу [11]. Пройдя измеритель расхода газа и первичный сепаратор, одна часть газа через гаситель пульсаций поступает на компримирование в свободно-поршневой детандер-компрессор, а другая вдет в расширительный цилиндр детандера-компрессора, где расширяется, отдавая энергию на сжатие газа. После расширения о понижением давления от 4-5 до 0,3-1,2 МПа поток газа, пройдя теплообменник, по трубопроводу поступает в сеть,где смешивается с потоком газа после ГРС, давление которого также составляет 0,3-X,2 МПа.. [c.37]

Переработка газа - энергоемкое производство, поэтому за рубежом для снижения энергоемкости ГПЗ в качестве привода компрессоров и турбодетандеров завода используют газовые турбины, для которых топливом служит отбензиненный газ. В нашей стране в качестве привода компрессоров и турбодетандеров применяют только электропривод, что требует строительства дорогостоящих высоковольтных линий электропередач от ТЭЦ до ГПЗ с дополнительными потерями энергии как в процессах преобразования, так и передачи энергии по высоковольтным линиям. В результате принятой технологической схемы в Западной Сибири построены и продолжают строиться крупнейшие электростанции (Сургутская, Нижневартовская и Уренгойская) с соответствующей системой магистральных газопроводов для подачи газа на эти станции и разветвленной сети высоковольтных линий электропередач для подачи электроэнергии на нужды нефтяных месторождений и в том числе на ГПЗ. Такая система требует колоссальных капиталовложений [c.120]

Газ в пластовых условиях насыщен парами влаги до равновесного состояния. При добыче газа в технологических схемах промысловой обработки происходит изменение термодинамических условий (давление, температура), при которых конденсируются пары влаги. Выпавшая капельная влага вызывает осложнения как в технологических элементах установок промысловой подготовки газа, так и при транспортировании его по магистральным газопроводам. Основное осложнение— образование гидратных пробок, которые приводят к I созданию аварийных ситуаций. Поэтому перед подачей Л природного газа в магистральные газопроводы или на глубокую низкотемпературную переработку газ осушают. Осушкой называется процесс удаления из газа паров воды. Выбор способа осушки зависит от конкретных условий и требований, а именно состава газа, требуемой глубины осушки, объема осушаемого газа и др. [c.41]

Сравнение схем НТР с внешним холодильным циклом и с турбодетандером показывает, что в первом случае требуется меньший расход энергии, но последние схемы требуют меньше капитальных вложений. Следовательно, применение технологических схем НТР с турбодетандером оправдывается только, если имеется свободный перепад давления между сырым и сухим газами, т. е. когда нет необходимости в дожатии газа перед подачей его в магистральный газопровод. [c.171]

К основным функциям информа-ционно-математического обеспечения относятся разработка (совершенствование) системы классификации и кодирования, описывающей объекты управления (магистральные газопроводы, основное технологическое оборудование и т д ), разработка (совершенствование) схемы документооборота и форм документов, содержащих информацию о состоянии объекта на опреде ленный момент времени, [c.96]

Функциональную устойчивость транспорта газа по коридорам определяют техническое состояние магистральных газопроводов (МГ) с учетом технологической схемы и действующая система технического обслуживания. Основной причиной снижения технически возможной производительности (ТВП) является рост дефектности, влияющей на аварийность на отдельных участках, приводящий к снижению рабочего давления и/или длительному останову транспорта газа для массового капитального ремонта. Правильное планирование и распределение капзатрат на основе данных диагностических обследований, а также объемов самой диагностики по коридорам снижает риск возникновения аварийных ситуаций, повышает надежность газоснабжения, увеличивает производительность газотранспортной системы (ГТС). [c.231]

Длительное сохранение герметичности. Магистральные газопроводы рассчитаны на длительную эксплуатацию, поэтому и запорная арматура должна долго сохранять герметичность. Арматура считается герметичной при следующих условиях при закрытом запорном органе рабочая среда не проходит из одной части технологической схемы в другую, отделенную арматурой отсутствуют протечки через сальниковый узел, фланцевые и другие разъемные соединения металл корпусных деталей имеет плотную структуру, отсутствуют пористые участки, раковины, трещины, через которые могла бы просочиться рабочая среда в окружающую атмосферу. [c.5]

На рис. П1.3 показана технологическая схема адсорбционной установки промысловой подготовки газа Мессояхского месторождения, где в качестве ингибитора гидратообразования использовался метанол [8]. Ввод метанола в затрубное пространство скважин обеспечивал безупречную эксплуатацию всех систем добычи, сбора и транспортирования газа до головных сооружений магистрального газопровода Мессояха — Норильск, где размещалась указанная установка. Согласно схеме, газ вместе с метанолом поступает в сепараторы 1, 2 и 3, где от него отделяется водный раствор метанола, который отводится из сепараторов в резервуар с целью последующей регенерации метанола из водного раствора (на схеме не показано).,Из сепараторов 1, 2 п 3 газ направляется в два параллельно работающих адсорбера 4 и 5 (или б и 7) и проходит через слой адсорбента сверху вниз, при этом из него извлекаются пары воды и метанола. Одновременно часть сырого газа, выходящего из сепараторов 1, 2 3, поступает в печи 8 п 9 (или 8, 9, 10 и 11), нагревается в них и с температурой 300 °С подается в нижнюю часть двух других адсорберов, находящихся на стадии регенерации цеолита. [c.118]

Темами первых научных исследований были определение глубины заложения магистральных газопроводов, степени осушки газа, разработка методов расчета магистральных газопроводов и принципов проектирования газовых месторождений, участие в разработке проектов газопроводов Дашава - Киев - Брянск -Москва, Ставрополь - Москва и др., разработка технологических схем газобензиновых заводов и т.д. [c.127]

В зависимости от назначения и месторасположения на магистральном газопроводе различают головные и промежуточные компрессорные станции. Головные компрессорные станции (ГКС) устанавливают в начальном пункте газопровода, расположенного в районе газового промысла или на некотором расстоянии от него, где осуществляется подготовка газа к транспорту и компримирование его до расчетного давления. Промежуточные компрессорные станции (ПКС) располагают по трассе газопровода на расстоянии 100—200 км. Расстояние между станциями определяется расчетом. Принципиальные технологические схемы головных и промежуточных компрессорных станций в принципе одинаковые, за исключением установок по> подготовке газа к дальнему транспорту. На головных компрессорных станциях эта подготовка осуществляется полностью,, т. е. производится пылеулавливание, обезвоживание, очистка от серы, механических примесей и жидких частиц на промежуточных компрессорных станциях подготовка газа к транспорту ограничивается очисткой от механических примесей, конденсата и воды. [c.245]

На рис.6.1 представлена схема различных технологических вариантов по устранению свищей на магистральных конденсатопроводах. Схема составлена с учетом производственного опыта проведения работ по устранению свищей на магистральных нефтепродуктопроводах и газопроводах, а также конденсатопроводах Новый Уренгой - Сургут и Завод стабилизации - НПС-3, обслуживаемых предприятием Сургутгазпром". Как видно из рис.6.1, устранение свищей возможно осуществлять без остановки перекачки продукта по трубопроводу и с остановкой перекачки. Решение о прекращении перекачки продукта принимается в том случае, если устранение сквозного дефекта в металле трубы без отключения насосного оборудования осуществить невозможно. После остановки перекачки восстановительные работы могут производиться либо после полного восстановления трубопровода, либо при заполненном жидкостью трубопроводе, когда из свища происходит истечение продукта (см. рис.6.1). В первом случае ремонт будет производиться в более безопасных условиях, во втором - давление в трубопроводе снижается до величины ниже рабочего, что делает возможным выполнение дальнейших технологических операций. Удаление участка трубы, после полного опорожнения от продукта, как правило, производится при значительном нарушении целостности металла стенки трубы. Применительно к свищам вырезка дефектного участка осуществляется при наличии на сравнительно небольшом участке трубопровода большой группы свищей или если в месте нахождения свища еще имеются другие механические повреждения металла (вмятины, гофры и т.п.). [c.127]

В зависимости от назначения и месторасположения на магистральном газопроводе различают головные и промежуточные ко М1преосорные станции. Головные компрессорные станции (ГКС) устанавливают в начальном пункте газопровода. Промежуточные компрессорные станции (ПКС) располагают по трассе газопровода на расстоянии 100—200 км. Принципиалыные технологические схемы ГКС и ПКС одинаковы, за исключением установок по подготовке газа к дальнему транспорту. На ГКС эта подготовка осуществляется полностью, т. е. проводится пылеулавливание, - обезвоживание, очистка от серы, механических примесей, конденсата и других жидкостей. На ПКС подготовка газа к транспорту ограничивается очисткой от механических примесей, конденсата и воды. [c.130]

При осушке больших газовых потоков на головных сооружениях магистральных газопроводов значительное распространение получили установки абсорбщюнной осушки этиленгликолями. Технологические схемы установок, использующих метод адсорбции, более сложные по сравнению с ад-сорбщюнными системами, но эксплуатащюнные и приведенные затраты их примерно в 3 раза ниже. [c.334]

В Советском Союзе нет опыта эксплуатации этиленовых заводов, технологические установки которых оборудованы газомоторком-прессорами и турбокомпрессорами с паротурбинным, газотурбинным и электрическим приводами. Однако на магистральных газопроводах имеются компрессорные станции, оборудование которых по технологической схеме, характеру сжимаемых газов, значениям максимальных давлений газа аналогично рассматриваемому оборудованию этиленовых заводов. Подробные характеристики таких станций изложены в [89]. К преимуществам газомоторного, паротурбинного и газотурбинного приводов компрессоров относится [c.117]

В настоящее время Основными принципами рещеиия схем сброса газов от технологических установок нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий (приказ В/О Нефтехима Л 41 от 2 июля 1981 г.) определено несколько иное устройство магистральных газопроводов (коллекторов) в факельных системах. На предприятиях должны устраиваться первая факельная общезаводская система, предназначенная для сбора постоянных нли периодических сбросов. Она состоит из факельного коллектора, систем сбора конденсата и утилизации газов (газгольдеры и компрессоры) вторая факельная система, предназначенная для сбора газов от предохрапительиых клапанов, состоит из двух взаимозаменяемых факельных коллекторов. Эта система может быть предназначена для всего предприятия (небольшого), для групп установок (групповая) или быть индивидуальной для отдельных крупных установок специальная система для сброса газов, содержащих сероводород. [c.246]

Киевским проектным институтом Укргипрогаз разработан типовой проект компрессорной станции магистрального газопровода с установкой в компрессорном цехе от 6 до 12 газомотокомпрессоров типа ЮГК. Технологическая схема типовой компрессорной станции (условно суженная до трех агрегатов) представлена на рис. 226. В табл. 35 дается перечень основного технологического оборудования на шесть (VI—XII) типов компрессорных станций с агрегатами 10ГК. [c.206]

С 1995 г. институт выполняет проектирование зарубежных объектов магистрального газопровода Аксай - Красный Октябрь - Акмола (Республика Казахстан), ТЭО Расширение транзитных газотранспортных мощностей на территории Украины, Молдовы, Румынии, Болгарии для увеличения экспорта российского газа в Турцию и страны Балканского региона схемы единой системы газоснабжения Турции алгоритмов автоматизированного управления технологическими процессами на КС Кондратки и КС Влоцлавек газопровода Ямал - Европа на территории Польши [c.40]

Западно-Сибирский газовый комплекс. Блок-схема переработки нестабильного газового конденсата Западно-Сибирского региона представлена на рис.37. Принципиальная технологическая схема переработки конденсата выглядит следующим образом. Нестабильный конденсат после установок подготовки газа к дальнему транспорту с Ямбургского и Уренгойского месторождений поступает на Новоуренгойский завод деэтанизации конденсата, где из него извлекается газ деэта-низации, который закачивается в магистральный газопровод. Деэтанизированный конденсат откачивается по трубопроводу на Сургутский завод стабилизации конденсата для выделения ШФЛУ. Стабильный конденсат откачивается по трубопроводу на Тобольский нефтехимкомбинат на переработку. ШФЛУ из Сургута по отдельному трубопроводу перекачивается в Южный Балык, откуда по железной дороге и трубопроводу поставляется на перерабатывающие предприятия. [c.265]

Авторами предложена идея построения комбинированной схемы обеспечения газомоторным топливом на базе Невинномыс-ского газового узла. Невинномысский газовый узел является частью Северо-Кавказских магистральных газопроводов со сложным построением технологической схемы [1]. В Невинномысском Л11УМГ накоплен определенный опыт газификации и эксплуатации собственной техники [2, 3]. [c.3]

Горно-геологические особенности Хадумского горизонта -большой газонасыщенный объем продуктивного пласта высокой проницаемости и небольшой глубиной залегания - около 800 м, практически газовый режим в течение всего периода разработки месторождения - позволили создать крупное подземное хранилище газа, обладающее рядом специфических особенностей и высокими технико-экономическими показателями. Закачка газа в хранилище осуществляется непосредственно из магистрального газопровода при давлении газа 3,5 МПа на входе в газосборный коллектор. Отбор газа из хранилища осуществляется с помощью дожимных КС. В 1984 г. ВНИИгазом, Севкавниигазом и Кавказтрансгазом была разработана технологическая схема создания хранилища. В том же [c.52]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология