Магистральный газопровод

1—магистральный шинопровод; 2—распределительный шинопровод; 3—троллейный шинопровод; 4—электроприемники

/—трансформатор; 2—вводной автоматический выключатель; 3—линейный автоматический выключатель; 4—секционный автоматический выключатель; 5— магистральный шинопровод; 6—магистральный щиток; 7—щит станции управления освещением; S—групповой щиток рабочего освещения

Магистральный шинопровод серии ШМА 16 с пакетными элементами ошиновки по сравнению с предыдущими сериями (ШМА 73 и ШМА 68Н) имеет более высокие технико-экономические показатели и более широкую область применения (меньше значения сопротивления шин, цепи «фаза—нуль» и линейной потери напряжения на 100 м линии). Для тыльных помещений (в том числе для 'пожароопасных зон — кузнечных, литейных, деревообрабатывающих и/других цехов) выпускается четырехпро-водный шинопровод ШМА 73П.

Рис 5-17. Магистральный шинопровод типа ШМА на ток 1 500—

5-'17. Магистральный шинопровод типа ШМА на ток 1500—4000 а. г — способы прокладки в цехе; / — на стойках; 2 — на тросах; 3 — на кронштейнах.

позволяет применять их во взрывоопасных средах В-1а и В-16, т. е. в подавляющем количестве взрывоопасных установок. Покрытие шин защитно-изоляционным слоем (например, эпоксидной смолой) дает возможность применять их в помещениях с загрязненной и агрессивной средой и пожароопасных помещениях. Различают три основных типа шинопроводов: магистральные — на пжи порядка 1000—4 000 а с возможностью присоединения токоприемников через несколько метров, распределительные— на токи 100— 700 а с возможностью подключения токоприемников практически по всей длине и шинопроводы для сетей освещения на токи до десятков ампер. На 5-17 показаны магистральный шинопровод с алюминиевыми шинами и способы его прокладки. Недостатком протяженных шинопроводов на большие токи является их высокое индуктивное сопротивление.

Вводные устройства высшего напряжения КТП могут иметь глухое присоединение кабеля к трансформатору ( 8-8,а) или присоединение через разъединитель и блок разъединитель — предохранитель в случае включения в магистральные схемы питания. В шкафах низшего напряжения (до 1 000 в) на !вводе от трансформатора устанавливаются вводные автоматические воздушные выключатели (аш^оматы), защищающие сторону низшего напряжения и осуществляющие АВР, а также автоматы, плавкие предохранители с рубильниками или блоки предохранитель— выключатель, предназначенные для отключения и защиты линий низшего напряжения. Количество шкафов потребительских линий может быть различным и определяется заказом. На 8-8,6 показан общий вид трансформаторной КТП с сухим трансформатором, блоками предохранитель — выключатель на линиях и выводом на магистральный шинопровод (до 1000 в). Рукоятки блоков имеют блокировку с дверцами ячейки, не позволяющую открыть дверцу при включенном блоке. Малые размеры и безопасность для постороннего неквалифицированного персонала позволяют устанавливать КТП непосредственно у приемников р производственных по-

а — Московского электроза:вода; б — с сухим* трансформатором и шкафами низшего напряжения конструкции Главэлектромонтажа; 1 — трансформатор ТС; 2 — шкаф вводного автомата АВ20; 3 — магистральный шинопровод; 4 — шкафы низшего напряжения с блоками предохранитель — выключатель (БПВ); 5 — рукоятЛи включения блоков БПВ; 6 — дверца ячейки блока БПВ.

Пример 3.4. От КТП отходит магистральный шинопровод ( 3.22), на котором имеются четыре ответвления с реактивными нагрувками: Q, = 380 квар, Q2 = 200 квар, <2э=180 квар, Q4=130 квар. Всего 890 квар. Определить мощность комплектных БК, устанавливаемых в местах ответвлений, и установить необходимое значение реактивной мощности, получаемой из сети 6—10 кВ.

5.6. Магистральный шинопровод серии ШМА: и — прямая секция; б -- угловая секция; в — разрез

По расчетному току /„„„ = 800 А выбираем магистральный шинопровод ШМА-73-1600, а также автоматический выключатель типа ABM-IOC с электромагнитным расцепителем на шкале, зависимой от тока характеристики /защ = = 1000 А > /ШМА = 800 А, и на шкале, не зависимой от тока характеристики /01С = ЮООО А.

После двухступенчатого сжатия газ через обратные клапаны и краны № 8 и 8а направляется в магистральный газопровод. Перемычка с кранами № 6, 6а, 6р, бар и Д между приемным и нагнетательным шлейфами создает пусковой контур КС. Перед загрузкой КС в магистраль станция работает на этот контур.

Если температура газа после сжатия компрессорами превышает 70° С, его перед подачей в магистральный газопровод охлаждают. В таких случаях в систему газовых коммуникаций вводят охладители газа — водяные с циркулирующей водой или

До сих пор завершающему периоду разработки не уделялось достаточного внимания, однако сейчас эта проблема становится актуальной, так как основные месторождения даже на завершающем этапе могут иметь значительные остаточные запасы газа. Особенностью заключительного этапа эксплуатации является нестабильность работы месторождения, низкое давление газа в пласте, низкие дебиты скважин и, как следствие, высокие удельные затраты на добычу. Кроме того, с падением давления газа появляется необходимость ввода новых ступеней сжатия газа на дожимной компрессорной станции (ДКС), в связи с чем возрастает удельный расход энергии на компримирование газа для подачи в магистральный газопровод.

вать до тех пор, пока давление на входе в ДКС не опустится ниже 0,1 МПа. Это соответствует давлению в пласте порядка 0,7 — 1,2 и коэффициенту конечной газоотдачи 90—95%. В целом сложилось представление о низконапорном газе как о дорогостоящем, требующем непомерно больших затрат на компримирование его до давления, принятого сейчас на магистральных газопроводах (7,5 МПа). В связи с этим некоторые специалисты говорят о прекращении с некоторого момента подачи добываемого газа в магистральный газопровод и его использовании на местные нужды в районе добычи.

Для облегчения расчетов полезно производить схематизацию залежи и пластовой водонапорной системы. Система пласт — скважины — газосборные сети — ДКС — магистральный газопровод должна рассматриваться как единая последовательная цепочка взаимосвязанных элементов. Расчеты допустимо выполнять для «средней» скважины с усредненными по месторождению параметрами. При этом следует учитывать как современное состояние техники и технологии бурения скважин, добычи газа и компримирования его на ДКС, так и перспективы развития НТП в газодобывающей отрасли. При расчетах возможно принимать допущение о проявлении газового режима. Такое допущение, как указывается в ряде работ [66—68], не вносит больших погрешностей в расчеты. В ходе исследований выход скважин из строя вследствие обводнения на поздних этапах добычи может быть учтен путем ввода возмущений — уменьшением числа эксплуатационных скважин и варьированием динамики этого показателя.

2. Даже при наиболее интенсивной эксплуатации: месторождения затраты в добычу на завершающем этапе с учетом компримирования до давления магистрального транспорта не превышают замыкающих затрат на газ. Таким образом, экономически целесообразно продолжение подачи низконапорного газа в магистральный газопровод после соответствующей подготовки на ДКС. Пределом эффективности подачи газа в магистральный газопровод следует считать

Магистральный газопровод включает в себя уголовные сооружения; стальной трубопровод с ответвлениями, запорной арматурой и линейными сооружениями; компрессорные станции; дома линейных ремонтников и аварийно-ремонтные пункты; устройства линейной и стационарной связи; установки катодной, протекторной и дренажной защиты; вспомогательные сооружения газораспределительной станции.

В 1969 г. был построен второй крупный газопровод для подачи газа в район Кельна и затем — газопровод от Долларта на восток ФРГ, для снабжения газом городов Бремен, Гамбург и Ганновер. В 1971 г. был проложен магистральный газопровод Дроне — Берне для подачи газа с промыслов Ольденбурга и в 1972 г. — газопровод от границы Нидерландов у Винтервика — до района Берне (ФРГ). Весной 1975 г. был сдан в эксплуатацию магистральный газопровод из Нидерландов в ФРГ. Эта трасса пересекает ФРГ и идет в Швейцарию и Италию. Кроме того, в том же году сдан в эксплуатацию газопровод от Эм-дена (побережье Северного моря) до Берне (ФРГ), затем он будет продлен до Дуйсбурга.

Развитие добычи газа и его экспорт вызвали строительство газопроводов. Первый магистральный газопровод в стране был построен в начале 50-х годов между Тюббергеном и промышленным районом Дренте. В настоящее время имеются следующие газопроводы: Ваннерпервен — северные районы страны, Саппемера — Зютфен — Бокстель, Оммена — Утрехт, Граве-Гелена.

Первый крупный магистральный газопровод, предназначенный для подачи газа из провинции Британская Колумбия в один из промышленных районов страны и для экспорта его на тихоокеанское побережье США, был построен в 1957 г. В 1958 г. был построен газопровод к северу от Великих озер к восточным районам США. Позже было сооружено несколько ответвлений от основной трассы также для экспорта газа в США. В 1962 г. вступил в эксплуатацию третий крупный газопровод, предназначенный для экспорта газа в США (из Британской Колумбии в Северную Каролину).

Использование природного газа в промышленных масштабах началось лишь с 1949 г., когда был построен магистральный газопровод Каньяда-Сека (бассейн Комодоро-Ривадавия) — Буэнос-Айрес протяженностью 1705 км и пропускной способностью 1,2 млн. м3 в сутки. Затем в районе Хенераль-Ко-неса был построен газопровод от месторождений, расположенных в Пласа-Уин-куль, протяженностью 460 км. Он был подключен к магистральному газопроводу Каньяда-Сека — Буэнос-Айрес, протяженностью 1767 км д пропускной способностью 2,6 млрд. м3 в год с расчетом увеличения ее дб 3,2 млрд. м3.