26. Режим работы нефтепровода при отключении насосных станций.

Неполадки в системе электроснабжения, аварией, необходимостью проведения ремонтных работ. Выход из строя насосной станции резко меняет режим работы нефтепровода (расход, Р за станцией , подпоры перед станциями).

Самое большое возрастание подпора будет на станции перед отключенной. На станции с-2 – подпор тоже возрастает, но в меньшей степени, но на с-3 – еще в меньшей степени. Так же можно показать, что в правой части нефт-да подпоры будут возрастать от станции с+1, но все равно остан-ся меньше, чем до отключения. Может оказ-ся , что на станции с+1 подпор будет равен меньшеНдоп, тогда, чтобы небыло кавитации нужно поднять подпор до Ндоп.

Способы регулирования: необходимо чтобы соблюдалось условие Напор перед отключаемой = допустимому по условию прочности материала труб, и после отключаемой станцией подпор= допустимому по условиям безкавитационной работы.

27.Способы регулирования работы насосных станций мн.

Изменения условий перекачки в процессе эксплуатации (изменения расхода, временный выход из строя какой-либо станции и т. д.) могут привести к нарушению нормального режима работы нефтепровода: к кавитации на одних станциях и давлениям, превышающим предельное, на других. Это означает, что пропускные способности отдельных участков нефтепровода окажутся неодинаковыми. Согласование работы насосных станций достигается регулированием. В результате регулирования подпоры перед станциями должны быть не меньше допустимых ∆H_д, а напоры не должны превосходить предельного значения H_д . При регулировании изменяется напор на насосной станции и одновременно расход. Регулирование может быть ступенчатое (отключение насосных агрегатов) и плавное, осуществляемое изменением частоты вращения двигателя или насоса, перепуском части потока нефти из нагнетательного коллектора во всасывающий и дросселированием потока. Регулирование отключением одного или нескольких агрегатов — наиболее экономичный способ. Он применяется в тех случаях, когда необходимо уменьшить напор на величину, близкую к напору, развиваемому по крайней мере одним насосом. Чтобы точно установить нужные напор и расход, ступенчатое регулирование должно быть дополнено плавным регулированием. Регулирование изменением частоты вращения двигателя не получило распространения, так как существующие схемы пока еще сложны, громоздки и дороги (имеются в виду электродвигатели). Регулирование изменением частоты вращения насоса может осуществляться при помощи специальных магнитных муфт или гидромуфт.

28. Состав объектов магистрального газопровода.

В состав магистральных газопроводов входят: головные сооружения, линейные сооружения, компрессорные станции, газораспределительные станции, пункты измерения расхода газа, станции охлаждения газа (СОГ) (при необходимости), станции подземного хранения газа.

На головных сооружениях производится подготовка газа, его учет и компримирование с целью дальнейшей транспортировки. В комплекс по подготовке газа входят установки по его очистке от механических примесей, влаги, углекислого газа. Комплекс размещается на компрессорной станции.

Компрессорные станции размещаются по трассе газопровода с интервалом 100-150 км и служат для восстановления давления перекачиваемого газа.

Газораспределительные станции предназначены для снижения (редуцирования) давления газа до рабочего давления газораспределительной системы потребителей.

Для сглаживания неравномерности потребления газа крупными населенными пунктами сооружаются станции подземного хранения газа. Для закачки газа хранилище оборудуется собственной дожимной компрессорной станцией.

В состав линейных сооружений входят: газопровод с отводами и лупингами, переходы через естественные и искусственные препятствия, перемычки, узлы редуцирования, узлы очистки газопровода, узлы сбора продуктов очистки полости газопровода, узлы подключения КС, запорная арматура, станции противокоррозионной защиты, система электроснабжения линейных потребителей, устройства контроля и автоматики, система телемеханизации, система оперативно-технической связи, здания и сооружения для обслуживания линейной части (дороги, вертолетные площадки, дома обходчиков и т.д.).

Расстояние между линейными запорными устройствами (кранами) должно быть не более 30 км (20-30 км). Управление ими следует предусматривать дистанционным – из помещения операторной компрессорной станции, а также ручным – по месту. Линейная запорная арматура должна оснащаться автоматическими механизмами аварийного перекрытия.

При параллельной прокладке двух и более газопроводов в одном технологическом коридоре предусматривается соединение их перемычками на входе и выходе станций, далее через 40-60 км, в сложных условиях 20-30 км. Нормальное положение: на станции – открытые, на линейной части – закрытые. D_п>0,7D_min. Если перемычки соединяют газопроводы одного диаметра, то оборудуются только крановыми узлами, если с разным рабочим давлением, то дополнительно оборудуются регуляторами давления.

Для предотвращения гидратообразования в начальный период эксплуатации предусматриваются устройства для заливки метанола в газопровод на выходе каждой КС и у линейного крана или перемычки посреди участка между КС.

Здания следует предусматривать для оборудования, размещение которого на открытых площадках недопустимо.

Давление после компрессорной станции:

Д≤1000 мм р=5,45 МПа= 55 атм.

Д>1000 мм р=7,36 МПа= 75 атм.

Степень сжатия КС=1,45-1,5.

Давление в конце газопровода 1,5-2 МПа, длина конечного участка больше длины промежуточных. Чем больше диаметр газопровода, тем меньше расстояние между станциями.