1. Компримирование газа

Для компримирования газа КС оборудуется газоперекачивающими агрегатами (ГПА), состоящих из компрессора и приводящего его двигателя. На КС используются ГПА с поршневыми и центробежными компрессорами.

На МГ с суточной производительностью до 10 млн. м³ используются поршневые ГПА. В качестве привода чаще всего применяют двигатели внутреннего сгорания. В настоящее время на МГ используются следующие типы поршневых ГПА:

10ГКН, Q=1,01,2 млн. м³/сут (Q – производительность);

МК8 , Q= 1,55,0 млн. м³/сут;

ДР12, Q=8,013,0 млн, м³/сут.

Более 97% ГПА оборудованы центробежными нагнетателями (ЦН). Из них 85% имеют в качестве привода газотурбинные установки (ГТУ), остальные приводятся во вращение от электродвигателей.

Для привода ЦН используются три типа ГТУ:

• стационарные ГТН и ГТК ;

• авиационные ГПА-Ц;

• судовые ГПУ.

Мощность ГТУ этих типов ГПА составляет 6, 10, 16 и 25 МВт. Суточная производительность 1050 млн.м³.

В электроприводных ГПА используются в основном синхронные электродвигатели мощностью 412,5 МВт. Суточная производительность ЭГПА составляет 1337 млн.м³.

В центробежных ГПА используются нагнетатели со степенью сжатия =1,231,27 и =1,351,5 (полнонапорные ЦН). В настоящее время отдается предпочтение полнонапорным ЦН.

Лекция_16 (продолжение 15).

2. Очистка газа

Газ, поступающий на КС, содержит в своем составе механические частицы (пыль, окалину) и жидкость (воду, конденсат).

Для предупреждения засорения труб и эрозионного износа компрессоров газ перед компримированием очищается в сепараторах, получивших название пылеуловителей (ПУ). На КС используются два типа ПУ: масляные (мокрые) и циклонные (сухие). В настоящее время в основном используются циклонные ПУ.

Циклонные ПУ представляют собой аппараты батарейного типа: в одном аппарате монтируется от 3 до 100 и более циклонов. ПУ с 35 циклонами называются циклонными, с большим количеством – мультициклонными. На КС большой производительности в основном используется пятициклонный ПУ ГП.144.000 с пропускной способностью 20 млн. м³/сут.

3. Охлаждение газа

Температура газа при сжатии в компрессоре повышается. Для повышения надежности и эффективности работы МГ диаметром более 1,0 м он охлаждается.

В общем случае газ охлаждается водой в градирнях и воздухом в аппаратах воздушного охлаждения (АВО). В настоящее время на МГ используются АВО, представляющие собой секции оребреных трубок малого диаметра, обдуваемых воздухом при помощи вентиляторов. Газ охлаждается до температуры на 1015⁰С выше, чем температура воздуха. Температура газа на выходе КС не должна превышать 4550⁰ С. На КС используются АВО типа 2АВГ-75с. Находят широкое применение импортные АВО “Крезо-Луар”, “Пейя”, “Ничимент”. На КС МГ диаметром 1420 мм обычно устанавливается 1015 аппаратов.

Технологическая схема КС

Как уже было сказано, в настоящее время КС оборудуют полнонапорными нагнетателями (рис. 1). При этом степень сжатия ЦН соответствует требуемой степени сжатия КС и количество рабочих ГПА определяется соотношением производительности МГ и ГПА. Все ГПА соединяются между собой параллельно.

Рис. 1. Технологическая схема КС

П – пылеуловитель; 1, 2, 4, 5, 6 – запорные краны;

АВО – аппараты воздушного охлаждения

В нерабочем состоянии ГПА краны 1, 2, 4, 6 закрыты, кран 5 открыт. При включении в работу первым открывается обводной кран 4 малого диаметра и начинается продувка контура нагнетателя. Воздух вытесняется газом в атмосферу через кран 5. После вытеснения воздуха кран 5 закрывается и начинается заполнение контура газом. Когда давления до и после крана 1 сравняются, открывают краны 1 и 6. Кран 4 закрывают. ГПА работает на рециркуляционный контур. Для вывода ГПА в магистраль открывают кран 2 и закрывают кран 6.

Лекция_17.

Определение числа КС

Число КС определяется через длины участков, на которые можно прокачать газ при заданном изменении давления

, (1)

где n₀ – теоретическое число КС; L – длина МГ; l – длина участка между КС; l_K – длина конечного участка.

Для определения длин участков используется уравнение пропускной способности газопровода, которое для случая МГ записывается в следующем виде:

, (2)

где q – пропускная способность МГ, млн.м³/сут; P₁ – давление в начале участка (за КС), МПа; P₂ – давление в конце участка (перед КС), МПа; D – диаметр газопровода, м; l – длина участка, км.

При определении длины конечного участка принимается P₂=P_K.

Полученное число КС как правило округляется в большую сторону.

Расставляют КС в пределах расчетного расстояния между ними с учетом затрат на их строительство и эксплуатацию.

Регулирование работы МГ

Затраты энергии на перемещение газа по участку МГ зависят от среднего давления и средней температуры газа в нем, что исключает возможность определения потерь давления на всей длине МГ и, соответственно, составить уравнение баланса энергии. Расчетным участком для МГ является участок между КС.

Учитывая, что объем газа уменьшается с ростом давления и со снижением температуры, максимальная эффективность работы МГ будет соответствовать максимальному давлению и минимальной температуре на выходе КС.

С другой стороны, давление на выходе КС не должно превышать допустимого давления, определенного из условия прочности труб или ЦН.

Минимальная температура на выходе КС ограничивается минимальной допустимой температурой газа в конце участка, исключающей промерзание грунта вокруг трубопровода. Рекомендуется принимать Т_2мин= 271273К.

Повышение температуры газа на выходе КС повышает опасность нарушения целостности антикоррозионной изоляции труб и потери устойчивости трубопровода. Максимальная температура газа на выходе КС ограничивается 4550⁰С.

Производительность МГ можно регулировать отключением КС, ГПА и изменением частоты вращения ЦН.

Снижение производительности МГ регулированием одной из КС приводит к общему повышению давления в газопроводе. Давление возрастает от КС к КС на участке до станции, на которой производится регулирование и далее к концу МГ снижается.

ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Общая характеристика нефтебаз

Комплекс сооружений и установок для приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов получил название – нефтебаза.

В зависимости от объема резервуарного парка они делятся на три категории:

1 категория – более 100000 м³;

2 категория – 20000100000 м³;

3 категория – менее 20000 м³.

По функциональным признакам различают перевалочные и распределительные нефтебазы.

Распределительные нефтебазы бывают водные, железнодорожные, водно-железнодорожные и автодорожные.

Кроме того, существует особый вид хранилищ – сырьевые и товарные парки добывающих, транспортирующих и перерабатывающих предприятий.

Нефтебаза в своем составе имеет набор следующих объектов:

1) пункты приема нефти и нефтепродуктов (причалы, пирсы, эстакады, стояки);

2) резервуарные парки;

3) пункты отпуска больших партий нефти и нефтепродукта (причалы, пирсы, эстакады, стояки);

4) пункты отпуска нефтепродуктов в автоцистерны (установки автоматизированного налива, стояки);

5) разливочные (затаривание бочек, канистр, бидонов, банок);

6) автозаправочные станции;

7) насосные станции.

Лекция_18 (продолжение 17).

Основу нефтебазы составляет резервуарный парк. Для хранения нефти и нефтепродуктов используются металлические, железобетонные и резинотканевые резервуары.

Наиболее употребляемыми являются металлические резервуары. По форме они бывают вертикальными цилиндрическими, горизонтальными цилиндрическими и сферическими.

В зависимости от давления различают резервуары:

• низкого давления (вертикальные резервуары, рассчитанные на давление 12 кПа и вакуум 0,250,5 кПа);

• повышенного давления (горизонтальные и сферические резервуары, рассчитанные на давление до 70 кПа).

Рис. 1. Схема установки горизонтального резервуара

1- раздаточный патрубок; 2 – приемный клапан; 3 – вентиляционная труба; 4 - дыхательный клапан; 5- огневой предохранитель

Вертикальные резервуары сооружаются со стационарной и плавающей крышей. Стационарные крыши выполняются плоскими, коническими и сферическими.

Вертикальные резервуары имеют емкость от 100 до 100000 м³. Горизонтальные резервуары выпускают емкостью от 3 до 200 м³ с плоскими, коническими и сферическими днищами. Устанавливаются они надземно и используются в основном для хранения темных нефтепродуктов. На автозаправочных станциях (АЗС) в горизонтальных резервуарах хранят и светлые нефтепродукты, в этом случае они устанавливаются подземно (рис. 1).

Для обеспечения условий всасывания насосов, выкачивающих нефтепродукт из резервуара, раздаточный патрубок 1 должен быть заполнен жидкостью. С этой целью раздаточный патрубок оборудуется приемным клапаном 2, исключающим обратный слив нефтепродукта. Сообщение с атмосферой происходит через вентиляционную трубу 3 и регулируется дыхательным клапаном 4. Для исключения попадания в резервуар открытого огня перед дыхательным клапаном устанавливается огневой предохранитель 5.

Основная часть нефти и нефтепродуктов хранится в вертикальных резервуарах (рис. 2).

Рис. 2. Оборудование вертикального резервуара

1- приемораздаточный патрубок; 2 – хлопушка; 3 – управление хлопушкой; 4 – дыхательный клапан; 5- замерный люк; 6- сифонный кран; 7- люк-лаз; 8- световой люк;

9- вентиляционный люк

Заполнение и опорожнение производится через приемораздаточный патрубок 1. Для исключения самопроизвольного опорожнения резервуара на конце патрубка установлена хлопушка 2. Открывается хлопушка при помощи управления хлопушкой 3. При заполнении и опорожнении резервуара в нем меняется давление. Для предупреждения разрушения на крыше установлены дыхательный и предохранительный клапаны 4.

Уровень жидкости в резервуаре измеряется уровнемером, установленным в замерном люке 5. Для освещения и вентиляции резервуара при ремонте на крыше установлены световой 8 и вентиляционный 9 люки. Слив подтоварной воды производится через сифонный кран 6. Для проникновения рабочих в резервуар предусмотрен люк-лаз 7.

Способы хранения газа

В общем случае газ хранят в сжиженном и в газообразном состоянии.

Различают сжиженный углеводородный (СУГ) и сжиженный природный газ (СПГ).

Газ можно перевести в сжиженное состояние повышением давления выше давления насыщения либо снижением температуры ниже температуры кипения. Отсюда два метода хранения сжиженного газа: под повышенным давлением и низкотемпературное.

СУГ в основном хранится под повышенным давлением в горизонтальных резервуарах емкостью от 10 до 200 м³ и в сферических резервуарах емкостью 600 м³. В частности, этот метод хранения используется в автомобильных автозаправочных станциях.

СПГ хранится при низких температурах. В этом случае используются теплоизолированные вертикальные цилиндрические резервуары. Для поддержания температуры в резервуарах используются холодильные машины.

В основном природный газ хранится в газообразном состоянии под повышенным давлением. Наибольшее распространение получило подземное хранение в выработанных нефтяных и газовых месторождениях и в водоносных горизонтах.

Достаточно широко используется хранение газа в газгольдерах высокого давления – толстостенных горизонтальных резервуарах и в болонах. Хранение компримированного природного газа (КПГ) применяется на автомобильных заправочных станциях.