книги / Нефтегазовое дело. Полный курс

Количество нагнетателей в группе соответствует числу ступеней сжатия газа на КС. П отребное количество ступеней сж ати я определя­ ется технико-экономическим расчетом.

Все полнонапорные нагнетатели подклю чаю тся к трем коллекторам компрессорного цеха: всасываю щ ему, нагнетательному и коллектору, соединяющему ГПА с пусковым контуром КС.

На рис. 12.23 обозначение АРвс — потери давления во всасываю щ ей линии КС. Эти потери зави сят от рабочего давления в газопроводе и числе ступеней очистки газа в блоке пы леуловителей (ПУ). При рабо­ чем давлении 7,5 М Па и одноступенчатой очистке потери давления рав ­ ны 0,12 МПа.

В обвязке нагнетателей обязательно предусм атриваю тся лю ки -лазы на всасывающем и нагнетательном трубопроводах каж дой компрессор­ ной машины. Лю ки п редн азн ачен ы д л я пом ещ ения в трубопроводы ш аров-разделителей д ля отсечения ГПА от коммуникаций КС при р е ­ монтах агрегатов.

У становка подготовки топливного, пускового и им пульсного газа предназначена д л я подготовки транспортируем ого газа к использо ­ ванию при зап у ске газотурби н н ы х д ви гател ей в кач еств е топлива ГПА и импульсного газа д л я у п р авл ен и я пневм оприводны м и к р а н а ­ ми в систем ах КС. У становка состоит из двух блоков полной заво д ­ ской готовности, в которы х о су щ еств л я ется очистка, зам ер , подо­ грев и р ед у ц и р о ван и е топливного газа и подготовка им пульсного газа для КИП.

Вустановке очистки газ очищ ается от ж идкости, пыли и м ехани­ ческих примесей для предотвращ ения загрязнения и эрозии оборудо­ вания и трубопроводов КС.

Вустановках охлаж д ен и я газ охлаж даю т воздухом и водой. При компримировании газ нагревается, что приводит к увеличению его в яз­ кости и дополнительным затр атам мощности на перекачку. Кроме того, увеличение тем п ературы газа отрицательно влияет на состояние изо­ ляции газопровода и напряж енное состояние его стенок.

На МГ наиболее часто используется способ охлаж ден и я газа атмос­ ферным воздухом. Д ля этой цели применяю т АВО газа.

Конструктивно АВО — это мощ ный вентилятор с диаметром лопас­ тей до 7 м, который нагнетает воздух снизу вверх, где по пучкам труб движется газ. Число аппаратов определяется расчетом. В АВО газ ох­ лаждается примерно с 70 до 45 °С. П отери давления в нагнетательной линии и обвязке АВО составляю т около 1,2 МПа.

Регулярной операцией в процессе эксплуатации М Т является очис­ тка их внутренней полости от скоплений воды, газа и параф иновы х от­ ложений. Согласно правилам технической эксплуатации нефтепрово­ дов очистку производят при сниж ении пропускной способности на 3 Гг от проектной величины. В процессе заверш ен и я строительства трубо­ провода такж е возникает необходимость в очистке готовых участков от строительного мусора и опрессовочной воды.

Рис. 12.24. Схема устройств приема-пуска поточных средств [23]:

1 — камера пуска; 2 — концевой затвор; 3 — трехходовой кран; 4,9 — насосы; 5, 10 — емкости; б — камера приема; 7 — сигнализатор; 8 — линия всасывания; 11 — линия нагнетания; 12 — байпас; 13 — трой­ ник; 14 — отсекающий механизм; 15 — прибор контроля; 16 — линей­ ный сигнализатор

Важным элементом технологической схемы НПС является узел при­ ема-пуска средств очистки и диагностики внутренней полости (внутритрубных снарядов) нефтепровода (рис. 12.24). Снаряды подразделяются на две категории: обычные, которые исполняют функции очистки, раз­ делен и я и обезвож ивания; «интеллектуальны е», с помощью которых получаю т информацию о наличии и местополож ении деф ектов в стен­ ках труб. С ущ ествую т различны е конструкции средств очистки: очис­ тны е поршни; щ еточные скребки; разделители с полиэтиленовыми ман­ ж етам и; эластичны е ш аровы е разделители . П оследние способны пре­

одолевать суж ения трубы и круты е повороты, но не способны удалять твердые отлож ения.

Комплекс оборудования для очистки полости трубопровода долж ен обеспечивать выполнение следую щ их операций: пуск и прием очист­ ного устройства; контроль за прохож дением его по участку; сбор и ути ­ лизацию выносимых из трубопровода загрязнений.

С редняя скорость очистного устройства в неф тепроводе равна сред­ ней скорости потока жидкости. Н аиболее эф ф ективны м процесс очист­ ки является при скорости очистного устройства порядка 2 м /с.

Устройства прием а-пуска разм ещ аю тся на нефтепроводе на рассто­ янии до 300 км и совм ещ аю тся с НПС. Эти устройства предусм атрива­ ются на лупингах и резервны х нитках протяж енностью более 3 км, а также на отводах протяж енностью более 5 км.

В состав устрой ств п р и ем а -п уска помимо трубопроводов и а р м а ­ туры входят: кам еры п ри ем а и зап уска поточны х средств; д р е н аж ­ ная ем кость; м ех а н и зм ы д л я и зв л е ч е н и я и за п а со в к и п оточн ы х средств; сигнали заторы п рохож ден и я очистны х и диагностических устройств.

Для приема снаряда использую т кам еру 6. Задви ж ки № 5 и № 7 за к ­ рывают, а задви ж ки № 6 и № 8 открываю т. С наряд вместе с потоком нефти поступает в кам еру 6, а неф ть, м инуя задвиж ку № 8, уходит в линию всасы вания промеж уточной НПС.

Для пуска снаряда используется кам ера 1. Зад ви ж ку № 1 откры ва­ ют, а № 2 закры ваю т. На отсекатель 14 дается команда пуска, и снаряд уходит вместе с потоком неф ти на следую щ ий участок нефтепровода. Емкости 5 и 10 — дренаж ны е.

Трубопровод в пределах одного очищ аемого участка долж ен иметь постоянный внутренний диам етр и равнопроходную линейную арм а­ туру без вы ступаю щ их внутрь деталей.

Перед пуском очистного устройства сниж ается давление в кам ере пуска до атмосферного, откры вается затвор кам еры , вводится в кам е­ ру очистное устройство, закры вается затвор камеры , повы ш ается д ав ­ ление в кам ере до рабочего давления. П еред приемом очистного уст­ ройства откры вается линия подачи неф ти в кам еру приема для вы рав­ нивания давлений.

Для установления качества восстановления пропускной способнос­ ти участков неф тепровода производится повторная (иногда многократ­ ная) очистка с выполнением соответствую щ их замеров. Очистка повто­ ряется до тех пор, пока увеличение пропускной способности участков не уменьш ится до значения 0,5 %.

дую щ ие:

• разгрузки и охлаж дения торцевы х (концевых) уплотнений;

• см азки и охлаж дения подшипников;

• сбора утечек от торцевы х (концевых) уплотнений;

• средств контроля и защ иты насосных агрегатов;

• подготовки и подачи сж атого воздуха;

• система приточно-вы тяж ной вентиляции.

Системы оборотного водоснабжения, канализации, отопления и элек­ троснабж ения относятся к инж енерным сооруж ениям перекачивающих станций.

На торцевые уплотнения центробежных насосов приходятся большие нагрузки и сильный разогрев. Они постоянно находятся под давлением перекачиваемой жидкости. Если ничего не предпринимать, то уплотне­ ния быстро вы йдут из строя. С ущ ествует несколько схем их защиты. Все они действую т по одному принципу — принудительной циркуляции части перекачиваем ой неф ти внутри корпуса нагнетателя. Назначение системы разгрузки — сниж ение давления в кам ерах уплотнений и их охлаж дение потоком перекачиваем ой жидкости.

С ущ ествует несколько вариантов системы разгрузки. Наиболее про­ грессивный из них — вариант разгрузки с использованием импелле­ ров. И м пеллер — это втулка с винтовой нарезкой, устанавливаемая на вал насоса м еж ду рабочим колесом и концевым уплотнением. При вра­ щ ении вала насоса им пеллер создает поток ж идкости от кам еры уплот­ нения в сторону рабочего колеса, отчего давление в кам ере уплотнения сниж ается.

Система сбора и откачки утечек вы полняется общей для всех насо­ сов. Эта система вы полняет две ф ункции — централизованны й сбор в емкость утечек неф ти из концевы х уплотнений насосов и откачку всех утечек станции из емкости в приемны й нефтепровод станции.

Н еф ть, которая и з линии всасы вания продавливается через каналы в теле концевых уплотнений, подается в резервуар сбора утечек. Откач­ ка утечек из этого резервуара производится насосами типа НОУ 50-350, которые устанавливаю тся внутри резервуара под уровнем жидкости. К онтроль за работой системы сбора и откачки утечек осуществляется с помощью манометра и сигнализатора утечек.

В системе см азки подш ипников используется принудительная по­ дача м асла и его безнапорны й возврат в маслобак. Два шестеренчатых

12JO. Вспомогательные системы насосного цеха

насоса нагнетаю т масло через ф ильтры и м аслоохладители к подш ип­ никам агрегата. Расход м асла — до 18 м3/ч , давление — до 1,4 МПа. Температура масла на входе в агрегат не долж на быть выше 55 °С. О тра­ ботанное масло возвращ ается самотеком в маслобак. М аслофильтры — это два ф ильтрую щ их патрона с сетками. М аслоохладитель — это труб ­ чатый теплообменник, в котором масло циркулирует по м еж трубному пространству.

При отключении электропитания ведущ ий перекачку насос останав­ ливается не ср азу — происходит так н азы ваем ы й «выбег» агрегата вследствие его инерционности. Д ля см азки подш ипников в период «вы­ бега» предусмотрен бак статического давления масла, который подни­ мается на некоторую вы соту над осью агрегата.

Система охлаж дения уплотнений и подш ипников насосов, маслоох­ ладителя, воздухоохладителя электродвигателя — это теплообменни­ ки, в которых циркулирует холодная вода. Н агретая вода охлаж дается в градирне и используется вновь. Во избеж ание отлож ения солей в тр у ­ бах тем пература воды не долж на превы ш ать 40 °С.

Система средств контроля и защ иты насосного агрегата сущ ествует для обеспечения надеж ной и безопасной эксплуатации основного и вспо­ могательного оборудования. НПС имеет разветвленную систему средств контроля работы, сигнализации и блокировки отдельны х агрегатов и станции в целом.

Подача масла контролируется электроконтактным манометром, кон­ такты которого вклю чены в пусковы е цепи электродвигателя. При от­ сутствии давления в линии см азки двигатель не вклю чается. П ри паде­ нии давления в маслосистеме двигатель останавливается.

Тепловая защ ита корпуса насоса предотвращ ает его длительную работу на «закры тую задвиж ку». К онтроль тем пературы воздуха, ох­ лаждающего электродвигатель, защ ищ ает обмотку статора от перегре­ ва. Амперметр ф иксирует нагрузку электродвигателя, а счетчик — часы работы агрегата.

Сущ ествуют датчики, которые контролирую т утечки неф ти через торцевое (концевое) уплотнение; сигнализаторы , которы е регистриру­ ют вибрацию оборудования и отклю чаю т агрегат при критических уров­ нях вибрации. Контроль давления всасы вания и нагнетания осущ еств­ ляют манометры.

Регуляторы давления обеспечиваю т минимальное давление на при ­ еме и максимальное — на вы киде НПС. Эта операция осущ ествляется методом дросселирования потока неф ти в заданны х пределах.

К нагрузкам относятся внутреннее давление продукта в тру­ бе, вес конструкций, давление грунта, снега и ветра, внеш нее гидроста­ тическое давление и архим едова сила.

К во зд ей стви ям относят предварительное напряж ение элементов,

Изменение тем пературы , просадки оснований и сейсм ические явление

Учет внутреннего давления при расчетах прочности трубопроводов Обязателен, а остальны е нагрузки учиты ваю тся в зависим ости от конк­ ретны х условий.

Н агрузки и воздействия по продолж ительности прилож ения быва­ е т постоянные, временны е длительны е, кратковрем енны е и особые.

К постоянны м нагрузкам отн осятся вес трубопровода, давление Трунта, вы талкиваю щ ая сила воды и др. К временны м длительны м на- ^ у з к а м — вес неф ти в трубе, тем пературны е воздействия. К кратков­ ременным нагрузкам — снеговая и гололедная, ветровая, воздействие И нагрузки при пропуске очистны е устройств и испы тании трубопро­ водов, сейсмические воздействия.

Н ор м ати вн ы е нагрузки — это наибольш ие внеш ние нагрузки, до­ пускаем ы е при норм альной эксп луатаци и трубопровода. Р асчетн ы е Нагрузки отличаю тся от норм ативны х нагрузок на величину коэффи­ циента надеж ности по перегрузке п при наиболее неблагоприятных со­ четаниях.

Н агрузки и воздействия, связанны е с осадками и пучениями грун­ та, перем ещ ением опор определяю тся на основании анализа грунтовые Условий в процессе строительства и эксплуатации трубопровода. ПаЬам етры сейсм ических колебаний грунта назначаю тся без учета за­ глубления трубопровода, а как д л я сооруж ения, располож енного на по­ верхности земли.

При расчете неф тепровода на Прочность и устойчивость. А такжь При выборе типа изоляции следует учиты вать тем пературу поступаю­ щ ей неф ти и ее изм енение по длине в процессе перекачки.

Н орм ативны й тем п ер атур н ы й п ерепад в м еталл е стенок труб при­ н и м ается равны м р азн и ц е м еж д у м акси м альной или минимально^ Т ем п ературой стенок в процессе эк сп л у атац и и и наим еньш ей или Н аибольш ей тем п ер атур ой , при которой ф и кси р у ется расчетн ая схе. Ма трубопровода {привариваю тся компенсаторы, проводится засыпку Трубы), т. е. когда ф и ксируется статически неопределим ая система.

Интенсивность вертикального распределения нагрузки на грунт дэ или опоры в процессе эксплуатации трубопровода ф орм ируется за счет веса продукта в трубе дп и за счет собственного веса q{) трубопровода:

При установлении тем пературного перепада At = (t - t0) и невозм ож ­ ности тем пературны х деф орм аций в трубопроводе ф ормирую тся сле­

где a f — коэф ф ициент линейного расш ирения м атериала трубы; Е — модуль упругости м атери ала трубы ; t{) — тем пература, при которой фиксируются элем енты конструкции в проектном положении; t — наи ­ большая или наим еньш ая расчетн ая тем пература.

Усилия в трубопроводе, действую щ ие в тангенциальном направле­ нии, назы ваю т кольцевы ми (рис. 12.25), в осевом направлении — про­ дольными.

Рис. 12.25. Схема внутренних напряжений в трубе

Под воздействием внутреннего давления р в трубе с внутренним диаметром d в стенке толщ иной С ф орм ируется кольцевое напряж ение

Зависимость м еж ду продольными и поперечными (кольцевыми) на­ пряжениями определяется чер ез коэф ф ициент П уассона 77 следую щ им

В процессе строительства трубопровод искривляется как в горизон­ тальном, так и в вертикальном направлениии. Изгиб вы зы вает появле­ ние в стенке трубы дополнительны х напряж ений, которые зависят от радиуса упругого изгиба R и геометрических характеристик трубы.

При чистом изгибе постоянный на всем участке изгибаю щ ий момент:

E J

(12.28)

R

Здесь J — осевой момент инерции сечения; R — радиус упругого изгиба трубопровода.

Этот момент обусловливает возникновение в сечении трубы напря­ ж ений, распределяю щ ихся по линейному закону. Н аибольш ие продоль­ ные напряж ения в трубе от изгибающ его момента:

Здесь D — наруж ны й диам етр трубопровода.

Если трубопровод не м ож ет п ерем ещ аться в продольном и попереч­ ном направлении, то при совместном действии внутреннего давления, тем п ературы и изгибающ его момента продольны е н ап ряж ен ия в ис­ кривленном трубопроводе определяю тся в соответствии с ( 12.25), (12.26)

Здесь сг = p d /2 S i{— кольцевы е нап ряж ен и я от рабочего нормативного давления; d — внутренний диам етр трубы; SH— ном инальная толщина стенки трубы; ц — коэф ф ициент П уассона м атериала трубы; a t — ко­ эф ф ициент линейного расш ирения м еталла трубы; At — расчетны й тем­ п ературны й перепад (полож ительны й при нагревании); Е — модуль упругости (модуль Ю нга) м атериала трубы; R — минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода.

З н ак «минус» в (12.30) относится к случаю , когда At имеет отрица­ тельное значение, т. е. расчетная тем пература меньш е начальной тем­ пературы . В таком случае растягиваю щ ие продольные напряж ения уве­ личиваю тся.

В случае, когда At им еет полож ительное значение, растягиваю щ ие н ап ряж ен ия ум еньш аю тся и д аж е могут стать сжимаю щ ими.

И скривление трубопровода в вертикальной плоскости более опас­ но, так как в этом случае трубопровод в процессе эксплуатации может вы йти на дневную поверхность.

12.11.2.Р а с ч е т толщ и н ы с те н о к труб

Под прочностью трубопровода понимают его способность со­ противляться внутренним и внеш ним нагрузкам без разруш ен ия и без потери устойчивости. Д ля обеспечения прочности необходимо опреде­ лить напряж ения в стенках трубопровода от различны х нагрузок и срав­ нить с контролируемым сопротивлением м атериала трубы Кк. Если рас­ четные напряж ен ия окаж утся меньш е значения R K, прочность счита­

ется обеспеченной.

Сопротивление м атери ала нагрузкам характер и зуется диаграммой растяж ения или сж атия. На этой диаграм ме имею тся обычно три ха­

рактерных значения: — напряж ен и я на конце участка упругой зави ­

симости; аТ— нап ряж ен ия на площ адке текучести; сгвр — временное со­ противление разры ву, при котором происходит быстрое разруш ение материала. Н апример, для стали Ст.З стт = 240 М Па, а егвр= 400 МПа. П ри­ нимая в расчетах в качестве контролируемого сопротивления сгт, полу­ чим одно значение толщ ины стенки труб, а приним ая <твр — другое зн а­ чение толщ ины стенок.

М агистральны е трубопроводы рассчиты ваю тся на нагрузки и воз­ действия по м етоду п р ед ел ьн ы х состояний. Д ля всех видов и схем прокладки МТ приним аю т два п редельн ы х состояния работы м ате ­ риала:

• предельное состояние, за которое принимаю т условие прочности м еталла труб на разр ы в R " (по ГОСТам на трубы);

• предельное состояние, за которое принимаю т условия появления пластических деф орм аций R ” (по ГОСТам на трубы).

Н апряж ения в м атериале трубы определяю т от всех нормативны х нагрузок и воздействий с учетом продольных и поперечны х перем ещ е­ ний трубопровода в соответствии с правилам и строительной м еханики

икурса сопротивления м атериалов.

Встроительных нормах в качестве расчетны х сопротивлений приня­ ты два контролируемых сопротивления растяж ению (сжатию) R, и R2, которые следует определять по ф ормулам:

m

(12.31)

m

к->кн

Зд есь т = 0,6— 0,9 — коэф ф и ц и ен т условий работы трубопровода, зави сящ и й от категории трубопровода и его участка; к ] = 1,34— 1,55 и к.}= 1,11— 1,20 — коэффициенты надежности (безопасности) по матери­ алу труб с учетом технологии их изготовления и сварки; кн = 1,0— 1,05 — коэф ф ициент надеж ности, учиты ваю щ ий внутреннее давление, диа­ метр и назначение трубопровода.

В последних зависим остях значение R " приним ается равным мини­ мальному значению сгцр для м атериала; R " приним ается равны м преде­ лу текучести <тг по техническим условиям на трубы.

В соответствии с методикой расчета прочности по предельны м со­ стояниям различаю т расчетны е и нормативны е нагрузки. Расчетные нагрузки учиты ваю т их возмож ное отклонение от нормативны х с по­ мощью различны х значений коэф ф ициентов перегрузки.

Р асчетная толщ ина стенки трубопровода определяется следующей зависимостью:

(12.33)

2 ( R ,+ n p ) ’

Здесь п = 1,10— 1,15 — коэф ф ициент перегрузки или коэф ф ициент на­ деж ности по рабочему давлению в трубопроводе; р — рабочее норма­ тивное давление; D H— наруж ны й диам етр трубопровода.

П усть трубопровод с наруж ны м диам етром 1220 мм работает при рабочем давлении р = 7,5 МПа. Н ормативное расчетное сопротивление м атери ала стенки трубы R ” = сгвр = 480 МПа. К оэф ф ициент безопаснос­ ти по м атериалу к {- 1,34, коэф ф ициент надеж ности кн = 1,05, коэф ф и­ циент перегрузки « = 1,1, коэф ф ициент условий работы m = 0,75. При таких условиях работы толщ ина стенок трубопровода долж на быть рав­ ной S = 19,2 мм.

П ри наличии в трубопроводе продольны х осевы х сж им аю щ их на­ п ряж ен и й расчетн ая толщ ина стенки трубопровода определяется по ф орм уле (12.33), в которой расчетное сопротивление R, умнож ается

где а — абсолю тное значение продольных сж им аю щ их напряжений от расчетны х нагрузок и воздействий.