49. Системы перекачки нефти и нефтепродуктов

1 - резервуар; 2-насосный цех; а- постанционная; б- через резервуар; в- с подклююченным резервуаром; г- “ из насоса в насос”.

При постанционной системе перекачки нефть принимают поочередно в один из резервуаров станции, для закачки же в трубопровод в это время используют нефть из другого резервуара. При этой системе перекачки возможен порезервуарный учет количества перекачанной нефти, но она сопровождается значительными потерями нефти от "больших дыханий" резервуаров. Постанционная система перекачки характерна для головных НПС магистрального нефтепровода и его эксплуатационных участков.

В системе перекачки с "подключенным резервуаром" предусматривается, что основное количество нефти проходит по трубопроводу, минуя резервуар. Поскольку колебания уровня нефти в нем происходят только в связи с различием расходов на предыдущем и последующем перегонах между станциями, при данной системе перекачки поте-ри нефти от "больших дыханий" ниже. При синхронной работе участков уровень нефти в "подключенном резервуаре" остается постоянным.

При системе перекачки "из насоса в насос" резервуары промежуточных НПС отключают от трубопровода и используют только для приема нефти из трубопровода во время аварий или ремонта. Нефть проходит только через магистральные насосы НПС. За счет этого уменьшаются потери нефти от испарения и полностью используется подпор предыдущей станции. Данная система предусматривает полную синхронизацию работы перегонов нефтепровода в пределах эксплуатационного участка или даже всего магистрального нефтепровода. Перекачка по системе "из насоса в насос" является самой распространенной на существующих нефтепроводах.

При перекачке "через резервуар" обеспечивается "мягкая" перекачка (в резервуарах происходит гашение волн избыточного давления, возникающих при пусках и остановках насосных агрегатов), но из-за постоянного притока и отбора нефти из резервуара происходит более интенсивное испарение легких фракций. Эта схема в настоящее время практически не используется.

50. Установки подготовки топливного и пускового газа.

На площадках компрессорных станций необходимо предус­матривать установку подготовки газа топливного, пускового, им­пульсного и для собственных нужд КС и жилого поселка.

Система топливного и пускового газа предназначена для пода­чи газа с требуемым давлением и в необходимом количестве к газоперекачивающим агрегатам. Система импульсного газа обеспе­чивает его подачу к узлам управления и пневмоцилиндрам для пе­рестановки кранов топливного и пускового газа, а также к конт­рольно-измерительным приборам и устройствам автоматического регулирования ГПА. В качестве топливного, пускового и импуль­сного газа используется транспортируемый газ. Отбор газа на установку подготовки предусматривается: от узла подключения компрессорной станции к газопроводу (до и после обводного крана № 20 станции); после установки очистки газа (основной отбор); из нагнетательных шлейфов компрессорного цеха (в зимний период). Для первоначального запуска ГПА отбор газа производят из газо­провода.

В технологической схеме установки подготовки газа следует предусматривать: подогрев топливного газа до плюс 25 °С (не менее Двух подогревателей. При отключении одного из подогревателей оставшиеся в работе должны обеспечивать не менее 70 % номи­нальной тепловой производительности системы), редуцирование его до рабочего давления в соответствии с техническими условиями за­водов-изготовителей газоперекачивающих агрегатов и поддержа­ние этого давления с точностью до ± 0,05 МПа; измерение и редуцирование топливного газа котельной, ре­зервной электростанции и подогревателей газа; осушку импульсного газа до точки росы минус 55 °С (при ра­бочем давлении); хозрасчетное измерение и учет суммарного расхода топлив­ного, пускового и импульсного газа с коррекцией по температуре и давлению; выдачу результатов измерения расхода на диспетчерский пункт КС. Блоки редуцирования следует проектировать в соответствии требованиями СНиП 2.04.08-87*. Топливный газ после установки подготовки должен соответствовать требова-ниям ГОСТ 21199 — 82. В системе редуцирования давления пускового и топливного необходимо предусматривать: 100 %-ный резерв регуляторов давления; автоматическое переключение рабочей и резервной линий;обвод регуляторов давления.

С ледует предусматривать контрольное (технологическое) из­мерение расхода топливного газа по каждому газоперекачиваю­щему агрегату. Измерительные диафрагмы необходимо устанав­ливать на линиях после смешивания потоков газа, идущих от бло­ка редуцирования и от уплотнения нагнетателей. Через один из кранов (№ 86; 87; 88; 89) газ поступает сначала в сепараторы первой ступени, затем (через краны № 4; 8; 9; 12) на автоматический подогреватель газа ПГА-10, где нагревается до температуры 20 — 50 °С. Подогретый в подогревателях топливный газ после блока редуцирования с давлением 0,78 — 0,98 МПа пода­ется в коллектор сепарато-ров второй ступени, а затем через краны № 14 и 16 в сепараторы С-2 второй ступени. После прохождения сепараторов второй ступени топливный газ направляется в коллектор топливного газа компрессорного цеха диаметром 400 мм

Схема подачи топливного и пускового газа к газотурбинным установкам показана на рис. 3.31.

Топливный газ поступает из коллектора в камеру сгорания че­рез кран № 12бис, расходомерную диафрагму, кран № 12, стопор­ный (СК) и регулирующий (РК) клапаны. Краны № 14 и 15 использу­ются для запальной и дежурной горелки в период пуска агрегата.

Пусковой газ из системы редуцирования, где снижается его давление до 1,0 — 1,5 МПа, поступает через краны № 11 и 13 на вход в турбодетандер, где расширяется (давле-ние снижается до атмос­ферного) и совершает полезную работу, идущую на раскрутку осевого компрессора и турбины высокого давления.

Узел редуцирования топливного газа состоит из двух редуци­рующих ниток: верхней и нижней. Редуцирующие нитки равно­ценны как по составляющему их оборудо-ванию, так и по пропуск­ной способности. Перед редуцированием газ очищается от механических при­месей в фильтрах. Фильтрующим элементом является металличе­ская сетка.

Между фильтрами и регуляторами давления газа установлены компенсаторы для облегчения разборки при проведении ремонт­ных или профилактических работ на регу-ляторах.

Очищенный газ высокого давления поступает на вход регуля­торов давления газа РДУ 80-01, в которых высокое давление газа р_вх = 3,5 —7,5 МПа снижается до р_{вых =} 2,5 МПа. Регуляторы давле­ния (РД) на каждой редуцирующей нитке настроены на одно и то же выходное давление.

После блока редуцирования топливный газ проходит через расходомерную диаф-рагму, связанную трубками с блоком датчи­ков замера расхода газа.

Узел редуцирования пускового газа состоит из двух ниток: верхней и нижней. На входе нижней нитки установлен кран с пневмоприводом, управление которым осущест-вляется с помо­щью блока БУЭП35 вручную по месту или дистанционно. Перед редуци-рованием газ очищается от механических примесей в фильтре, откуда газ поступает на вход регулятора давления РДУ 80-01 32, где высокое давление газа р_вх = 3,5 —7,5 МПа снижа­ется до р_вых = 2,5 МПа. Защита линий пускового и топливного газа от повышения дав­ления осуществля-ется предохранительными клапанами.

51. Схема пуска узла подключения головной станции к магистрали.

Камера пуска и приема скребка и узел подключения к магистрали могут быть выполнены в различных вариантах. Схемы камер пуска и приема скребка и подключения головной и промежуточных станций

Р ис. 2.17. Схема пуска скребка и узла подключения головной станции к ма­гистрали:

1. концевой затвор; 2 - сигнальное устройство; 3 - камера пуска скребка или разделителя; 4 - отсекающий механизм; 5 - обводная линия; 6 - сиг­нализатор; 7 –дренаж- ная емкость

Рис. 2.18. Схема приема, пуска скребка и подключения промежуточной НПС:

1- камера пуска; 2- концевые затворы; 3- камера приема; 4- сигнализаторы; 5- тру-

бопровод для отвода нефти из камер в дренажную емкость; 6- дренажная емкость

52. СИСТЕМЫ ОХЛАЖДЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ГАЗА НА КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЯХ

Компримирование газа на КС приводит к повышению его тем­пературы на выходе станции. Численное значение этой темпера­туры определяется ее начальным значением на входе КС и степе­нью повышения давления газа. Излишне высокая температура газа на выходе станции, с од­ной стороны, может привести к разрушению изоляционного по­крытия трубопровода и недопустимым темпе-ратурным напряже­ниям в стенке трубы, а с другой стороны, — к снижению подачи технологического газа и увеличению энергозатрат на его компримирование (из-за увели-чения его объемного расхода).

В микроклиматическом районе с холодным климатом для уча­стков с многолетне-мерзлыми грунтами необходимо охлаждать газ до отрицательных температур с целью предотвращения протаивания грунтов вокруг трубопровода. В противном случае это может привести к смещению трубопровода и, как следствие, к возникно­вению аварийной ситуации.

Охлаждение газа до температуры грунта следует предусмат­ривать на станциях охлаждения газа, обеспечивающих стабиль­ный уровень температуры в газопроводе. В других районах охлаж­дение газа следует предусматривать, как правило, в аппаратах воздушного охлаждения.

Уменьшение температуры технологического газа, поступаю­щего в газопровод пос-ле его охлаждения в АВО, приводит к умень­шению средней температуры газа на линей-ном участке трубопро­вода и, как следствие, к снижению температуры и увеличению дав-ления газа на входе в последующую КС. Это, в свою очередь, приводит к уменьшению степени сжатия на последующей стан­ции (при сохранении давления на выходе из нее) и энергозатрат на компримирование газа по станции.

Следует также отметить, что АВО газа являются экологически чистыми устройст-вами для охлаждения газа, не требуют расхода воды, относительно просты в эксплуата-ции.

Количество аппаратов воздушного охлаждения газа должно быть уточнено гидрав-лическим и тепловым расчетом газопровода для абсолютной максимальной температуры наружного воздуха и июльской температуры грунта. Полученную при этом темпера­туру транспортируемого газа следует принимать в расчетах устой­чивости и прочности трубы и изоляции. При невозможности обеспечить требуемую степень устойчи­вости и прочности трубы количество аппаратов воздушного ох­лаждения должно быть увеличено.

Оптимальную среднегодовую температуру охлаждения газа необходимо принимать на 10— 15 °С выше расчетной среднегодо­вой температуры наружного воздуха. Расчетную температуру на­ружного воздуха на входе в АВО в данный рассматриваемый пери­од (год, квартал, месяц) следует вычислять по формуле Т_в = Т_а + δТ_а' где Т_а — средняя температура наружного воздуха в рассматривае­мый период, определяемая по данным главы СНиП 2.01.01-82; δТ_а — поправка на изменчивость климатических данных, δТ_а следует принимать равной 2 °С.

Тепловой расчет аппаратов воздушного охлаждения газа вы­полняют по "Методике теплового и аэродинамического расчета аппаратов воздушного охлаждения" института ВНИИнефтемаш. В тепловом расчете принимают 10 %-ный запас поверхности теплообме-на, учитывающий возможность выхода из строя отдельных вентиляторов и загрязнения поверхностей теплообмена в процес­се эксплуатации.

Установка охлаждения газа должна быть общей для всех газо­перекачивающих агрегатов компрессорного цеха, иметь коллек­торную схему обвязки и обвод. На реконст-руируемых компрес­сорных станциях допускается проектировать установки охлажде­ния газа на нагнетательной линии каждой группы газоперекачивающих агрегатов.

Следует предусматривать аварийную остановку компрес­сорной станции при повышении температуры газа на выходе ап­паратов воздушного охлаждения газа выше 70 °С.

При повышении температуры газа на выходе АВО до + 45 °С следует предус­матривать предупредительный сигнал и автоматическое включе­ние вентиляторов АВО, находящихся в резерве.

Исследования показывают, что для охлаждения газа возможно применение как одноконтурных, так и двухконтурных (с проме­жуточным теплоносителем) систем охлаж-дения с использованием аппаратов воздушного охлаждения. При более глубоком охлаж-де­нии необходимо применять холодильные агрегаты для полного ох­лаждения, либо для доохлаждения газа после аппаратов воздушно­го охлаждения. К теплообменным аппара-там, предназначенным для охлаждения газа, предъявляется ряд требований эксплуатаци­онного характера: отсутствие смешения газа и охлаждающей сре­ды, малая засоряемость поверхностей теплообмена и всего аппа­рата, удобство ревизий и ремонта, надежность работы аппарата и отдельных его узлов. Существенное значение имеют небольшая стои-мость и простота изготовления.

Взаимное расположение теплообменных секций и вентилято­ров для прокачки воздуха практически и определяет конструктив­ное оформление АВО. Теплообменные секции АВО можно распо­лагать горизонтально, вертикально, наклонно, зигзагообразно, что и определяет компоновку аппарата.

Обозначение моделей и аппаратов воздушного охлаждения состоит из следующих букв и цифр: в числителе — шифр аппарата (АВГ ABB и т. д.), тип продукта (В - вязкие, ВВ - высоковязкие), число вентиляторов, давление (6, 10, 16, 25, 40, 64 кгс/см²) и группа материального оформления (Б — биметаллические трубы, М — монометаллические трубы), знаменатель - число рядов труб, число ходов и длина труб. Например, обозначает аппарат воздушного охлаждения, горизонтальный, для вязких про­дуктов, одновентиляторный, давление 64 кгс/см², группы матери­ального оформления Б1, шестирядный, двухходовой, с длиной труб 4 м.

Аппараты воздушного охлаждения следует выбирать приме­нительно к конкретным условиям с учетом необходимой поверх­ности теплообмена, рабочего давления, темпера-туры охлаждаю­щего воздуха, требуемой степени охлаждения, параметров охлаж­даемого газа. Теплопередающую поверхность выполняют из моно­металлических труб с оребрением (алюминий, латунь и др.) и биметаллических труб, у которых внутренние трубы выполнены из углеродистой, хромистой или нержавеющей стали, а наружные — из лату-ни, алюминия или легкой стали. Материал труб должен обла­дать коррозионной устойчи-востью в условиях рабочей среды, а материал ребер — коррозионной устойчивостью в атмосферных условиях.

53. Конструкция и компоновка насосного цеха.

Одно из основных требований при компоновке насосного цеха — это обеспечение нормальной работы основного и вспомо­гательного оборудования при наименьших разме-рах цеха. Кроме того, должно быть обеспечено выполнение ремонтных работ без оста-новки перекачки. Должны быть созданы нормальные сани­тарно-гигиенические условия для обслуживающего персонала. Для сооружения цеха используют огнестойкие матери-алы (кир­пич, бетон, железобетон). В последнее время сооружают насосные цеха каркас-ного типа с заполнением поля стен легкими панелями (панели ВНИИСТ). Размеры здания зависят от габаритных разме­ров оборудования, а также от конструктивных особенностей ос­новного и вспомогательного оборудования, противопожарных и санитарно-гигиеничес-ких норм.

При сооружении насосных цехов применяют железобетон­ные фундаменты, выпол-няемые в виде одиночных ленточных (сплошных) или свайных фундаментов. Свайные фундаменты ис­пользуют при сооружении насосных на слабых или просадочных грунтах. Глубина заложения подошвы фундамента должна быть ниже глубины промерзания грун-та, поскольку в противном случае возможно выпучивание фундамента. По конструкции фундамен­ты под основные агрегаты подразделяют на массивные, тоннель­ные, рамные, тоннельно-массивные и столбчатые. Фундамент под насос и электродвигатель может быть общим, или их можно уста­навливать на отдельных фундаментных рамах и не соединять с фундаментом здания.

Р асчет фундамента проводят исходя из статических и динами­ческих нагрузок. Величину статических нагрузок определяет вес оборудования. Динамические нагрузки возникают при пуске, ра­боте и остановке основного оборудования. Наземную часть насос­ных цехов выполняют из сборных элементов. Конструкцию здания насосного цеха выбирают в зависимости от климатических условий и наличия строительных материалов. На общем фундаменте смонтированы насосы и электродвигатели. Для уменьшения габаритов насосного цеха и обеспечения безопасной работы часть оборудования размещают за пределами насосного цеха (задвижки, обратные клапаны, коллекторы).

Рис. 2.19. Насосный цех, оборудованный насосными агрегатами НМ- 3600-230:

1- насос с электродвигателем; 2- задвижка с электроприводом; 3- клапан обратный;

4- кран мостовой ручной двухбалочный;

5- кран ручной мостовой однобалочный; 6- всасывающий трубопровод

Несущую основу стены составляют железобетонные колонны высотой 8 — 12 м. Они же являются вертикальной основой кар­каса всего здания. Продольный шаг колонн составляет 6 м, попе­речный — кратный 3. На специальных консольных выступах ко­лонн размещают железобетонные подкрановые балки (более мягко передают воздействия крана другим элементам каркаса.), связываю­щие колонны в плоскую систему. На верхнем обрезе колонн уста­навливают двускатные железобетонные балки или фермы покры­тия, которыми осуществляют пространственную связку каркаса. Стены выполнены из панелей, а огнестойкая перегородка — из кирпича. При проектировании каналов для обвязочных и вспо­могательных трубопроводов применяют канальную и бесканаль­ную системы укладки трубопроводов. Канальную систему приме­няют для трубопроводов диаметром до 0,5 м, бесканальную — для трубопроводов больших диаметров.

Помещение насосного цеха разделяют воздухонепроницае­мой огнестойкой (брандмауэрной) перегородкой на два отдельных зала с отдельными входами и выходами. В первом зале устанавли­вают основные насосы типа НМ, блок откачки утечек, мостовой кран ручной во взрывоопасном исполнении, грузоподъемностью 10т. Во втором зале с нормальной средой для привода насосов уста­навливают синхрон-ные электродвигатели нормального исполне­ния типа СТД, со встроенными водяными воздухоохладителями и замкнутым циклом вентиляции воздуха, блок централизованной маслосистемы с аккумулирующим баком и мостовой ручной кран в нормальном исполне-нии грузоподъемностью 25 т.

Насосные агрегаты связывают трубопроводами-отводами изо­гнутой формы, кото-рые соединяют их приемные и напорные пат­рубки через общий коллектор наружной установки. Трубопрово­ды укладывают в грунте и присоединяют к насосам сваркой. В об­щем укрытии прокладывают трубопроводные коммуникации вспомогательных систем, а также сооружают площадки для обслу­живания оборудования с соответствующими ограж-дениями и лестницами. При проходе трубопроводов через разделительную стенку исполь-зуют специальные герметизирующие сальники.

Магистральные насосные агрегаты и электродвигатели соеди­няют между собой без промежуточного вала и устанавливают на общих фундаментах с металлическими опорны-ми рамами. Соеди­нение осуществляют через специальное отверстие в герметизиру­ющей камере фрамуги разделительной стенки. К этому отверстию в камере, в соответствии с требованиями техники безопасности, по специальной системе вентиляции подают чистый воздух для со­здания упругой пневмозащиты между залами насосов и электро­двигателей, препятствующей проникновению нефтяных паров из насосного зала в электрозал. Давление воздуха в камере перед отверстием должно состав­лять 25 — 30 мм водя-ного столба, расход воздуха на одну камеру — 20 м³/ч.

Если в качестве привода насосов используют взрывозащищенные электродвигатели, то насосные агрегаты устанавливают в общем зале. Центровка насосных агрегатов при их монтаже осуществляет­ся обычным путем, подцентровка в процессе эксплуатации — перемещением электродвигателей при помощи специальных приспособлений и грузоподъемных устройств.

Блок откачки утечек, блок очистки и охлаждения масла размещают на специальных металлических рамах на соответствующих отметках. Такое размещение связано, прежде всего, с необходи­мостью технологических процессов (самотечный слив масел от подшип-ников двигателей и насосов до баков маслосистемы, самотечный сбор утечек).

Трубопроводные коммуникации прокладывают в грунте на опорах. Для обеспече-ния обслуживания трубопроводных комму­никаций вспомогательных систем во время эксплуатации в местах прокладки трубопроводов предусмотрены съемные плиты покры­тия. Компоновку оборудования, соотношение отметок и трубопроводную обвязку в основном ук­рытии и вне его принимают исходя из обеспечения следующих требований, определяемых расчетными параметрами используе­мых насосов:

1) самотечный отвод утечек от торцевых уплотнений из карте­ра основных насосов в сборник утечек по закрытой (герметичной) схеме; 2) подача под напором погружными насосами нефти из сбор­ников утечек и нефте-содержащих стоков в сборник нефти удар­ной волны и разгрузки; 3) откачка нефти насосами блока откачки утечек из сборника нефти ударной вол-ны и разгрузка во всасывающий трубопровод магистральных насосов; 4) подача заданного количества масла к подшипникам насосов и электродвигателей и самотечное отведение его от подшипников в баки централизованной маслосистемы; 5) подача воды для охлаждения циркулирующего внутри элек­тродвигателей воз-духа; 6) подача воды для охлаждения масла централизованной мас­лосистемы в маслоох-ладителях; 7) создание упругой пневмозавесы в отверстии герметизиру­ющей фрамуги при беспромвальном соединении насосов и элект­родвигателей.

54. Изменение основных технологических параметров перекачки при снижении эффективности работы линейной части.

Снижение эффективности работы линейной части приводит к росту непроизводительных затрат энергии на перекачку нефти и к снижению пропускной способности нефтепровода. Используя данные примера расчёта из п.4.11.1 за январь месяц определим изменение диаметра Д, производительности Q и потребляемой на перекачку мощности N при снижении коэффициента гидравлической эффективности работы линейной части Е до 0,95.

1.Изменение эффективного диаметра Д_эф по сравнению с эквивалентным Д_экв составит:

2.Изменение фактической производительности Q_ф в сравнении с теоретической Q_m составит:

3.Изменение мощности, требуемой на перекачку нефти N_ф по сравнению с теоретической N_m – при работе на чистую трубу, составит:

Данный пример расчёта показывает достаточную информативность коэффициента гидравлической эффективности работы линейной части.