ФИМ / ТНГМ / ОТЧЕТ по второй обще-ознакомительной практике
(автор - student, добавлено - 28-11-2012, 14:18)
СКАЧАТЬ:
Министерство образования и науки РТ Альметьевский государственный нефтяной институт Кафедра транспорта и хранения нефти и газа ОТЧЕТ по второй обще-ознакомительной практике Выполнил: Проверил: Альметьевск 2010г. Содержание Введение……………………………………………………………………………...3 1. Управление «Татнефтегазпереработка» ОАО «Татнефть»……….…………....4 2. Переработка газов. Исходное сырье и продукты переработки газов …………6 3. Основные объекты газоперерабатывающих заводов…………………………...6 4. Современные способы транспортировки нефти, нефтепродуктов и газа……..8 - железнодорожный…………………………………………………………....9 - водный……………………………………………………………………....10 - трубопроводный……………………………………………………………11 5. Классификация нефтепроводов………………………………………………...12 6. Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода…………...13 7. Трубы для магистральных нефтепроводов…………………………………….18 8. Трубопроводная арматура………………………………………………………19 9. Насосно-силовое оборудование………………………….……………………..20 10. Основные объекты и сооружения магистрального газопровода…………....22 11. Газоперекачивающие агрегаты………………………………………………..26 12. Аппараты для охлаждения газа………………………………………………..28 13. Особенности трубопроводного транспорта сжиженных газов……………...28 14. Газораспределительные сети…………………………………………………..31 15. Газорегуляторные пункты……………………………………………………..33 Заключение……………………………………………………………………….....34 Список использованной литературы……………………………………………...35 Введение Нефть и газ, на сегодняшний день, - это один из важнейших видов энергетического сырья и наша специальность включает обслуживание и сооружение комплексов для дальнейшего развития этой отрасли. Прежде чем приступить к перекачке нефти к потребителям, ее необходимо: 1. обнаружить, 2. пробурить и исследовать скважину; 3. добыть; 4. переработать. Во всем этом, немало важную роль играет и наша специальность, потому что уже после бурения скважины возникает потребность в ее транспортировке на ГЗУ, ЦКППН, заводы, где и производится ее замер и переработка. И только после всего этого нефть перекачивают потребителям. Учебно-ознакомительная практика проводится для наглядного ознакомления с будущей специальностью. Мы посетили управление «Татнефтегазпереработка» ОАО «Татнефть». 1. Управление «Татнефтегазпереработка» ОАО «Татнефть». Открытое акционерное общество «Минибаевский газоперерабатывающий завод», созданное в 1994 году в порядке преобразования государственного предприятия, является важнейшим связующим звеном в едином промышленном нефтедобывающем и нефтехимическом комплексе Республики Татарстан и Российской Федерации. Основными потребителями углеводородной продукции ОАО «МГПЗ» являются нефтехимические предприятия Республики Татарстан и Российской Федерации. Номенклатура вырабатываемой заводом продукции насчитывает более десяти позиций: этановая, пропановая и изобутановая фракции, фракция нормального бутана, стабильный газовый бензин, техническая сера, газообразные азот и кислород, и многие другие. В целях дальнейшего расширения номенклатуры выпускаемой продукции, ОАО «МГПЗ» совместно с ДООО «Татнефть-Нефтехим» и ПИ «Союзхимпроект» КГТУ на основе инвестиций ОАО «Татнефть» выполнили комплекс опытно-конструкторских и проектных работ по организации производства молотой серы для нужд шинной промышленности и сельского хозяйства. Перспективными планами развития предприятия предусматривается дальнейшее расширение сырьевой баз и размещения на промплощадке завода новых производств с учетом переориентации существующих незагруженных мощностей и максимальным использованием сложившейся инфраструктуры. Производственная структура завода включает в себя 2 основных цеха по эксплуатации технологических установок компримирования, очистки и осушки нефтяного газа, сероочистки, низкотемпературной конденсации и ректификации, газофракционирования. Вспомогательные производства включают в себя 12 цехов и участков: пароснабжения, водоснабжения, цех КИП и А, электроцех, автотранспортный цех, центральную заводскую лабораторию, цех по ремонту и обслуживанию технологического оборудования, участок по производству и реализации кислорода и газонефтепродуктов, газоспасательную службу и другие подразделения. 2. ПЕРЕРАБОТКА ГАЗОВ Исходное сырье и продукты переработки газов Легкие углеводороды содержатся в природных горючих газах (чисто газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождений), а также в газах, получаемых при переработке нефти. Природные горючие газы состоят в основном из смеси парафиновых углеводородов. Кроме того, в их состав могут входить азот, углекислый газ, пары воды, сероводород, гелий. Природные горючие газы перерабатывают на газоперерабатывающих заводах, которые строят вблизи крупных нефтяных и газовых месторождений. Предварительно газы очищают от мехпримесей (частиц пыли, песка, окалины и т.д.), осушают и очищают от сероводорода и углекислого газа. Продуктами первичной переработки природных горючих газов являются газовый бензин, сжиженные и сухие газы, технические углеводороды: этан, пропан, бутаны, пентаны. Газы, получаемые при первичной и вторичной (особенно там, где используют термокаталитические процессы) переработке нефти, кроме предельных парафиновых углеводородов содержат и непредельные - олефины. Этим они отличаются от природных горючих газов. 3. Основные объекты газоперерабатывающих заводов На газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) с полным (законченным) технологическим циклом применяют пять основных технологических процессов: 1) прием, замер и подготовка (очистка, осушка и т.д.) газа к переработке; 2) компримирование газа до давления, необходимого для переработки; 3) отбензинивание газа, т.е. извлечение из него нестабильного газового бензина; 4) разделение нестабильного бензина на газовый бензин и индивидуальные технически чистые углеводороды (пропан, бутаны, пентаны, н-гексан); 5) хранение и отгрузка жидкой продукции завода. Газоперерабатывающее производство может быть организовано не только как ГПЗ, но и как газоотбензинивающая установка в составе нефтегазодобывающего управления (НГДУ) или нефтеперерабатывающего завода (НПЗ). Это делается когда количество исходного сырья невелико. Принципиальная технологическая схема ГПЗ приведена на рис.1. Рис.1. Принципиальная технологическая схема ГПЗ: 1-узел замера количества газа; 2-установка очистки газа; 3-компрессорная станция; 4-отбензинивающие установки; 5-компрессорная станция 2-й ступени; 6-газофракционирующие установки; 7-товарный парк; 8-пункт отгрузки жидкой продукции. I-пункт приема газа; II-сухой газ потребителям; III-жидкая продукция потребителям. Газ поступает на пункт приема под давлением 0,15...6,35 МПа. Здесь сначала производят замер его количества, а затем направляют в приемные сепараторы, где от газа отделяют механические примеси (песок, пыль, продукты коррозии газопроводов) и капельную влагу. Далее газ поступает на установку очистки газа 2, где от него отделяют сероводород и углекислый газ. Компрессорная станция 1-й ступени 3 предназначена для перекачки сырьевого («сырого») газа. Сжатие осуществляется в одну, две или три ступени газомоторными компрессорами (10 ГК, 10 ГКМ, 10 ГКН) или центробежными нагнетателями (К-380, К-980). На отбензинивающих установках 4 сырьевой газ разделяют на нестабильный газовый бензин, отбензиненный газ и сбросной газ. Нестабильный бензин направляют на газофракционирующие установки 6. Отбензиненный («сухой») газ компрессорной станцией второй ступени 5 закачивается в магистральный газопровод или реализуется местным потребителям. Сбросной газ используют для топливных нужд котельной и трубчатых печей. Газофракционирующие установки 6 предназначены для разделения нестабильного бензина на газовый (стабильный) бензин и индивидуальные технически чистые углеводороды: этан, пропан, бутаны, пентаны и н-гексан. Получаемые продукты газоразделения откачивают в товарный парк 7, откуда впоследствии производится их отгрузка железнодорожным транспортом или по трубопроводам. 4. Современные способы транспортирования нефти, нефтепродуктов и газа Развитие народного хозяйства связано со значительным ростом потребления нефти, нефтепродуктов и газа. Промышленность, транспорт и сельское хозяйство потребляют свыше 200 сортов нефтепродуктов в виде горючего и смазочных масел. Газ используют в металлургии, на электростанциях и в других областях как наиболее дешевый вид топлива. Бесперебойная работа всех отраслей народного хозяйства зависит от своевременной поставки нефтепродуктов. Доставка и распределение нефтепродуктов осуществляется трубопроводным, водным, железнодорожным и автомобильным транспортом, а также сетью нефтебаз, газохранилищ, бензогазораздаточных станций. Каждый вид транспорта используется в зависимости от развития соответствующих транспортных путей, от объема перевозок, характера нефтегрузов, от расположения нефтепромыслов, нефтеперерабатывающих заводов, нефтебаз и основных потребителей. При этом во всех случаях выбора вида транспорта преследуется цель: при минимальных затратах сократить сроки доставки и полностью исключить нерациональные перевозки. При выборе вида транспорта во внимание принимаются как недостатки, так и преимущества данного вида. Известно, что удельные затраты тем меньше, чем больше мощность транспортной магистрали. Однако нельзя пренебрегать и такими факторами, как сезонность работы и расстояние перевозки. В настоящее время для транспортирования энергоносителей используют железнодорожный, водный, автомобильный и трубопроводный транспорт. Железнодорожный транспорт Транспортирование энергоносителей по железной дороге производится в специальных цистернах или в крытых вагонах в таре. Различают следующие виды цистерн. Цистерны специального назначения в основном предназначены для перевозки высоковязких и высокопарафинистых нефтей и нефтепродуктов. Цистерны с паровой рубашкой отличаются от обычных тем, что нижняя часть у них снабжена системой парового подогрева с площадью поверхности нагрева около 40 мг. Цистерны-термосы предназначены для перевозки подогретых высоковязких нефтепродуктов; они покрыты тепловой изоляцией, а внутри котла у них установлен стационарный трубчатый подогреватель с поверхностью нагрева 34 м2. Цистерны для сжиженных газов рассчитаны на повышенное давление (для пропана - 2 МПа, для бутана - 8 МПа). Достоинствами железнодорожного транспорта являются: 1) возможность круглогодичного осуществления перевозок; 2) в одном составе (маршруте) могут одновременно перевозиться различные грузы; 3) нефть и нефтепродукты могут быть доставлены в любой пункт страны, имеющий железнодорожное сообщение; 4) скорость доставки грузов по железной дороге примерно в 2 раза выше, чем речным транспортом. К недостаткам железнодорожного транспорта относятся: 1) высокая стоимость прокладки железных дорог; 2) увеличение загрузки существующих железных дорог и как следствие - возможные перебои в перевозке других массовых грузов; 3) холостой пробег цистерн от потребителей нефтегрузов к их производителям. Водный транспорт Для перевозки нефтегрузов используются сухогрузные и наливные суда. Сухогрузными судами груз перевозится непосредственно на палубе (в основном, в бочках). Нефтеналивные суда перевозят нефть и нефтепродукты в трюмах, а также в танках (баках), размещенных на палубе. Различают следующие типы нефтеналивных судов: 1) танкеры морские и речные; 2) баржи морские (лихтеры) и речные. В настоящее время в нашей стране разработан проект подводного танкера-ледокола, способного перевозить до 12 тыс. т нефтепродуктов за рейс. Достоинствами водного транспорта являются: 1) относительная дешевизна перевозок; 2) неограниченная пропускная способность водных путей (особенно морских); 3) возможность завоза нефтепродуктов в отдаленные районы страны, не связанные железной дорогой с НПЗ. К недостаткам водного транспорта относятся: 1) сезонность перевозок по речным и частично морским путям, что вызывает необходимость создавать большие запасы нефтегрузов; 2) медленное продвижение грузов (особенно вверх по течению рек); 3) невозможность полностью использовать тоннаж судов при необходимости переброски специальных нефтепродуктов в небольших количествах; 4) порожние рейсы судов в обратном направлении. Трубопроводный транспорт В зависимости от вида транспортируемого продукта различают следующие типы узкоспециализированных трубопроводных систем: нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, газопроводы и трубопроводы для транспортирования нетрадиционных грузов. Независимо от того, что транспортируется по трубам, все узкоспециализированные системы состоят из одних и тех же элементов: -подводящих трубопроводов; -головной и промежуточных перекачивающих станций; -линейных сооружений; -конечного пункта. Основными достоинствами трубопроводного транспорта являются: 1. возможность прокладки трубопровода в любом направлении и на любое расстояние – это кратчайший путь между начальным и конечным пунктами; 2. бесперебойность работы и соответственно гарантированное снабжение потребителей, независимо от погоды, времени года и суток; 3. наибольшая степень автоматизации; 4. высокая надежность и простота в эксплуатации; 5. разгрузка традиционных видов транспорта. К недостаткам трубопроводного транспорта относятся: 1. большие первоначальные затраты на сооружение магистрального трубопровода, что делает целесообразным применение трубопроводов только при больших, стабильных грузопотоках; 2. определение ограничения на количество сортов энергоносителей, транспортируемых по одному трубопроводу; 3. «жесткость» трассы трубопровода, вследствие чего для организации снабжения энергоносителями новых потребителей нужны дополнительные капиталовложения. 5. Классификация нефтепроводов Трубопровод, предназначенный для перекачки нефтей, называется нефтепроводом. По назначению нефтепроводы делятся на три группы: внутренние, местные и магистральные. Внутренние нефтепроводы находятся внутри чего-либо: промыслов (внутрипромысловые), нефтебаз (внутрибазовые), нефтеперерабатывающих заводов (внутризаводские). Протяженность их невелика. Местные нефтепроводы соединяют различные элементы транспортной цепочки: нефтепромысел и головную станцию магистрального нефтепровода, нефтепромысел и пункт налива железнодорожных цистерн, либо судов. Протяженность местных нефтепроводов больше, чем внутренних и достигает нескольких десятков и даже сотен километров. К магистральным нефтепроводам (МНП) относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта. В зависимости от диаметра магистральные нефтепроводы подразделяются на четыре класса: I класс – при условном диаметре от 1000 до 1200 мм включительно; II класс – от 500 до 1000 мм включительно; III класс – от 300 до 500 мм включительно; IV класс – менее 300 мм. Кроме того, нефтепроводы делят на категории, которые учитываются при расчете толщины стенки, выборе испытательного давления, а также при определении доли монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими лицами. Обычно нефтепроводы диаметром менее 700 мм относятся к IV категории, а диаметром 700 мм и более – к III-ей. Однако отдельные участки нефтепровода, проложенные в особых условиях, могут иметь и более высокую категорию (I, II,B). Так, переходы нефтепроводов через водные преграды имеют категорию В и I, переходы через болота различных типов – B, II и III, переходы под автомобильными и железными дорогами – I и III и т.д. Поэтому толщина стенки магистрального нефтепроводов неодинакова по длине. 6. Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода Магистральный нефтепровод, в общем случае, состоит из след. комплексов сооружений (Рис.2.): - подводящие трубопроводы; - головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС); - конечный пункт; - линейные сооружения. Рис.2. Состав сооружения магистрального нефтепровода: 1-подводящий трубопровод; 2-головная нефтеперекачивающая станция; 3-промежуточная нефтеперекачивающая станция; 4-конечный пункт; 5-линейная часть; 6-линейная задвижка; 7-дюкер; 8-надземный переход; 9-переход под автодорогой; 10-переход под железной дорогой; 11-станция катодной защиты; 12-дренажная установка; 13-доля обходчика; 14-линия связи; 15-вертолетная площадка; 16-вдольтрассовая дорога. Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями МНП. Головная НПС предназначена для приема нефтей с промыслов, смешения или разделения их по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод. Принципиальная технологическая схема головной НПС приведена на Рис.3. Она включает подпорную насосную 1, площадку фильтром и счетчиков 2, магистральную насосную 3, площадку регуляторов давления 4, площадку пуска скребков 5 и резервуарный парк 6. Нефть с промысла направляется на площадку 2, где сначала очищается в фильтрах-грязеуловителях от посторонних предметов, а затем проходит через турбинные расходометры, служащие для оперативного контроля за ее количеством. Далее она направляется в резервуарный парк 6, где производится ее отстаивание от воды и мехпримесей, а также осуществляется коммерческий учет. Для закачки нефти в трубопровод используется подпорная 1 и магистральная 3 насосные. По пути нефть проходит через площадку фильтров и счетчиков 2 (с целью оперативного учета), а также площадку регуляторов давления 4 (с целью установления в магистральном нефтепроводе требуемого расхода). Площадка 5 служит для запуска в нефтепровод очистных устройств-скребков. Головная НПС располагается вблизи нефтепромыслов. Промежуточные НПС служат для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачки нефти. Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каждые 50…200 км). Принципиальная технологическая схема промежуточной НПС приведена на Рис.4. Она включает магистральную насосную 1, площадку регулятора давления, площадку пуска и приема скребков 3, а также площадку с фильтрами-грязеуловителями 4. Нефть, поступая из магистрального трубопровода, сначала проходит через фильтры-грязеуловители, затем приобретает в насосах энергию, необходимую для дальнейшей перекачки, и после регулирования давления на площадке 2 заканчивается в следующий участок магистрального нефтепровода. Конечным пунктом магистрального нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза. На магистральных нефтепроводах большой протяженности организуются эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. Граница между эксплуатационными участками обязательно проходит через промежуточные НПС. Промежуточная НПС, находящаяся в начале эксплуатационного участка, является для него «головной» НПС, а промежуточная НПС, находящаяся в конце эксплуатационного участка – «конечным пунктом» для него. Состав сооружений промежуточных НПС, расположенных на концах эксплуатационного участка, отличается от обычных наличием резервуарных парков. Таким образом, магистральный нефтепровод большой протяженности состоит как бы из нескольких последовательно соединенных нефтепроводов протяженностью не более 600 км каждый. Рис.3. Технологическая схема головной перекачивающей станции: 1-подпорная насосная; 2-площадка фильтров; 3-основная насосная; 4-площадка регуляторов; 5-площадка пуска скребков; 6-резервуарный парк. Рис.4. Технологическая схема промежуточной перекачивающей станции: 1-основная насосная; 2-помещение с регулирующими клапанами; 3-устройство приема и пуска скребка; 4-площадка с фильтрами-грязеуловителями. К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся: 1. собственно трубопровод; 2. линейные задвижки; 3. средства защиты трубопровода от коррозии (станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки); 4. переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги и т.п.; 5. линии связи; 6. линии электропередачи; 7. дома обходчиков; 8. вертолетные площадки; 9. грунтовые дороги, прокладываемые вдоль трассы трубопровода. Собственно трубопровод – основная составляющая магистрального нефтепровода – представляет собой трубы, сваренные в «нитку», оснащенные камерами приема и пуска скребков, разделителей, диагностических приборов, а также трубопроводы-отводы. Минимальное заглубление трубопроводов до верха трубы должно быть не менее (м): - при обычных условиях прокладки 0,8 - на болотах, подлежащих осушению 1,1 - в песчаных барханах 1,0 - в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельхозмашин 0,6 - на пахотных и орошаемых землях 1,0 - при пересечении каналов 1,1 Линейные задвижки устанавливаются по трассе трубопровода не реже, чем через 30 км, с учетом рельефа местности таким образом, чтобы разлив нефти в случае возможной аварии был минимальным. Кроме того, линейные задвижки размещаются на выходе из НПС и на входе в них, на обоих берегах пересекаемых трубопроводом водоемов, по обеим сторонам переходов под автомобильными и железными дорогами. Станции катодной защиты располагаются вдоль трассы трубопровода в соответствии с расчетом. Протекторная защита применяется в местах, где отсутствуют источники электроснабжения. Дренажные установки размещаются в местах воздействия на трубопровод блуждающих токов. При переходах через водные преграды трубопроводы, как правило, заглубляются ниже уровня дна. Для предотвращения всплытия на трубопроводах монтируют чугунные или железобетонные утяжелители различной конструкции. Вдоль трассы трубопровода проходят линии связи, лини электропередачи, а также грунтовые дороги. Линии связи, в основном, имеют диспетчерское назначение. Это очень ответственное сооружение, т.к. обеспечивает возможность оперативного управления согласованной работой перекачивающих станций на расстоянии нескольких сот километров. Прекращение работы связи, как правило, влечет за собой остановку перекачки по трубопроводу. Линии электропередач служат для электроснабжения перекачивающих станций, станций катодной защиты и дренажных установок. По вдольтрассовым дорогам перемещаются аварийно-восстановительные бригады, специалисты электрохимической защиты, обходчики и др. Вертолетные площадки предназначены для посадок вертолетов, осуществляющих патрулирование трассы трубопроводов. На расстоянии 10..20 км друг от друга вдоль трассы размещены дома обходчиков. В обязанности обходчика входит наблюдение за исправностью своего участка трубопровода. 7. Трубы для магистральных нефтепроводов Трубы магистральных нефтепроводов (а также нефтепродуктопроводов и газопроводов) изготавливают из стали, т.к. это экономичный, прочный, хорошо сваривающийся и надежный материал. По способу изготовления трубы для магистральных нефтепроводов подразделяются на бесшовные, сварные с продольным швом и сварные со спиральным швом. Бесшовные трубы применяют для трубопроводов диаметром до 529 мм, а сварные - при диаметрах 219 мм и выше. В связи с большим разнообразием климатических условий при строительстве и эксплуатации трубопроводов трубы подразделяют на две группы: в обычном и в северном исполнении. Трубы в обычном исполнении применяют для трубопроводов, прокладываемых в средней полосе и в южных районах страны (температура эксплуатации 0ºС и выше, температура строительства - 40ºС и выше). Трубы в северном исполнении применяются при строительстве трубопроводов в северных районах страны (температура эксплуатации -20…-40ºС, температура строительства -60ºС). В соответствии с принятым исполнением труб выбирается марка стали. Трубы для магистральных нефтепроводов изготавливают из углеродистых и низколегированных сталей. 8. Трубопроводная арматура Трубопроводная арматура предназначена для управления потоками нефти, транспортируемыми по трубопроводам. По принципу действия арматура делится на три класса: запорная, регулирующая и предохранительная. Запорная арматура (задвижки) служит для полного перекрытия сечения трубопровода, регулирующая (регуляторы давления) - для изменения давления или расхода перекачиваемой жидкости, предохранительная (обратные и предохранительные клапаны) - для защиты трубопроводов и оборудования при превышении допустимого давления, а также предотвращения обратных токов жидкости. Задвижки называются запорные устройства, в которых проходное сечение перекрываются поступательным перемещением затвора в направлении, перпендикулярном направлению движения нефти. Конструктивно задвижка представляет собой цельный литой или сварной корпус, снабженный двумя патрубками для присоединения к трубопроводу (с помощью фланцев или сварки) и шпиндель, соединенный с запорным элементом и управляемый с помощью маховика или специального привода. Место выхода шпинделя из корпуса герметизируется с помощью сальникового уплотнения. По конструкции уплотнительного затвора задвижки делятся на клиновые и параллельные. На магистральных нефтепроводах задвижки оснащают электроприводом. Регуляторами давления называются устройства, служащие для автоматического поддержания давления на требуемом уровне. В соответствии с тем, где поддерживается давление - до или после регулятора - различают регуляторы типа «до себя» и «после себя». Предохранительными клапанами называются устройства, предотвращающие повышение давления в трубопроводе сверх установленной величины. На нефтепроводах применяют мало- и полноподъемные предохранительные клапаны закрытого типа, работающие по принципу сброса части жидкости из места возникновения повышенного давления в специальный сборный коллектор. Обратным клапаном называется устройство для предотвращения обратного движения среды в трубопроводе. При перекачке нефти применяют клапаны обратные поворотные - с затвором, вращающимся относительно горизонтальной оси. Арматура магистральных нефтепроводов рассчитана на рабочее давление 6,4 МПа. 9. Насосно-силовое оборудование Насосами называются гидравлические машины, которые служат для перекачки жидкостей. При трубопроводном транспорте нефти используются центробежные насосы. Конструктивно они представляют собой улитообразный корпус (элементами которого являются спиральная камера, всасывающий и нагнетательный патрубки), внутри которого вращается закрепленное на валу рабочее колесо . Последнее состоит из двух дисков, между которыми находятся лопатки, загнутые в сторону, обратную направлению вращения. Принцип работы центробежных насосов следующий. Из всасывающего трубопровода через всасывающий патрубок жидкость поступает на быстровращающиеся лопатки рабочего колеса, где под действием центробежных сил отбрасывается к периферии насоса. Таким образом, механическая энергия вращения вала двигателя преобразуется в кинетическую энергию жидкости. Двигаясь по спиральной камере, жидкость попадает в расширяющийся нагнетательный патрубок, где по мере уменьшения скорости увеличивается давление жидкости. Далее через напорную задвижку жидкость поступает в напорный трубопровод . Для контроля за работой насоса измеряют давление в его всасывающем и нагнетательном патрубках с помощью мановакууметра и манометра. Для успешного ведения перекачки на входе в центробежные насосы должен поддерживаться определенный подпор. Его величина не должна быть меньше некоторого значения, называемого допустимым кавитационным запасом. По величине развиваемого напора центробежные насосы магистральных нефтепроводов делятся на основные и подпорные. В качестве основных используются нефтяные центробежные насосы серии НМ. Марка насосов расшифровывается следующим образом: Н - насос, М - магистральный, первое число после букв - подача насоса (м³/ч) при максимальном кпд, второе число - напор насоса (м) при максимальном кпд. Насосы НМ на небольшую подачу (до 710 м³/ч) - секционные, имеют три последовательно установленных рабочих колеса с односторонним входом жидкости. Остальные насосы являются одноступенчатыми и имеют рабочее колесо с двусторонним входом, обеспечивающим разгрузку ротора от осевых усилий. Основное назначение подпорных насосов - создание на входе в основные насосы подпора, обеспечивающего их устойчивую работу. При подачах 2500 м³/ч и более применяются подпорные насосы серии НМП. При меньших подачах используются насосы серии НД (насос с колесом двустороннего всасывания). Цифра в марке - это диаметр всасывающего патрубка, выраженный в дюймах. Применяются также насосы марки НПВ (Н - насос; П - подпорный; В - вертикальный). Это одноступенчатые насосы, располагаемые ниже поверхности земли в металлическом или бетоном колодце. В качестве привода насосов используются электродвигатели синхронного и асинхронного типа. В зависимости от исполнения электродвигатели могут быть установлены в общем зале с насосами или в помещении, отделенного от насосного зала газонепроницаемой стеной. Взрывозащищенное исполнение электродвигателей, применяемых в общих залах нефтенасосных, достигается продувкой корпуса электродвигателя воздухом под избыточным давлением. Основные и подпорные насосы устанавливаются соответственно в основной и в подпорной насосных. При обычном исполнении электродвигателей их устанавливают в отдельном зале, герметично изолированном от насосного зала специальной стеной. В этом случае место прохождения через разделительную стену вала, соединяющего насос и электродвигатель, имеет конструкцию, препятствующую проникновению через него паров нефти. 10. Основные объекты и сооружения магистрального газопровода Основным способом транспортировки природного, а также попутного нефтяного газов является перекачка их по магистральным газопроводам. К магистральным трубопроводам относятся трубопроводы, по которым транспортируется газ от районов его добычи, производства или хранения до мест потребления - до газораспределительных станций (ГРС) городов, населенных пунктов и отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий. Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления транспортируемых газов подразделяются на два класса: к I классу относятся газопроводы при рабочем давлении газов 2,5 - 10 МПа (25 - 100 кгс/см²); ко II классу - газопроводы при рабочем давлении газов 1,2 - 2,5 МПа (12 - 25 кгс/см²). Кроме того, независимо от способа прокладки (подземной, наземной или надземной) по диаметру магистральные газопроводы подразделяются на категории: диаметром менее 700 мм относятся к IV категории, а диаметром 700 мм и более - к III категории. Магистральный газопровод включает в себя комплекс сооружений, обеспечивающих транспорт природного или попутного нефтяного газа от газовых или нефтяных промыслов к потребителям газа - городам, поселкам, промышленным предприятиям и электростанциям. Состав сооружений зависит от назначения газопровода и включает следующие основные комплексы: (Рис.5.) - головные сооружения, состоящие из систем газосборных и подводящих газопроводов; - компрессорные станции (КС); - газораспределительные станции (ГРС); - подземные хранилища газа; - линейные сооружения. На головных сооружениях производится подготовка добываемого газа транспортировке (очистка, осушка и т.д.). В начальный период разработки месторождений давление газа, как правило, настолько велико, что необходимость в головной компрессорной станции нет. Ее строят позднее, уже после ввода газопровода в эксплуатацию. Рис.5. Схема магистрального газопровода: 1-газосборные сети; 2-промысловый пункт сбора газа; 3-головные сооружения; 4-компрессорная станция; 5-газораспределительная станция; 6-подземные хранилища; 7-магистральный трубопровод; 8-ответвления от магистрального трубопровода; 9-линейная арматура; 10-двухниточный проход через водную преграду. Компрессорные станции предназначены для перекачки газа. Кроме того, на КС производится очистка газа от жидких и твердых примесей, а также его осушка. Принципиальная технологическая схема компрессорной станции приведена на (Рис.6.). Газ из магистрального газопровода 1 через открытый кран 2 поступает в блок пылеуловителей 4. после очистки от жидких и твердых примесей газ компримируется газоперекачивающими агрегатами (ГПА) 5. Далее он проходит через аппараты воздушного охлаждения (АВО) 7 и через обратный клапан 8 поступает в магистральный газопровод 1. Рис.6. Технологическая схема компрессорной станции с центробежными нагнетателями: 1-магистральный газопровод; 2-кран; 3-байпасная линия; 4-пылеуловители; 5-газоперекачивающий агрегат; 6-продувные свечи; 7-АВО газа; 8-обратный клапан; Объекты компрессорной станции, где происходит очистка, компримирование и охлаждение, т.е. пылеуловители, газоперекачивающие агрегаты и АВО, называются основными. Для обеспечения их нормальной работы сооружают объекты вспомогательного назначения: системы водоснабжения, электроснабжения, вентиляции, маслоснабжения и т.д. Газораспределительные станции сооружают в конце каждого магистрального газопровода или отвода от него. Высоконапорный газ, транспортируемый по магистральному газопроводу, не может быть непосредственно подан потребителям, поскольку газовое оборудование, применяемо в промышленности и в быту, рассчитано на сравнительно низкое давление. Кроме того, газ должен быть очищен от примесей (механических частиц и конденсата), чтобы обеспечить надежную работу оборудования. Наконец, для обнаружения утечек газу должен быть придан резкий специфический запах. Операцию придания газу запаха называют одоризацией. Понижение давления газа до требуемого уровня, его очистка, одоризация и измерение расхода осуществляются на газораспределительной станции (ГРС). Принципиальная схема ГРС приведена на (Рис.7.) Рис.7. Принципиальная схема ГРС: 1-входной трубопровод;2-фильтр; 3-подогреватель газа; 4-контрольный клапан; 5-регулятор давления типа «после себя»; 6-расходометр газа; 7-одоризатор; 8-выходной трубопровод; 9-манометр; 10-байпас. Газ по входному трубопроводу 1 поступает на ГРС. Здесь он последовательно очищается в фильтре 2, нагревается в подогревателе 3 и редуцируется в регуляторах давления 4. Далее расход газа измеряется расходометром 5 и в него с помощью одоризатора 6 вводится одорант – жидкость, придающая газу запах. Необходимость подогрева газа перед редуцированием связана с тем, что дросселирование давления сопровождается (согласно эффекту Джоуля-Томсона) охлаждением газа, создающим опасность закупорки трубопроводов ГРС газовыми гидратами. Подземные хранилища газа служат для компенсации неравномерности газопотребления. Использование подземных структур для хранения газа позволяет очень существенно уменьшить металлозатраты и капиталовложения в хранилища. Длина магистрального газопровода может составлять от десятков до нескольких тысяч километров, а диаметр – от 150 до 1420 мм. Большая часть газопроводов имеют диаметр от 720 до 1420 мм. Трубы и арматура магистральных газопроводов рассчитаны на рабочее давление до 7,5 МПа. 11. Газоперекачивающие агрегаты В качестве газоперекачивающих агрегатов применяются поршневые газомотокомпрессоры или центробежные нагнетатели. Поршневые газомотокомпрессоры представляют собой агрегат, в котором объединены силовая часть (привод) и компрессор для сжатия газа. Принцип работы поршневого компрессора такой же, как у поршневого насоса. Наиболее распространенными типами газомотокомпрессоров являются 10 ГК, 10 ГКН, МК-10 и ГПА-5000, имеющие подачу от 0,8 до 10,0 млн. м³/сут и развивающие давление 5,5 МПа. Поршневые газомотокомпрессоры отличаются высокой эксплуатационной надежностью, способностью работать в широком диапазоне рабочих давлений, возможностью регулировать подачу за счет изменения «вредного» пространства и частоты вращения. Область преимущественного применения поршневых газомотокомпрессоров - трубопроводы для перекачки нефтяного газа и станции подземного хранения газа На магистральных газопроводах пропускной способностью более 10 млн. м³/сут применяют центробежные нагнетатели с газотурбинным приводом или электроприводом. Принцип работы центробежных нагнетателей аналогичен работе центробежных насосов. Наиболее распространенным приводом нагнетателей на компрессорных станциях являются газотурбинный. В состав газотурбинной установки входят: турбодетандер , редуктор , воздушный компрессор , блок камер сгорания , турбины высокого и низкого давлений. Турбодетандер является пусковым двигателем установки, работающим на природном газе. Расчетная продолжительность пуска агрегата из холодного состояния - 15 мин. Турбодетандер через редуктор запускает в работу воздушный компрессор. Атмосферный воздух засасывается компрессором и сжимается в нем до рабочего давления. Далее сжатый воздух направляется в блок камер сгорания, где он нагревается за счет сжигания природного газа. Продукты сгорания направляются в газовую турбину (сначала высокого, а затем низкого давления), где они расширяются. Процесс расширения сопровождается падением давления и температуры, но увеличением скорости потока газа, используемого для вращения ротора турбины. Отработавший газ через выхлопной патрубок выходит в окружающую среду. На газопроводах применяются газовые турбины мощностью от 2500 до 25000 кВт. Недостатком газотурбинного привода является относительно невысокий кпд (не выше 30%), а также высокое потребление газа на собственные нужды в качестве топлива. В последние годы в качестве привода центробежных нагнетателей все шире используются электродвигатели АЗ-4500-1500, СТМ-4000-2, СТД-4000-2, СДСЗ-4500-1500. Они подключаются к нагнетателям через повышающий редуктор. 12. Аппараты для охлаждения газа Необходимость охлаждения газа обусловлена следующим. При компримировании он нагревается. Это приводит к увеличению вязкости газа и, соответственно, затрат мощности на перекачку. Кроме того, увеличение температуры газа отрицательно влияет на состояние изоляции газопровода, вызывает дополнительные продольные напряжения в его стенке. Газ охлаждают водой и воздухом. При его охлаждении водой используют различные теплообменные аппараты (кожухотрубные, оросительные, типа «труба в трубе»), которые с помощью системы трубопроводов и насоса подключены к устройствам для охлаждения воды. Данный способ охлаждения газа используется, как правило, совместно с поршневыми газомотокомпрессорами. На магистральных газопроводах наиболее широкое распространение получил способ охлаждения газа атмосферным воздухом. Для этой цели применяют аппараты воздушного охлаждения (АВО) газа различных типов. Конструктивно он представляет собой мощный вентилятор с диаметром лопастей 2…7 м, который нагнетает воздух снизу вверх, где по пучкам параллельных труб движется охлаждаемый газ. Для интенсификации теплообмена трубы выполняют оребренными. В качестве привода вентиляторов используются электродвигатели мощностью от 10 до 100 кВт. Достоинствами АВО является простота конструкции, надежность работы, отсутствие необходимости в предварительной подготовке хладагента (воздуха). 13. Особенности трубопроводного транспорта сжиженных газов При сжижении природного газа, его объем при атмосферном давлении уменьшается примерно в 630 раз. Благодаря этому, можно значительно уменьшить диаметр трубопроводов для транспортировки больших объемов газа, получив значительную экономию капиталовложений. Метан становится жидкостью при атмосферном давлении, если его охладить до минус 162ºС. При давлении 5 МПа он останется жидкостью, если его температура не превысит минус 85ºС. Таким образом, трубопроводный транспорт сжиженного природного газа (СПГ) возможен только при низких температурах. Газ с промыслов поступает на головной завод сжижения (ГЗС), где производится его очистка, осушка, сжижение и отделение неконденсирующихся примесей. Вблизи от ГЗС или даже непосредственно на его территории размещается головная насосная станция ГНС. В ее состав входят приемные емкости, подпорная и основная насосные, а также узел учета. Емкости служат для приема СПГ с завода, а также для хранения некоторого его запаса с целью обеспечения бесперебойности работы трубопровода. Как правило, на ГНС устанавливаются горизонтальные цилиндрические емкости высокого давления. Перекачка сжиженных газов осуществляется центробежными насосами, но других типов, чем применяемые при перекачки нефти и нефтепродуктов. Благодаря малой вязкости СПГ, мощность, потребляемая насосами в этом случае меньше, чем при работе на воде. Но давление на входе в насосы должно быть значительно выше, чтобы предотвратить регазификацию СПГ. Перекачка сжиженного природного газа осуществляется под давлением 4…5 МПа и при температуре минус 100…120ºС. Чтобы предотвратить нагрев газа за счет теплопритока от окружающей среды трубопроводы СПГ покрывают тепловой изоляцией, а вдоль трассы размещают промежуточные станции охлаждения (ПСО). Промежуточные насосные станции (ПНС) располагаются на расстоянии 100…400 км друг от друга. Это, как правило, больше, чем при перекачке нефти и нефтепродуктов, т.к. СПГ имеет меньшую вязкость Центробежные насосы очень чувствительны к наличию газа в перекачиваемой жидкости: при его содержании более 2% происходит срыв их работы, т.е. перекачка прекращается. Чтобы предотвратить регазификацию СПГ в трубопроводах поддерживают давление не менее, чем 0,5 МПа превышающее давление упругости его паров при температуре перекачки. Для этого на входе в промежуточные насосные станции и в конце трубопровода устанавливают регуляторы давления типа «до себя». Кроме того, для отделения газовой фазы, которая может образовываться в нештатных ситуациях (снижение давления при остановках насосов, разрывах трубопровода и т.п.), перед насосами на насосных станциях устанавливают буферные емкости. В конце трубопровода размещаются низкотемпературное хранилище (НХ СПГ) и установка регазификации (УР) сжиженного газа. Низкотемпературное хранилище служит для создания запасов СПГ, в частности, для компенсации неравномерности газопотребления. На установке регазификации СПГ переводится в газообразное состояние перед его отпуском потребителям. По сравнению с транспортировкой природного газа в обычном состоянии при перекачке СПГ общие металловложения в систему, включая головной завод сжижения, низкотемпературное хранилище, установку регазификации, в 3…4 раза меньше. Кроме того, уменьшается расход газа на перекачку, вследствие низкой температуры снижается интенсивность коррозионных процессов. Вместе с тем, данный способ транспортировки газа имеет свои недостатки: 1. Для строительства линейной части и резервуаров применяются стали с содержанием никеля до 9%. Они сохраняют работоспособность в условиях низких температур перекачки, однако в 6 раз дороже обычной углеродистой стали. 2. Перекачка СПГ должна вестись специальными криогенными насосами 3. При авариях потери газа значительно больше, чем в случае его транспортировки по обычной технологии. Кроме природного в сжиженном состоянии транспортируются и другие газы. Но наиболее широкое распространение получил трубопроводный транспорт сжиженных углеводородных газов (СУГ): этана, этилена, пропана, бутана и их смесей. Основным сырьем для производства сжиженных углеводородных газов являются попутный нефтяной газ, «жирный» газ газоконденсатных месторождений и газы нефтепереработки. Название сжиженного углеводородного газа принимают по наименованию компонентов, составляющих большую его часть. Условия сохранения СУГ в жидком состоянии значительно менее жесткие. Так, даже при 20ºС для сохранения жидкого состояния пропана достаточно поддерживать давление всего 0,85 МПа. По этой причине сжиженные углеводородные газы, как правило, транспортируют при температуре окружающей среды. Соответственно, отпадает необходимость в спецсталях для изготовления труб, резервуаров и оборудования, тепловой изоляции, промежуточных станциях охлаждения. Поэтому трубопроводы СУГ значительно дешевле трубопроводов СПГ. С другой стороны, компоненты СУГ тяжелее воздуха. Поэтому при регазификации данные газы занимают положение у поверхности земли, создавая взрывоопасную среду. Этим определяется высокая потенциальная опасность трубопроводов СУГ, когда даже небольшая утечка способна привести к трагическим последствиям. 14. Газораспределительные сети Газораспределительной сетью называют систему трубопроводов и оборудования, служащую для транспорта и распределения газа в населенных пунктах. Газ в газораспределительную сеть поступает из магистрального газопровода через газораспределительную станцию. В зависимости от давления различают следующие типы газопроводов систем газоснабжения: - высокого давления (0,3…1,2МПа); - среднего давления (0,005…0,3 МПа); - низкого давления (менее 0,005 МПа). В зависимости от числа ступеней понижения давления в газопроводах системы газоснабжения населенных пунктов бывают одно-, двух- и трехступенчатые: 1) одноступенчатая - это система газоснабжения, при которой распределение и подача газа потребителям осуществляется по газопроводам только одного давления (как правило, низкого); она применяется в небольших населенных пунктах; 2) двухступенчатая система обеспечивает распределение и подачу газа потребителям по газопроводам двух категорий: среднего и низкого или высокого и низкого давлений; она рекомендуется для населенных пунктов с большим числом потребителей, размещенных на значительной территории; 3) трехступенчатая - это система газоснабжения, где подача и распределение газа потребителям осуществляется по газопроводам и низкого, и среднего и высокого давлений; она рекомендуется для больших городов. При применении двух- и трехступенчатых систем газоснабжения дополнительное редуцирование газа производится на газорегуляторных пунктах (ГРП). Газопроводы низкого давления в основном используют для газоснабжения жилых домов, общественных зданий и коммунально-бытовых предприятий. Газопроводы среднего и высокого (до 0,6 МПа) давлений предназначены для подачи газа в газопроводы низкого давления через городские ГРП, а также для газоснабжения промышленных и крупных коммунальных предприятий. По газопроводам высокого (более 0,6 МПа) давления газ подается к промышленным потребителям, для которых это условие необходимо по технологическим требованиям. По назначению в системе газоснабжения различают распределительные газопроводы, газопроводы-вводы и внутренние газопроводы. Распределительные газопроводы обеспечивают подачу газа от источников газоснабжения до газопроводов-вводов. Газопроводы-вводы соединяют распределительные газопроводы с внутренними газопроводами зданий. Внутренним называют газопровод, идущий от газопровода-ввода до места подключения газового прибора, теплоагрегата и т.п. По расположению в населенных пунктах различают наружные (уличные, внутриквартальные, дворовые, межцеховые, межпоселковые) и внутренние (внутрицеховые, внутридомовые) газопроводы. По местоположению относительно поверхности земли различают подземные и наземные газопроводы. По материалу труб различают газопроводы металлические (стальные, медные) и неметаллические (полиэтиленовые, асбоцементные и др.). 15. Газорегуляторные пункты Газорегуляторные пункты (ГРП) устанавливаются в местах соединения газопроводов различного давления. ГРП предназначены для снижения давления и автоматического поддержания его на заданном уровне. Схема ГРП включает входной газопровод, задвижки, фильтр, предохранительный клапан, регулятор давления, выходной и обходной газопроводы, манометры. Газ, поступающий на ГРП, сначала очищается в фильтре от механических примесей. Затем проходит через предохранительный клапан, который служит для автоматического перекрытия трубопровода в случае повышения выходного давления сверх заданного, что свидетельствует о неисправности регулятора давления. Контроль за работой регулятора ведется также с помощью манометров. Некоторые ГРП оборудуются приборами для измерения количества газа: диафрагмами в комплекте с дифференциальными манометрами или ротационными счетчиками. Заключение В ходе ознакомительной практики, мы наглядно ознакомились с технологическими процессами и оборудованием, применяемым для переработки газа. Оборудование, применяемое для этих процессов постоянно совершенствуется, что также было заметно при ознакомлении с объектами. Внедрение новых технологий позволяют снижать затраты и повышать уровень производства, как в отношении выпускаемой продукции, так и безопасности производства. Данные процессы и оборудование требуют от проектировщиков и обслуживающего персонала высокого уровня знаний и опыта, для чего необходима хорошая теоретическая подготовка и практика. Список используемой литературы 1) Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов/ Коршак А.А., Шаммазов А.М. - У.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2001. – 544 с.: илл. 2) Справочная книга по добыче нефти. Под ред. д-ра техн. наук Гиматудинова Ш.К. - М., «Недра», 1974. - 704 с. 3) Технология переработки нефти и газа. 2-ое издание дополненное и переработанное. Пархоменко В.Е. - М., «Госпотех Издат» 1959 - 452 с. 4) Проектирование и эксплуатация насосных станций: Учебник для вузов/ Шаммазов А.М.., Александров В.И., Гольянов А.И. – М., ООО «Недра-БизнесЦентр», 2003с. – 404 с. 5) Сооружение газохранилищ и нефтебаз. Стулов Т.Т., Поповский Б.В., Иванцов О.М., Сафарян М.К., Афанасьев. В.А. - М., «Недра», 1973 - 368 с. Похожие статьи:
|
|