Принципиальная схема горячего магистрального трубопровода

На рис. 1 приведена принципиальная технологи­ческая схема магистрального горячего трубопровода. Нефть с промысла по трубопроводу 1 подается в резервуарный парк 2 головной перекачивающей станции. Резервуары оборудуются подогревательными устройствами, с помощью которых поддержи­вается температура нефти, позволяющая выкачать ее насосами 3, которые прокачивают нефть через дополнительные подогрева­тели 4. В резервуарах применяют, как правило, паровые подогре­ватели змеевикового или секционного типа.

Рис. 1 - Принципиальная схема горячего магист­рального трубопровода

Подогреватели для потока нефти бывают паровыми или огневыми и устанавливаются либо между подпорными и основными насосами 5, либо после основных насосов. Через подогреватели можно пропускать всю перекачиваемую нефть, повышая ее температуру до заданной величины. Иногда через подогреватели перекачивают только часть транспортируемой нефти, нагревают ее до более высокой температуры, чем расчетная, а на выходе из станции смешивают с холодным потоком, получая заданную температуру подогрева. После теплообменных аппаратов 4 поток нефти поступает в основ­ные насосы 5 трубопровода и закачивается в магистраль. По мере движения нефти по трубе она остывает и на некотором расстоянии температура ее станет низкой, что приводит к значительному повышению потерь на трение. Чтобы можно было транспортиро­вать нефть на значительное расстояние, ее по пути подогревают на промежуточных тепловых станциях 6 и 7. Если нефть транс­портируется на большое расстояние, то кроме тепловых соору­жаются и промежуточные насосные станции 8, как правило, совмещенные с тепловыми станциями 9. На данной схеме еще указаны две промежуточные тепловые станции 10 и 11, а также сырьевой парк 12 нефтеперерабатывающего завода.

В настоящее время в мире эксплуатируется более 50 маги­стральных трубопроводов, по которым перекачивается подогретая нефть. Один из самых крупных горячих трубопроводов (как по длине, так и по диаметру) — Узень — Самара.

Вопросы для самопроверки:

1. Основные вопросы последовательной перекачки

2. Горячая перекачка

3. Принципиальная схема горячего магистрального трубопровода

Лабораторное занятие №3

Тема 3 «Перекачка газа и компрессорные станции

Основные вопросы темы:

1. Классификация газопроводов

2. Магистральный газопровод

3. Компрессорные станции

Литература /2/ стр.109-113

Классификация газопроводов

Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспортировки газа из района добычи или производства в район его потребления или соединяющий отдель­ные газовые месторождения.

Ответвлением от магистрального газопровода называется тру­бопровод, присоединенный непосредственно к магистральному газопроводу и предназначенный для отвода части транспортиру­емого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.

В зависимости от рабочего давления устанавливаются три класса магистральных газопроводов: I — высокого давления (при рабочем давлении выше 2,5 МПа); II — среднего давления (при рабочем давлении от 1,2 до 2,5 МПа); III — низкого давления (при рабочем давлении до 1,2 МПа включительно).

В состав сооружений магистрального газопровода входят: комплекс сооружений и установок, предназначенных для транс­портировки природного или попутного нефтяного газа от газовых или нефтяных промыслов к потребителям (городам, поселкам, промышленным предприятиям и электростанциям).

Длина магистрального газопровода может составлять от де­сятка до нескольких тысяч километров, а диаметр — от 150 до 1420 мм. Большинство газопроводов, построенных после 1958 г., имеют диаметр от 720 до 1420 мм.

Технико-экономическими исследованиями установлено, что с увеличением диаметра труб уменьшается удельный расход металла. При увеличении диаметра труб наряду с большой экономией металла снижаются также затраты на строительство и эксплуатацию газопроводов. Поэтому в настоящее время большинство газопро­водов сооружается диаметром 1020 мм и больше.

Движение газа по газопроводу осуществляется либо за счет пластового давления, либо при помощи компрессорных станций, расположенных вдоль газопровода. Расстояния между компрес­сорными станциями определяются гидравлическим расчетом.

Магистральный газопровод

В состав магистрального газопровода входят следующие объ­екты (рис. 2): головные сооружения; стальной трубопровод с ответвлениями, запорной арматурой и линейными сооружениями;

Рис. 2 - Схема магистрального газопровода:

1 — газовый промысел; 2 — газосборные сети (промысловой пункт сбора газа); 3 — го­ловные сооружения; 4 — промежуточные компрессорные станции; 5 — газораспредели­тельные станции; 6 — линейная арматура; 7 — переход (двухниточный) через водную преграду; 8 — подземные хранилища газа; 9 — отводы от основной магистрали.

компрессорные станции (КС); газораспределительные станции (ГРС); дома линейных ремонтеров и аварийно-ремонтные пункты (АРП); устройства линейной и станционной связи; установки катодной, протекторной и дренажной защиты; вспомогательные сооружения.

После головных сооружений очищенный и осушенный газ поступает в магистральный газопровод. Магистральный газопро­вод может быть постоянного или переменного диаметра. В некото­рых случаях он состоит из двух или нескольких газопроводов, уложенных параллельно по одной трассе.

Для возможного отключения отдельных участков газопровода через 20—25 км по трассе устанавливаются линейные узлы, вклю­чающие в себя запорные отключающие устройства (краны, за­движки) и продувочные свечи. Кроме того, отключающие устрой­ства устанавливаются на всех ответвлениях от газопровода, на берегах водных преград при пересечении их газопроводом и на подходах к компрессорным станциям. Линейные краны устанавливаются с ручным, пневматическим или пневмогидравлическим приводом. В непосредственной близости от линейных кранов располагаются продувочные свечи, предназначенные для опорожнения газопровода на участке между крапами в случае необходимости проведения ремонтных работ.

Вдоль трассы газопровода через 20—25 км располагаются дома линейных ремонтеров. Линейные ремонтеры имеют телефон­ную связь с ближайшими КС, АРП и между собой.

Для предохранения металла труб от коррозии газопроводы оборудуются непрерывно действующей антикоррозионной за­щитой. Для предохранения от почвенной коррозии применяется катодная или протекторная защита, а от блуждающих токов — электродренажная защита.

Для оперативного руководства перекачкой газа вдоль газо­провода сооружается селекторная или радиорелейная высоко­частотная связь.

Компрессорные станции

На трубопроводах с интервалом, определяемым гидравли­ческим расчетом, устанавливаются компрессорные станции (КС), предназначенные для повышения давления газа. На КС имеются: один или несколько компрессорных цехов; электростанция или трансформаторная подстанция; система водоснабжения с насос­ными (циркуляционной насосной охлаждения компрессорных агрегатов, водонапорной башней, градирней и резервуарами для храпения пожарного запаса воды); узел дальней и внутренней связи; система маслоснабжения с установками по регенерации масла, складом горючесмазочных материалов; химическая лабо­ратория; котельная; механическая мастерская; установка масля­ных пылеуловителей; приемные и нагнетательные коллекторы с отключающей арматурой; автотранспортный парк и материаль­ный склад.

На магистральных газопроводах для перекачки газа приме­няются два вида КС, имеющих разные технологические схемы: оборудованные газомоторными поршневыми компрессорами; обо­рудованные центробежными нагнетателями с приводом от газовых турбин или электродвигателей.

Технологическая схема КС с поршневыми компрессорами показана на рис. 3. Газ из магистрали 1 поступает в пылеулови­тели 2, где очищается от частичек пыли, затем проходит через маслоотделитель 3 и поступает в приемный коллектор 4 газомотокомпрессоров 8. Сжатый до определенного давления газ по нагне­тательному коллектору 5 поступает в газопровод 6. Через пункт регулировки 7 газ отбирается для привода агрегатов (топливный газ) и на бытовые нужды.

Наибольшее распространение в газовом хозяйстве имеют угло­вые агрегаты, в которых компрессорные цилиндры расположены горизонтально, а силовые V-образно под углом 60° попарно.

 

К ним относятся газомотокомпрессоры 10ГК и 10ГКН с номи­нальной мощностью 736 и 1100 кВт. Эти агрегаты объединяют в одном корпусе силовую часть и компрессор для сжатия газа.

 

Рис. 3 - Технологическая схема компрессорной станции с поршневыми компрессорами

 

 

На крупных газопроводах с пропускной способностью, пре­вышающей 12 млн. м³/сут, устанавливают центробежные нагне­татели. В качестве двигателей к ним применяют газовую турбину или электродвигатель. Центробежный нагнетатель или турбо­компрессор является машиной, в которой сжатие газа происходит под действием центробежных сил, развивающихся при вращении рабочего колеса. Подобно центробежному насосу, он состоит из корпуса, в котором вращается вал с укрепленным на нем рабочим колесом. Для предотвращения утечек газа из нагнетателя в поме­щение он снабжен масляной системой уплотнения.

На магистральных газопроводах в настоящее время работают КС с турбинами различной мощности: ГТ-700-5 мощностью 4250 кВт; ГТК-5 мощностью 4400 кВт; ГТ-750-6 мощностью 6000 кВт; ГТУ-9 мощностью 9000 кВт; ГТК-10 мощностью 10 000 кВт.

Вопросы для самопроверки:

1. Назначение газопроводов и их классификация

2. Состав магистрального газопровода

3. Компрессорные станции

 

Лабораторное занятие №4