Тема 1.3 Сокращение потерь газа, нефти и нефтепродуктов при хранении и

Распределении

Студент должен:

знать: виды технологических потерь газа, нефти и нефтепродуктов при

хранении и распределении;

средства сокращения потерь нефти и нефтепродуктов от испарения;

уметь: проводить анализ влияния различных факторов на потери газа, нефти

и нефтепродуктов при хранении и распределении.

Виды технологических потерь газа, нефти и нефтепродуктов при хранении и распределении. Влияние различных факторов на потери. Мероприятия по сокращению потерь газа, нефти и нефтепродуктов при хранении и распределении.

Практические занятия №1

Изучение схем систем УЛФ и конструкций современных средств сокращения потерь энергоресурсов от испарения.

Практические занятия №2

Изучение схем налива топлива в автомобильные и железнодорожные

цистерны, нефтеналивные суда.

Практические занятия №3

Изучение способов хранения нефти и нефтепродуктов, предотвращающие

загрязнение окружающей среды.

Литература: [3], с. 112-117; [7], с. 83-94, с. 124-153; [34], с. 19-35, с. 35-81; [27], с. 96-116;

[5], с. 17-23, с.53-69.

Методические указания

Значительные потери от испарения нефтей и нефтепродуктов происходят из резервуаров. Эти потери резко возрастают при повышении температуры перекачиваемой нефти или содержания в ней газа.

Кроме потерь от испарения, в резервуарах наблюдаются потери нефти от утечек через дефекты и неплотности.

Источником потерь нефти и нефтепродуктов является негер­метичность резервуаров нефтеперекачивающих станций и нефтебаз. К этим потерям добавляются и потери при сбросах подтоварной воды из резер­вуаров, и потери при их зачистке.

Негерметичность стенок вертикальных стальных резервуаров легко обнаруживают при визуальном осмотре. После обнаружения течи резер­вуар освобождают и ремонтируют.

Потери от испарения в резервуарах возникают в результате больших и малых дыханий, а также из-за вентиляции и насыщения газо­вого пространства, обратного выдоха, изменения температуры нефтепро­дукта и газового пространства.

Многие резервуарные парки плохо оборудованы для хранения лег­коиспаряющихся жидкостей. При большой оборачиваемости резервуа­ров, что характерно для перекачивающих станций и сырьевых парков нефтеперерабатывающих заводов, возникают значительные потери от больших дыханий.

При проведении любых мероприятий, связанных с сокраще­нием утечек нефти или нефтепродуктов, необходимо в минимально корот­кие сроки локализовать нефтяные загрязнения, осуществить их сбор и утилизацию.

Вопросы для самоконтроля

1. Виды технологических потерь газа при хранении и распределении

2. Виды технологических потерь нефти и нефтепродуктов при хранении и распределении.

3. Влияние различных факторов на потери.

4. Мероприятия по сокращению потерь газа.

5. Мероприятия по сокращению потерь нефти и нефтепродуктов.

6. Мероприятия по ликвидации аварий и инциндентов в резервуарном парке.

7. Схемы улавливания легких фракций из резервуаров.

8. Схема газоуравнительной системы.

9. Схемы налива топлива в автомобильные цистерны.

10. Схемы налива топлива в железнодорожные цистерны.

11. Схемы налива нефтеналивных судов.

Тема: 1.4 Пути сокращения расхода электроэнергии при транспортировке

Газа, нефти и нефтепродуктов

.

Студент должен:

знать: пути сокращения затрат электроэнергии при транспортировке.

Регулирование работы насосов с помощью муфт. Применение привода с регулируемой частотой вращения. Применение противотурбулентных присадок. Оптимальная периодичность очистки полости магистрального трубопровода. Применение газотурбинных установок и дизелей в качестве привода.

Литература: [20], с.12-24, с. 56-65, с.110-113.

Методические указания

Трехфазные асинхронные короткозамкнутые электродвигатели нашли широкое применение во всех приводах нефтяных промыс­лов. Этому способствовали их несомненные достоинства: простота конструкции, легкость обслуживания, возможность изготовления на самые различные напряжения, отсутствий преобразовательных установок.

Регулированием называется изменение частоты вращения элек­тропривода путем искусственного воздействия на его электроме­ханические параметры. Оно может осуществляться разными спо­собами, выбор их зависит от ряда условий, которые называются показателями регулирования, и которые мы рассмотрим отдельно.

1. Диапазон регулирования частоты вращения электропривода представляет собой отношение наибольшей частоты вращения к наименьшей при установившемся режиме его работы

Этот показатель выражается числами, например, 2:1; 4:1 и т. д. в зависимости от того, для какого производственного меха­низма предназначен электропривод.

Чтобы расширить диапазон регулирования, необходимо повы­сить степень жесткости механической характеристики с помощью специального регулирующего устройства.

2. Плавность регулирования характеризуется отношением двух скоростей на соседних ступенях регулирования. Плавность регулирования достигается путем увеличения числа ступеней реостата.

3. Устойчивость регулирования определяется жесткостью меха­нической характеристики, т. е. зависит от того, насколько изме­няется частота вращения с изменением нагрузки рабочей машины.

У асинхронных электродвигателей регулирование частоты вра­щения изменением числа полюсов обмотки статора дает более ус­тойчивую работу электропривода, чем регулирование путем вклю­чения реостата в цепь ротора.

4. Экономичность регулирования зависит от потерь электро­энергии в пусковых и регулирующих установках. Поэтому способ регулирования частоты вращения путем изменения тока в обмот­ках возбуждения машин постоянного тока более экономичен, чем способ включения реостата в цепь ротора асинхронного электро­двигателя.

У асинхронных электродвигателей частоту вращения можно регулировать несколькими способами: у двигателей с фазным ро­тором - изменением сопротивления роторной цепи; у короткозамкнутых двигателей - изменением числа полюсов и частоты подво­димого напряжения, а также применением специальных схем (дроссельный привод с магнитными усилителями в цепи ста­тора и каскадные схемы с вентильными преобразователями и электрическими машинами).

Изменение режима работы центробежного насоса

Изменение условий перекачки нефти и нефтепродуктов в процессе эксплуатации (последовательная перекачка жидкостей различной вязкости, изменение расхода, временный выход из строя какой-либо станции и т. д.) может привести к нарушению нормального режима работы нефтепродуктопровода: к кавитации на одних станциях и к чрезмерным напорам на других. Согласование работы насосных станций (или, что то же, выравнивание пропускных способностей участков нефтепровода) достигается регулированием режима работы насосов.

Регулирование режима работы центробежного насоса может быть достигнуто при постоянной скорости вращения и путем изменения ее.

Изменение режима при постоянной скорости вращения может быть выполнено дросселированием в напорном трубопроводе, перепуском по обводной линии (байпас), уменьшением наружного диаметра рабочего колеса и изменением схемы соединения насосов.

Регулирование режима работы насоса изменением скорости вращения весьма ограничено, так как основным видом привода для центробежных насосов являются электродвигатели переменного тока с короткозамкнутым ротором асинхронного типа, работающие при постоянной скорости. Этот метод может найти применение, если в качестве привода используется двигатель внутреннего сгорания, паровая или газовая турбина или если между насосом и электродвигателем устанавливается магнитная или гидравлическая муфта.

Применение противотурбулентных присадок

Одним из эффективных способов увеличе­ния производительности нефтепродуктопроводов без замены насосного оборудования перека­чивающих станций является введение в турбу­лентный поток нефтепродуктов специальных высокомолекулярных присадок, снижающих ги­дравлическое сопротивление. Механизм дейст­вия антитурбулентных присадок состоит в га­шении турбулентных пульсаций при взаимо­действии длинномерных молекул с турбулент­ными вихрями, образующимися у стенки трубо­провода. Существенный эффект при этом дости­гается даже при малых концентрациях приса­док, измеряемых в миллионных частях в объеме перекачиваемой жидкости.

За счет гашения пристеночной турбулентно­сти происходит снижение гидравлического со­противления потоку жидкости в трубопроводе и, как следствие, либо увеличение производитель­ности перекачки (при сохранении перепада дав­лений), либо снижение давления на перекачива­ющих станциях (при сохранении производи­тельности перекачки). Эффект снижения гид­равлического сопротивления, а, следовательно, и расхода электроэнергии может составлять от 20 до 60%.

Все антитурбулентные присадки снижают значение коэффициента гидравлического со­противления. Применение присадок особенно эффективны в тех случаях, когда перекачка ве­дется в области гидравлически гладких труб, то есть при таких режимах, в которых шерохова­тость внутренней поверхности трубопровода практически не сказывается на значениях коэф­фициента k. Такая ситуация характерна прежде всего для перекачки дизельных топлив.

Оптимальная периодичность очистки полости магистрального трубопровода

Очень важным вопросом при эксплуатации магистраль­ного газопровода является определение оптимальной периодичности очистки внутренней полости.

Гидравлическая эффективность при эксплуатации газопровода снижается, что повышает перепад давления и отражается на его про­пускной способности. Ранее периодичность очистки определяли, ког­да снижение гидравлического состояния уменьшает пропускную спо­собность участка газопровода при условии сохранения на нем постоян­ного перепада давления. Однако в эксплуатации часто встречаются случаи, когда пропускную способность газопровода требуется под­держивать на уровне проектной, соответствующей наилучшей эффек­тивности. Снижение коэффициента эффективности компенсируют за счет повышения степени сжатия на компрессорных станциях. Следова­тельно, энергия, потребная на компримирование газа на компрессорных станциях, будет увеличиваться. Кроме того, при очистке возникают дополнительные энергозатраты на пропуск очистного поршня и тран­спортировку продуктов очистки, Графическая зависимость изменения коэффициента эффектив­ности газопровода в течение расчетного времени будет иметь пило­образный вид. В течение времени между операциями, связанными с пропуском очистных поршней, эффективность газопровода падает до определенной величины, характеризующей периодичность очистки. После очистки гидравлическая эффективность скачкообразно уве­личивается и достигает первоначального уровня, затем циклы по­вторяются.

Применение газотурбинных установок и дизелей в качестве привода

Основными источниками ВЭП на КС магистральных газопро­водов газоперерабатывающих (ГПЗ) и станций подземного хра­нения газа (СПХГ) являются газотурбинные и поршневые ГПА.

ГПА с авиационным газотурбинным приводом и судовые газотурбинные ГПА характеризуются малой металлоемкостью, большими возможностями по индустриализа­ции строительства КС и ускорению их ввода в эксплуатацию, а также обладают высокой надежностью и ремонтопригодностью за счет быстрой замены привода. Габаритные характеристики и компоновка авиационного и судового приводов позволяют осу­ществлять блочную замену выходящих из строя или подлежа­щих ремонту газотурбинных двигателей, а сам ремонт произво­дить централизованно на заводах-изготовителях.

Электроприводные КС обладают рядом преимуществ по сравнению с газотурбинными:

уменьшение капитальных затрат на КС на 35-40 % (без учета затрат на строительство электростанций);

снижение эксплуатационных затрат (без энергетической со­ставляющей) на 20%;

более высокая надежность ГПА;

меньшая пожаро- и взрывоопасность.

Совершенствование электроприводных КС в ближайшем бу­дущем будет связано с широким внедрением новых ГПА и, прежде всего, бесподвальных, блочно-комплектных, взрывозащищенных, полностью автоматизированных электроприводных ГПА мощностью 4 и 12,5 тыс. кВт с центробежными нагнета­телями.

Применение таких агрегатов уже в ближайшее время позво­лит сократить сроки строительства этого типа КС и повысить их эксплуатационную надежность.

Намечена разработка и внедрение полностью блочно-комп­лектных электроприводных КС, обеспечивающих гибкость проектно-компоновочных решений и высокую степень унификации всего технологического оборудования станции. В блоках будут поставляться не только сами агрегаты, но и все сооружения КС, включая укрытие компрессорного цеха, диспетчерскую - оператор­скую, установки охлаждения масла смазки и электродвигателей и др. При этом особое внимание будет уделено централизован­ным формам обслуживания основного и вспомогательного обору­дования КС, обеспечивающим высокое качество и оперативность ремонтно-восстановительных работ.

Намечены также разработка и внедрение регулируемого электропривода - переменного тока для центробежных нагнета­телей и создание на этой базе высокоэффективных систем ав­томатического регулирования режима КС.

Будут созданы и освоены промышленностью но­вые высокоэффективные электроприводные ГПА - безредукторные, высокооборотные, с широким диапазоном регулирования. Это позволит создать принципиально новый тип электропривод­ных КС.

Дальнейшее развитие систем энергоснабжения магистраль­ных газопроводов и связанное с этим широкое использование электропривода при транспорте газа позволят снизить расход топливного газа на собственные нужды путем замещения его низкосортным топливом.

При этом найдут широкое применение электроприводные ГПА как с центробежными, так и с поршневыми компрессорами.

Вопросы для самоконтроля

1. Регулирование режима работы насосов дросселированием в напорном трубопроводе.

2. Регулирование режима работы насосов перепуском жидкости по обводной линии.

3. Регулирование режима работы насосов уменьшением диаметра рабочего колеса.

4. Регулирование режима работы насосов изменением скорости вращения.

5. Регулирование режима работы насосов изменением схемы соединения насосов.

6. Технология перекачки нефти из «насоса в насос»

7. Затраты электроэнергии на перекачку нефти по магистральному трубопроводу.

8. Затраты электроэнергии на дросселирование в регулирующих клапанах.

9. Способы экономии электроэнергии при эксплуатации вспомогательного оборудования.

10. Способы повышения КПД насосов.

11. Применение противотурбулентных присадок.

12. Оптимальная периодичность очистки полости магистрального трубопровода.

13. Применение газотурбинных установок и дизелей в качестве привода.

14. Преимущества и недостатки газотурбинных установок и дизелей.