Классификация нефтеперекачивающих станций и характеристика основных объектов. Размещение промежуточных насосных станций.

Введение

Перспективы развития нефтяной и газовой промышленности республики имеют принципиальное значение как для перестройки отрасли, так и промышленности в целом. Выход из кризисного состояния, в котором оказалась нефтяная промышленность, большие потери нефти и газа в процессе добычи, транспортировки и хранения, повышение эффективности их использования возможно путём модернизации основного и вспомогательного оборудования насосных и компрессорных станций, внедрение прогрессивных технологий перекачки, оснащенной современными системами автоматики машин и аппаратов.

Изучение такой комплексной дисциплины, как “Машины и оборудование газонефтепроводов” позволит готовить инженеров для последующей практической деятельности в области проектирования и эксплуатации насосных и компрессорных станций как важной составной части систем магистрального транспорта нефти, газа и нефтепродуктов.

Курс “Проектирование и эксплуатация оборудования магистральных трубопроводов ” является базовым по отношению к специальным курсам, которые изучаются в следующих семестрах. Изучение принципов функционирования насосов и компрессоров, вспомогательного оборудования перекачивающих станций, правильный выбор оптимального режима работы насосов и перекачивающих станций в целом – вот основной перечень вопросов, которые рассматриваются в данном курсе.

Кроме перечисленного выше, слушатель должен знать: структуру и основные характеристики нефтегазоперекачивающих агрегатов; технические и экономические характеристики электроприводов нагнетательных машин; характеристики трубопроводной арматуры, которая устанавливается на нефте- и газоперекачивающих станциях; параметры, которые измеряются и контролируются на станциях вместе с системой контролирующих приборов.

Проектирование и эксплуатация насосов

Устройство и принцип действия центробежных компрессоров

Компрессор – машина для сжатия (компримирования) газа и подачи его потребителям по трубопроводным системам.

Выбор типа компрессора для применения в определенном технологическом процессе определяется рядом условий, основные из которых следующие.

1. Требуемая производительность компрессорного агрегата. Известно, что поршневые компрессоры по сравнению с центробежными имеют меньшую производительность и позволяют достигнуть высоких давлений нагнетания.

2. Условия энергоснабжения в районе установки компрессора, в зависимости от которых выбирают тип его привода.

3. Требуемый диапазон регулирования параметров компрессора, определяемый условиями технологического процесса. Более предпочтителен газомоторный привод и менее удобен электропривод.

4. Монтажеспособность, сложность конструкции компрессора, объем вспомогательного хозяйства, параметры надежности и долговечности.

5. Габаритные размеры и масса компрессорного агрегата.

Разнообразие технологических процессов, в которых применяют компрессорные машины, соответственно определяет различие в принципе их действия и конструктивном исполнении.

По принципу действия различают объемные (поршневые, винтовые, пластинчатые) и динамические компрессоры.

По типу привода компрессоры подразделены на газомотокомпрессорные, в которых компрессор выполнен заодно с газовым двигателем, и приводные. Приводом компрессоров в зависимости от требуемой частоты вращения , мощности и диапазона регулирования параметров может быть электродвигатель или турбина.

По развиваемой производительности компрессоры подразделены на малые производительностью до 0,015м³/с, средние производительностью от 0,015 до 1,5м³/с и крупные производительностью свыше 1,5м³/с.

По развиваемому давлению в зависимости от давления нагнетания компрессоры подразделены на следующие группы: низкого р_н=0,2-1,0 МПа; среднего р_н=1,0-10,0 МПа; высокого р_н=10,0-300,0 МПа.

По характеристике сжимаемого газа компрессоры могут быть воздушными и газовыми (для сжатия всех газов, за исключением кислорода).

По конструктивному исполнению различают компрессоры горизонтальные и вертикальные, угловые (с горизонтальными и вертикальными цилиндрами) и оппозитные (со встречным движением поршней).

Расчет параметров КС и ГМК

Потребляемую мощность и производительность ГПА определяют по загрузочным характеристикам, при их отсутствии – расчетным путем.

Объемная производительность (м³/мин).

(4.21)

где: V_h – рабочий объем цилиндра;

n – частота вращения компрессора;

λ_г – коэффициент герметичности, равный 0,977;

λ_т – коэффициент температуры, равный 0,95÷0,98;

z_н, z_к – коэффициенты сжимаемости газа при условиях соответственно на входе и выходе компрессора;

α_c – суммарный относительный объем мертвого пространства

Рабочий объем цилиндра (м³) для компрессора:

Одинарного действия:

(4.22)

Двойного действия:

(4.23)

где: i – число цилиндров компрессора;

D – диаметр компрессорного цилиндра;

d_ш – диаметр штока компрессорного цилиндра;

S – ход поршня компрессорного цилиндра.

Потребляемая мощность (ВТ) поршневого ГПА.

(4.24)

где: C_инд – коэффициент потери индикаторной мощности за счет гидравлического сопротивления;

η_мех – механический КПД компрессора, равный 0,9÷0,95;

Р_вх – давление на входе;

n – частота вращения вала;

к – показатель адиабаты.

Потребляемая мощность N_e должна находиться в пределах располагаемой мощности N_e^p

Располагаемую мощность газомоторного привода поршневого ГПА в зависимости от условий работы определяют по формуле

(4.25)

где: P_S – парциальное давление водяных паров, зависящих от относительной влажности и температуры воздуха на входе двигателя;

Значение не должно превышать значение при получении большого значения принимаем .

Общие сведения о приводах

Привод – это устройство для приведение в действие машин и механизмов. Состоит из источника энергии (двигателя), передаточного механизма и аппаратуры управления.

Источником механической энергии, передаваемой компрессору, может быть электродвигатель или тепловой двигатель (двигатель внутреннего сгорания или газотурбинная установка).

Передаточный механизм – обеспечивает передачу компрессору от двигателя необходимой мощности, обеспечивая также синхронизацию частот вращения валов двигателя и редуктора.

В случае, когда частота вращения вала компрессора меньше частоты вращения вала двигателя, применяют понижающую передачу – редуктор; когда частота вала компрессора больше частоты вращения вала двигателя, устанавливают повышенную передачу – мультипликатор. При равенстве частот вращения вала компрессора и двигателя используют простейший передаточный механизм – соединительную муфту.

Аппаратура управления служит для запуска, остановки и регулирования частоты вращения вала двигателя.

В зависимости от применяемых двигателей привод компрессоров подразделяется на:

· электропривод – источником энергии является электродвигатель постоянного или переменного (синхронный или асинхронный) тока;

· привод от двигателя внутреннего сгорания – источником энергии является поршневой двигатель, работающий на газе или на тяжелых сортах топлива;

· газотурбинный привод – источником энергии является газовая турбина.

Характеристика различных видов приводов показана в табл.6.1.

Таблица 6.1 Характеристика типов приводов

Тип привода	Мощность, кВт	Частота вращения, с-1	Пределы применения частоты вращения, %	К.П.Д. ,%	Пусковой момент двигателя, % от полной нагрузки
Асинхронный электродвигатель	До 10000	До 50 (синхронная)	Нет	До 94	60-100
Синхронный двигатель	До 10000	До 50	То же.	До 97	40-100
Газовая турбина	До 25000	50-366	100-55	27-30 (с регенерацией)	Как для одновальной, так и для двухвальной газовой турбины требуется мощный пусковой двигатель
Газомоторный двигатель	До 5520	До 5,5	100-60	До 40	Не требуется, запуск сжатым воздухом

В некоторых используют групповой привод, обеспечивающий передачу энергии нескольким механизмам, и индивидуальный привод, в котором каждая рабочая машина имеет собственный двигатель.

В зависимости от источника энергии приводы подразделены на автономный (двигатели внутреннего сгорания, газотурбинные установки), не связанные с централизованной системой энергосбережения, и неавтономный (электродвигатели), зависящий от системы энергосбережения.

Привод компрессора предназначен для осуществления процессов работы компрессорного агрегата как при установившемся, так и при неустановившемся (переходном) режиме. В таких случаях задача привода состоит в обеспечении высоких технико-экономических показателей компрессора при всех этих процессах.

К неустановившимся режимам работы относятся запуск, остановка и изменение нагрузки в процессе работы.

В процессе пуска привод должен обеспечивать преодоление инерции элементов компрессора движению. При рабочем режиме привод обеспечивает передачу механической работы преобразуемой компрессором в энергию компримируемого агента, и преодоление сил трения движущихся элементов компрессора двигателя и передаточного механизма.

В процессе останова привод должен обеспечивать плавное гашение момента инерции движения элементов компрессора, передачи и двигателя.

Теплообменные аппараты

Современная нефтяная и газовая промышленность оснащена сложным оборудованием, предназначенным для осуществления разнообразных процессов – нагрева, охлаждения, конденсации, массопередачи, перекачки, компримирования, фильтрации и ряда других операций с нефтью, газом и продуктами их переработки.

В зависимости от технологической необходимости в схеме химического или нефтеперерабатывающего предприятия или технологической установки применяют различные аппараты, причем значительную их долю (20 – 45 % общего веса аппаратуры и установок) составляют теплообменные и конденсационно-холодильные. Среди всей номенклатуры машин и аппаратов, от которых зависит эффективная и оптимальная их эксплуатация, значительную часть составляют аппараты воздушного охлаждения (АВО).

Литература

1. Бармин С.Ф. Справочник работника магистрального газопровода. - М.: Недра, 1974. – 331 с.

2. Громов А.В., Гузанов А.Е. Эксплуатационнику магистральных газопроводов. - М.: Недра, 1987. – 174 с.

3. Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Акбердин А.М. Эксплуатация обору-дования нефтеперекачивающих станций.- М.: Недра, 2001. – 231 с.

4. Коваленко П.В., Рябыш А.С. Машины и оборудование газонефтепроводов: учебно-методический комплекс, часть 1 и 2. - Новополоцк.: УО “Полоцкий государственный университет”, 2005. – 640 с.

5. Котелевский Ю.М. Современные конструкции трубопроводной арматуры для нефти и газа. - М.: Недра, 1976. – 496 с.

6. Мороз А.П., Мальцуров И.И., Арустамов К.Г. Газоперекачивающие агрегаты и обслуживание компрессорных станций.- М.: Недра, 1979. – 328 с.

7. Мустафин Ф.М., Коновалов Н.И., Гельметдинов Р.Ф. Машины и оборудование газонефтепроводов. – Монография. Уфа, 2002. – 383 с.

8. Спасский К.Н. Насосные и компрессорные станции. – М.: ВЗПИ, 1990. – 73 с.

9. Степанов О.А., Иванов В.А. Охлаждение газа и масла на КС. – М.: Недра, 1982. – 143 с.

10. Шпотаковский М.М. Охлаждение транспортируемого природного газа на КС магистральных газопроводов. – М.: Недра, 1991. – 60 с.

Введение

Перспективы развития нефтяной и газовой промышленности республики имеют принципиальное значение как для перестройки отрасли, так и промышленности в целом. Выход из кризисного состояния, в котором оказалась нефтяная промышленность, большие потери нефти и газа в процессе добычи, транспортировки и хранения, повышение эффективности их использования возможно путём модернизации основного и вспомогательного оборудования насосных и компрессорных станций, внедрение прогрессивных технологий перекачки, оснащенной современными системами автоматики машин и аппаратов.

Изучение такой комплексной дисциплины, как “Машины и оборудование газонефтепроводов” позволит готовить инженеров для последующей практической деятельности в области проектирования и эксплуатации насосных и компрессорных станций как важной составной части систем магистрального транспорта нефти, газа и нефтепродуктов.

Курс “Проектирование и эксплуатация оборудования магистральных трубопроводов ” является базовым по отношению к специальным курсам, которые изучаются в следующих семестрах. Изучение принципов функционирования насосов и компрессоров, вспомогательного оборудования перекачивающих станций, правильный выбор оптимального режима работы насосов и перекачивающих станций в целом – вот основной перечень вопросов, которые рассматриваются в данном курсе.

Кроме перечисленного выше, слушатель должен знать: структуру и основные характеристики нефтегазоперекачивающих агрегатов; технические и экономические характеристики электроприводов нагнетательных машин; характеристики трубопроводной арматуры, которая устанавливается на нефте- и газоперекачивающих станциях; параметры, которые измеряются и контролируются на станциях вместе с системой контролирующих приборов.

Классификация нефтеперекачивающих станций и характеристика основных объектов. Размещение промежуточных насосных станций.

Насосные станции (НС), как и любой объект производственного назначения, состоят из определенного типа функциональных блоков, предназначенных для выполнения основных и вспомогательных технологических процессов. Основные технологические процессы на НС – повышение давления перекачиваемых продуктов – выполняются в технологических компрессорных и насосных установках – элемент Т в функциональном блоке Т. Для нормальной работы этого элемента в блоке Т имеется энергетический привод Э – первичный двигатель (турбина или поршневой двигатель внутреннего сгорания) или электродвигатель, питающийся от внешней электрической системы. В технологическом блоке Т имеется устройство для отвода тепла (охлаждения двигателей и смазочного масла) – элемент С и устройство для специальной подготовки перекачиваемого продукта (например, осушки и одоризации газа на головной компрессорной станции (КС) – элемент Р.

Все эти устройства управляются средствами автоматики (АТ, АЭ, АС, АР), имеющимися в функциональном блоке автоматического управления (АУ).

Для ремонта оборудования в составе объектов НС входит блок ремонтообеспечения Р с необходимым набором средств и складами материалов и запасных деталей.

Обслуживание НС осуществляет эксплуатационный персонал, в состав которого входят операторы и ремонтники. Функциональный блок жизнеобеспечения Ж включает в себя жилье для эксплуатационного персонала НС и объекты культурно-бытового назначения. Нормальную работу КС и НС обеспечивают функциональные блоки источников ИТ и ИРЖ (в ряде случаев могут быть слиты в один блок). Они предназначены для выполнения всех вспомогательных (обслуживающих) технологических операций на КС и НС: энергосбережения (освещения, вентиляции помещений и площадок), водо- и теплоснабжения, канализации, пожаротушения, связи, обеспечения топливом первичных двигателей функционального блока Т и блока Ж, обеспечения горюче-смазочными материалами (ГСМ) всех агрегатов и установок (склады). Все функциональные блоки изготовляются в виде зданий и сооружений. В зависимости от назначения КС и НС и их технического уровня функциональные блоки могут выполнять и другие функции, однако общий их состав остается неизменным.

Нефтеперекачивающие (насосные) станции подразделяются на головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). Головная нефтеперекачивающая станция предназначена для приема нефти с установок ее подготовки на промысле или из других источников и для последующей закачки нефти в магистральный трубопровод. Промежуточные станции обеспечивают поддержание в трубопроводе напора, достаточного для дальнейшей перекачки.

Объекты, входящие в состав ГНПС и ПНПС, можно условно разделить на две группы:

– первая – объекты основного (технологического) назначения

– вторая – объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения.

К объектам первой группы относятся: резервуарный парк; подпорная насосная станция; узел учета нефти с фильтрами; магистральная насосная; узел регулирования давления и узлы с предохранительными устройствами; камеры пуска и приема очистных устройств; технологические трубопроводы с запорной арматурой.

К объектам второй группы относятся: понижающая электроподстанция с распределительными устройствами; комплекс сооружений, обеспечивающих водоснабжение станции; комплекс сооружений по отводу промышленных и бытовых стоков; котельная с тепловыми сетями; инженерно-лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; механические мастерские; мастерские ремонта и наладки контрольно-измерительных приборов (КИП); гараж; складские помещения; административно-хозяйственный блок и т. д.

На головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются следующие технологические операции: прием и учет нефти; краткосрочное хранение нефти в резервуарах; внутристанционная перекачка нефти (из резервуара в резервуар); закачка нефти в магистральный нефтепровод; пуск в трубопровод очистных и диагностических устройств. На ГНПС может производится подкачка нефти из других источников поступления, например, из других нефтепроводов.

На промежуточных нефтеперекачивающих станциях происходит повышение напора транспортируемой нефти с целью обеспечения ее дальнейшей перекачки. При работе ПНПС в режиме из насоса в насос (т. е. режиме, при котором конец предыдущего участка нефтепровода подключен непосредственно к линии всасывания насосов следующей НПС) промежуточные НПС не имеют резервуарных парков. В других случаях, когда перекачка ведется через резервуары или с подключенными резервуарами такие парки на ПНПС имеются. На ПНПС устанавливаются также системы

сглаживания волн давления и защиты от гидравлического удара.

Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на так называемые эксплуатационные участки протяженностью 400 – 600 км, состоящие из 3 – 5 частей, разделенных ПНПС, работающих в режиме “из насоса в насос”, и, следовательно, гидравлически связаны друг с другом. В то же время эксплуатационные участки соединяются друг с другом через резервуарные парки, так что в течение некоторого времени каждый эксплуатационный участок может вести перекачку независимо от соседних участков, используя для этого запас нефти своих резервуаров.

Для снижения затрат на сооружение НПС используется метод блочно-комплексного или блочно-модульного их исполнения. Главное преимущество этого метода достигается тем, что на территории станции практически отсутствуют сооружения из кирпича, бетона или железобетона. Все оборудование станции, включая автоматику, входит в состав функциональных блоков, монтируется и испытывается на заводе, затем в транспортабельном виде доставляется на строительную площадку. При этом блочно-модульные НПС могут быть открытого типа, т. е. насосные агрегаты вместе со всеми вспомогательными системами могут размещаться под навесом на открытом воздухе. От воздействия погодных условий насосные агрегаты защищаются индивидуальными металлическими кожухами с автономными системами вентиляции и подогрева. Такие станции работают при температуре окружающего воздуха от –40 до +50 оС. При капитальном ремонте предусматривается замена всего блок-бокса в сборе.