Нефтеперкачивающая станция

6.Газораспред. станции

Газ из резервуаров сборных пунктов газа направляют сначала в спец.установки подготовки газа к транспорту (УПГ), где очищается от мех.примесей осущается. Очищенный газ поступает в компресорную станцию КС, кот. необходима для создания движущего напора, обеспеч-го поступательное движение газового потока вдоль г/п, за счет компремирования(повыш. давления газа)

В ГКС газ сначала проходит доп.очистку от пыли и прочих примесейй.Затем газ поступает в ГПА(газоперекач.агрегаты), где в центребежных нагнетателях происходит компремирование газа из области низкого давления(переж КС) в область высокого (за КС). Поскольку транспортируемый  газ при сжатии сильно нагревается (это может нарушить изол.покрытие т/п и вызвать другие отриц.явления), то газ охлаждают в аппаратах воздушного охлаждения (АВО), которые представляют собой теплообменники, в кот. газ пропускают по трубкам обдуваемых атмосферн.воздухом. Охлажд. поток обеспеч. вентиляторы с верхней и нижней подачей воздуха. Далее компремированный газ идет на след.КС и т.д. до ГРС

Осн. функции ГРС являются:

-Понижение давления. При снижении давления газ охлаждается, поэтому его подогревают.

-Осушка газа.

-Очистка газа от механических примесей.

-Одоризация – введение в поток газа специальных резкопахнущих веществ с целью обнаружения утечек.

-Измерение расхода газа для учёта количества газа,

Линейная часть с ответвлениями. Линейная часть маг. газопровода сост.из тех же элементов, что и лин. часть маг. нефтепровода, за исключением того, что вместо задвижек испол. шаровые краны. Кроме того, лин. часть маг. газопровода оборудуется конденсатосборниками.

Для хранения газа исп-ют подземн. хранилища газа (ПХГ). ПХГ обеспечивает надежность потребления газа в случае аварийных ситуаций, также необходимы для создания долгострочных/резервных запасов газа. ПХГ предназначены для компенсации суточной и сезонной неравномерности потребления газа (днем газа требуется больше, чем ночью, зимой потребность в газе возрастает, летом снижается)

Компрессорные станции.

Основными функциями компрессорных станций являются:

-Компрессирование  – повышение давления газа.

-Очистка газа  от механических примесей.

-Осушка газа.

-Одоризация.

-Охлаждение.

На нач. этапе экспл. газового месторож. при больш пласт. давлении головная КС может отсутствовать.

Оборудование КС:

1.Основное  оборудование:

-Компрессорные  агрегаты.

-Пылеуловители.

-Холодильники.

2.Вспомогательное  оборудование:

-Устройства  электроснабжения.

-Устройства  водоснабжения.

-Прочие.

На КС исп. два осн. типа ГПА

1.Газомотокомпрессоры поршневые.

2.Центробежные  нагнетатели.

В кач-ве привода центроб. нагнетателей исп. газовые турбины или электродвигатели.

7.Ур. движ. газа в г/пр. Формула для распред. давления по длине участка г/п при стац. режиме тран-ки газа Ср. давление на участке г/п. Связь расхода газа на уч-ке г/п с давл.на его концах.

8.Инженер. формулы для расчета режимов работы г/п. Коэфф. расхода. Последов. соед. г/п. Расчет простых г/п. Формулы для коэффициента расхода. Парал. соед. г/п. Расчет сложных г/п. Формулы для коэфф. расхода. Расчет необх. числа компрессорных станций.

Расчет необход. числа КС

9. Газоперекачивающие агрегаты. Центробежные нагнетатели. Приведенные  характеристики центробежных нагнетателей

Транспорт газа по г/п осущ-ся компрессорными станциями (КС), оборудованными газоперекачивающими агрегатами (ГПА)

ГПА имеют 2 осн. узла

-привод (газовые  турбины, электродвигатели или двигатели  внутр.сгорания)

-центробежный  нагнетатель (ЦБН)

В кач-ве привода наибол. распростр. получили газотурбин установки (ГТУ). Задача ГТУ сост. в том, чтобы вращать вал ЦБН, задача которого сост. в принудительном (за счет центробежной силы инерции) перемещениям газа из линии низкого давления (линии всасывания) в линию высокого давления (линию нагнетания).Хар-ки ЦБН назыв. зависимости степени сжатия (ε=Рн/Рв), (Рн-давление в линии нагнетания, Рв – давление в линии всасывания), внутренней мощности (N, кВт) и политропического КПД η от объемного расхода (Qв, м3/мин) газа при постоянном числе n оборотов в минуту рабоч.колеса

В безразмерном виде:

Хар-ки ЦБН взяты при числе оборотов его раб.колеса

εn0,Nn0,ηn0 – хар-ки ЦБН при номинальном числе оборотов его раб.колеса.

Условия приведения хар-к ЦБН к универс.виду:

В линии всасывания ЦБН выбираются определенные условия

Приведенные хар-ки ЦБН:

В политропич. процессе сжатия газа в ЦБН, температура в линии нагнетания Тн связана с температурой в линии всасывания Тв

гже м – показатель политроп. сжатия (1,25-1,3)

Полезную мощность, затрач. на политроп.сжатие

где У=Ср/Сv – показатель адиабаты газа

Мощность на валу привода нагнетателя

Nв=Nпол+Nмех

Nмех – мощность мех. потерь

10. Понятие об оптимизация параметров нефтепроводов и газопроводов, а также принципы и техника и выбор оптимальных параметров трубопроводных систем.

Технолог. расчет маг. нефтепроводов

Технолог. расчет маг. н/п. предусматривает решение следующих основных задач:

- опр. оптим. параметров  н.п. К ним относ. диаметр т/п, давление  на перек. станциях, толщина стенки  т/п, число НПС;

- расстановка  станций по трассе нефтепровода;

- расчет эксплуат. режимов нефтепровода.

  Для опред. оптим. парам. н/п обычно задаются  несколькими значениями его диаметра, после чего вып-тся гидравл. и  мех. расчеты. Результатом этих расчетов  явл. опр. числа ПС и толщины  стенки трубы для каждого конкурир. варианта. Наилуч. вариант находят из сравнит. оценки эффективности инвестиций, т. е. экономическим расчетом.

     Расчет эксплуат. режимов заключ. в опр. произв-сти н/п, давления  на выходе станций и подпоров  перед ними при усл. перекачки, отлич. от проектных. Одновременно рассм. вопросы регулир. работы н/п.

  Исх. данные для технологического расчета

Проектир. н/п выполн.на основании проектного задания, в кот. указываются:

- начальный  и конечный пункт трубопровода;

- потребность  в перекачке нефти (на перспективу);

- пропуск. спос-ть  в целом по сист. и по участкам;

- размещ. пунктов  путевых сбросов(подкачек) нефти;

- сроки ввода  в экспл. н/п по очередям стр-ва.

     Трасса маг. н/п должна быть  макс. приближена к геодез. прямой, однако, на практике это не представляется возможным.  Трасса т/п не должна .ники, объекты горных выработок. Нецелесообразно прокл. н/п через озера, по болотам, вдоль русел рек, если их можно обойти при незначит. удлин. трассы.

     При выборе трассы изуч-ся геологич., климатич., гидрологич. и сейсмич. условия района прокладки. Большую помощь оказывает прим. аэрофотосъемки. По имеющимся данным намечаются неск. вариантов прохожд. трассы, число кот. сильно возрастает с увелич. протяженности н/п и узловых точек (мест отборов или подкачек нефти, заданных промежут. пунктов и т. п.). Для выбора оптим. варианта трассы в наст. время широко исп. ЭВМ. В качестве критерия оптимальности наиболее признанными явл. экономич.: привед. затраты, капит. вложения и экспл. расходы. В качестве доп. критериев могут быть приняты миним. металлозатраты, время стр-ва и вероятность его завершения в заданные сроки.

   На основании  топограф. изысканий выбранной трассы  н/п строится сжатый продол. профиль, представл. собой разрез земной  пов-ти вертик. плоскостью, проход. через ось трассы. Чертеж профиля выполн. в двух масштабах – вертик. и горизон. – кот. отлич. по величине. По чертежу профиля трассы опр. необх. для гидравл.расчета расчетную длину нефтепровода, разность геодез отметок. По сжатому профилю трассы выполн. расстановку ПС.

     Осн. параметрами для техн. расчета  являются:

- Расч. темп. трансп. нефти, приним. равной мин. среднемес. темп. грунта на глубине заложения оси н/п с учетом нач. температуры нефти на гол. соор., тепловыделений в трубопроводе, обусловл. трением потока, и теплоотдачи в грунт. В первом приближении допускается расч. темп. нефти принимать равной среднемес. темп. грунта самого холод. месяца на уровне оси подзем. н/п. Для н/п бол. протяж-ти трасса разбив. на отдел. участки с относит. одинак. условиями.

L – пол. прот-ть н/п;

li –  длина i-го участка с отн. одинак. темпер. Ti;

n – число участков.

- Плотность нефти опр. на основ. лабор.анализов либо из справоч. данных. Расчет. плотность при температуре Т=ТР

x–темп. поправка, кг/(м3∙К),

x=1,825 – 0,001315×r293 ;

r293 – плотность нефти при 293К, кг/м3.

- Расчет. кинемат. вязкость нефти опр.при расч. темп. по вязкостно-темпер. кривой, либо по одной из след. зависимостей:

формула Вальтера (ASTM)

nТ – кинем. вязкость нефти, мм2/с;

А и В – пост.коэфф., опр. по двум знач. вязкости n1 и n2 при двух темпер. Т1 и Т2

формула Филонова-Рейнольдса

u – коэфф. крутизны вискограммы, 1/К

- Расчет. число раб. дней маг. н/п NР опр. с учетом затрат времени на техн. обслуж., ремонт и ликвидацию повреждений. Оно завис. от усл. прокладки н/п, его протяженности и диаметра

Протяженность нефтепровода, км	Диаметр нефтепровода, мм
	до 820 включ.	свыше 820
до 250	357	355
от 250 до 500	356 / 355	353 / 351
от 500 до 700	354 / 352	351 / 349
свыше 700	352 / 350	349 / 345

В числителе указаны значения NР для норм.условий прокладки, в знаменателе – при прохождении н/п в сложных условиях (заболоч. и горные участки, доля кот. в общей протяж-ти трассы сост. не менее 30%).

- Мех. (прочностные) св-ва трубной стали, необх. для опр. толщины стенки нефтепровода.

- Укрупненные технико-экономич. показатели: стоимость лин. части и оборуд. ПС, стоимость электроэнергии, отчисления на амортизацию, текущ. ремонт и собств. нужды, зар. плата персонала и т. д

Порядок техн.расчета маг.г/п

Целью режимно-технол. расчета г/п явл.решение след. задач:

-Опр. диаметра  газопровода;

-Опр. необ. кол-ва  КС и расст. их по трассе г/п;

-Расчет режимов  работы КС;

-Уточненный  гидравл. и тепл. расчет лин.участков  и режимов работы и промежут. КС до конеч. пункта г/п

   Для  выполн. техн. расчета г/п необх.след. данные:

-Состав транспорт. природного газа;

-Годовая производ-сть  г/п QГ, млрд.м3/г;

-Протяж-сть  г/п , рельеф, климат. данные по трассе.

Опред.диаметра г/п и числа КС

1.Опр. основные  физ. св-ва газа:

плотность газа при ст. условиях rСТ; относ. плотность газа по воздуху D;моляр. масса газа M;

псевдокрит. темп. TПК и давл. PПК; газ. постоянная R; Расчетное значение расхода газа (коммер. расход, млн.м3/сут)

    

kН = kРО × kЭТ × kНД – оценочный  коэффициент пропускной способности г/п, kН=0,875¼0,992;

kРО – коэфф. расчет. обеспеченности потребителей, kРО =0,95;

kЭТ – коэфф. учета экстрем. температур, kЭТ=0,98;

kНД – оценочный  коэфф. надежности г/п, завис.от длины и диаметра г/п, а также от типа нагнетателей,  kНД =0,94¼0,99.

В завис. от QГ и раб. давления опр.ориентир.диаметр г/п  В наст. время маг. г/п проектир. на раб. давление P=7,5 МПа. Проектир. г/п на раб. давление P=5,6 МПа произв-ся только для случаев соед. проектир. г/п с сист. существ. г/п такого же раб. давл.

DУ, мм	Годовая производительность QГ, млрд.м3/г
	PНАГ=5,6 МПа PВС =3,8 МПа	PНАГ=7,5 МПа PВС =5,2 МПа
500	1,6	2,7
700	4,0	6,0
800	6,2	8,2
1000	8,7	14,0
1200	13,3	22,0
1400	20,2	32,0

Выбир.тип центроб. нагнетателя и привода. Полагая, что раб. давл. в г/п равно номин. давлению нагнетания ЦН, вычисл. толщина стенки г/п

DН – Прин. наружный диаметр г/п;

np –коэфф.надежности по нагрузке (np=1,1);

Вычисл. знач.толщины стенки dо округл. в бол.сторону до станд. величины d из сортамента труб, после чего опр. значение внутр. диаметра D.

-Рассч. ср. давление  в лин. участке г/п.

-При P=PСР рассч. прив. темп. TПР и давление PПР, опр. коэфф. сжимаемости zСР и динам. вязкость газа m.

-Рассч. число  Рейнольдса Re и коэфф. гидрав. сопрl

-Для расчета  расст. между КС задаемся в  первом приближении ориентир. значением  ср. температуры

,

TН – нач. темп.на входе в лин. участок. В первом прибл. можно принять TН =293¼303 К (20¼30°C);

TО – темп. окр. среды на уровне оси г/п.

-Опр. давления  в начале и в конце лин. участка  г/п 
-Опр. среднее ориент. расст. между КС

  

-Опр. число КС

кот.окр.до целого nКС

-уточн. расстояние  между КС

   
Уточн. тепл. и гидравл. расчет участка г/п между двумя КС 
Абс. давл. в конце участка г/п

В этом ур. величина  l  рассчит. с учетом коэфф. дин. вязкости  m  при ср. знач. темп. и давления.

Уточн. расчет участка г/п выполн. в след.порядке: