Отв. Кавитация это главный источник проблем с насосами
 Скачать 1.7 Mb.
|
Тема 5 Эксплуатация нефтегазотранспортных системВопрос 1. Эксплуатация газопроводовЭксплуатация газопроводов: Основными элементами МГ являются: линейная часть, компрессорные станции (КС), газораспределительные станции (ГРС), пункты измерения расхода. При необходимости в состав МГ могут входить станции охлаждения газа (СОГ). Линейная часть представлена одной или несколькими (до 6) нитками с максимальным диаметром 1420 мм каждая. В случае многониточных газопроводов между нитками сооружаются перемычки через 4060 км и на входе и выходе каждой КС. В сложных условиях перемычки сооружаются у каждого линейного крана. Линейные краны устанавливаются через 2030 км. Перемычка выполняется из труб диаметром не менее 0,7 меньшего из диаметров соединяемых ниток. При соединении ниток, имеющих различное рабочее давление, перемычки помимо крановых узлов оборудуются узлами редуцирования. Эксплуатируемые в настоящее время газопроводы имеют рабочее давление 5,4 и 7,35 МПа и степень сжатия 1,451,50. Длина участка между КС при этом составляет 100150 км. В конец газопровода газ поступает с давлением 1,52 МПа. По пути газ выдается потребителям через газораспределительные станции. Эффективность работы МГ во многом предопределяется решениями, принятыми на стадии проектирования. С этой точки зрения актуальными являются вопросы оптимизации проектных параметров МГ. Совершенствование МГ шло по следующим направлениям: увеличение диаметров газопроводов; повышение рабочего давления газопроводов; повышение прочностных характеристик металла труб; снижение гидравлического сопротивления МГ; снижение температуры транспортируемого газа; увеличение единичной мощности, КПД и надежности ГПА; использование полнонапорных ГПА, применение сменных проточных частей (СПЧ) и направляющих аппаратов ЦН В настоящее время повышение диаметра до 1620 мм признано нецелесообразным по следующим причинам: снижается надежность МГ, проложенных в обводненных грунтах из-за повышения плавучести на 40% по сравнению с трубами 1420 мм; переход на строительство МГ диаметром 1620 мм требует практически полного пересмотра технологии строительства. Увеличение рабочего давления приводит практически к пропорциональному повышению пропускной способности МГ. Влияние рабочего давления на удельные металлозатраты не однозначно. При повышении рабочего давления с 5,5 МПа до 10 МПа удельные затраты металла снижаются при D = 1020 мм на 5,2%, при D = 1220 мм на 3,8% и повышаются при D = 1420 мм на 3,5% . Таким образом, для газопроводов диаметром 1420 мм и выше, повышение рабочего давления увеличивает удельные затраты энергии при одновременном повышении удельных затрат металла. Как показали расчеты, удельные металлозатраты снижаются при всех диаметрах труб с увеличением рабочего давления при одновременном повышении предела прочности металла. Следовательно, повышение рабочего давления может рассматриваться как перспективное направление при условии одновременного улучшения прочности металла труб. Вместе с тем, увеличение рабочего давления для многониточных систем может привести к уменьшению количества ниток и, как следствие, к снижению общей стоимости строительных работ. Нанесение покрытий на внутреннюю поверхность труб позволяет снизить эквивалентную шероховатость в 23 раза, что увеличивает пропускную способность МГ на 712% . При эксплуатации МГ, с точки зрения снижения энергозатрат, важно поддерживать на оптимальном уровне гидравлическую эффективность Е. Снижение Е на 1% приводит к снижению энергозатрат на 0,5% при постоянной производительности. Пропускная способность МГ в значительной степени зависит от температуры транспортируемого газа. От температуры газа зависит и надежность его работы. Повышение температуры выше допустимого значения может привести к потере устойчивости трубопровода. При повышении диаметра температура газа в МГ растет и при диаметре труб 1420 мм на участке между КС в грунт передается только 20% получаемой при компримировании теплоты. В настоящее время газ на КС охлаждается в аппаратах воздушного охлаждения, что позволяет повысить пропускную способность МГ на 25%. Высокая стоимость электроэнергии придает особую актуальность оптимизации температурного режима МГ. Вопрос 2. Эксплуатация нефтепроводов Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназначенный для перекачки нефти и нефтепродуктов, хотя когда хотят подчеркнуть, что перекачиваются именно нефтепродукты, то употребляют термин нефтепродуктопровод. В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называют также бензинопроводом, керосинопроводом, мазутопроводом и т.д. По своему назначению нефтепроводы и нефтепродуктопроводы можно разделить на следующие группы: внутренние – соединяют различные объекты и установки на промыслах, нефтеперерабатывающих заводах и нефтебазах; местные – по сравнению с внутренними имеют большую протяженность (до нескольких десятков километров) и соединяют нефтепромыслы или нефтеперерабатывающие заводы с головной станцией магистрального нефтепровода или с пунктами налива на железной дороге или в наливные суда; магистральные (МН) – характеризуется высокой пропускной способностью и большой протяженностью (сотни и тысячи километров), с диаметром трубопровода от 219 до 1220 мм. Режим работы МН – непрерывный (кратковременные остановки носят случайный характер или связаны с ремонтом). Перекачка, как правило, ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными вдоль трассы. Согласно СНиП 2.05.06-85 магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса и в зависимости от условного диаметра труб (в мм): 1. 1000 ÷ 1200; 2. 500÷ 1000; 3. 300÷ 500; 4. менее 300. Наряду с этой классификацией СНиП 2.05.06-85* устанавливает для магистральных трубопроводов категории, которые требуют обеспечения соответствующих прочностных характеристик: на любом участке трубопровода (табл. 1.2). Таблица 1.2 Категории магистральных нефтепроводов
Приведенная классификация и категории трубопроводов определяют в основном требования, связанные с обеспечением прочности или неразрушимости труб. В северной природно-климатической зоне все трубопроводы относятся к III категории. Исходя из этих же требований, в СНиП 2.05.06-85* определены также и категории к которым следует относить не только трубопровод в целом, но и отдельные его участки. Необходимость в такой классификации объясняется различием условий, в которых будет находиться трубопровод на тех или иных участках местности, и возможными последствиями в случае разрушения трубопровода на них. Отдельные участки нефтепроводов могут относиться к высшей категории В, I категории и ко II категории. К высшей категории В относятся трубопроводные переходы через судоходные и несудоходные реки диаметром 1000 мм и более. К участкам I категории сложности относятся подводные и надводные переходы через реки, болота II и III типов, горные участки, вечномерзлые грунты. К участкам II категории сложности относятся подводные и надводные переходы через реки, болота II типа, косогорные участки, переходы под дорогами и т.д. Прокладку трубопроводов можно осуществить одиночно и параллельно действующим или проектируемым магистральным трубопроводам в техническом коридоре. Под техническим коридором магистральных трубопроводов согласно СНиП 2.05.06-85* понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе, предназначенных для транспортировки нефти (нефтепродукта, в том числе сжиженных углеводородных газов) или газа (газового конденсата). В отдельных случаях допускается совместная прокладка в одном коридоре нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов. В состав магистральных трубопроводов входят: линейные сооружения, представляющие собой собственно трубопровод, систему противокоррозионной защиты, линии связи и т.п.; перекачивающие и тепловые станции; конечные пункты нефтепроводов и нефтепродуктопроводов нефтебазы и нефтесклады, на которых принимают поступающий по трубопроводу продукт и распределяют его между потребителями, подают на завод для переработки или отправляют далее другими видами транспорта. |