ва. Методические указания для выполнения практических работ по мдк. 02. 01
 Скачать 6.14 Mb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Сибирский государственный университет науки и технологий имени академика М.Ф. Решетнева» АЭРОКОСМИЧЕСКИЙ КОЛЛЕДЖ Методические указания для выполнения практических работ по МДК.02.01 Сооружение газонефтепроводов и газонефтехранилищ Раздел 2. Проектирование и механизация Специальность: 21.02.03 Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ. Форма обучения: очная 2017 г. Практическая работа № 1 Тема: Изучение плана-схемы сооружений магистральных газопроводов и магистральных нефтепроводов. Цель: Сформировать знания о составе сооружений магистральных газопроводов и нефтепроводов. Теоретическая часть: По своему назначению нефтепроводы подразделяются на три группы: − внутренние (технологические) — предназначенные для соединения различных объектов и установок на промыслах, нефтескладах и нефтеперекачивающих станциях; − местные — соединяющие промыслы с головными сооружениями магистрального нефтепровода, нефтеперерабатывающие заводы с пунктами налива в железнодорожные цистерны или водный транспорт. Их протяженность может достигать нескольких десятков километров; − магистральные — предназначенные для транспортирования больших грузопотоков нефти на значительные расстояния (до нескольких тысяч километров). Характеризуются наличием нескольких нефтеперекачивающих станций и относительной непрерывностью работы. Рабочее давление в магистральных нефтепроводах обычно достигает 5...7,5 МПа. Согласно нормам технологического проектирования, к магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км, диаметром 219 и более, предназначенные для перекачки товарной нефти из районов добычи или хранения до мест потребления (перевалочных нефтебаз, НПЗ, пунктов налива и др.). В зависимости от условного диаметра магистральные нефтепроводы подразделяются на 4 класса (СНИП 2.05.06-85): 1 -й класс — Dy свыше 1000 до 1200 мм включительно; 2-й класс — Dy свыше 500 до 1000 мм включительно; 3-й класс — Dy свыше 300 до 500 мм включительно; 4-й класс — Dy менее 300 мм. Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспортировки газа из района добычи или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения. Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединённый непосредственно к магистральному газопроводу и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населёнными пунктам и промышленным предприятиям. Магистральные газопроводы, в соответствии со СНиП 2.05.06–85, в зависимости от рабочего давления в трубопроводе подразделяются на два класса: − I – P раб = (2,5 ÷ 10) Мпа, (25–1кг/см 2); − II – Р раб = (1,2 ÷ 2,5) Мпа (12–25кг/см 2 ) Пропускная способность действующих одноточных магистральных газопроводов зависит от диаметра трубопровода и составляет 10–50 млрд. м 3 газа в год. Состав сооружений нефтепроводов и продуктопроводов. В состав магистральных нефтепроводов и продуктопроводов входят: − линейные сооружения; − головные, промежуточные и конечные станции (НПС) перекачки нефти или нефтепродуктов; − тепловые станции для подогрева в пути высоковязких нефти и нефтепродуктов. К линейным сооружениям относятся: − собственно сам трубопровод; − подводящие региональные нефтепроводы от нефтепромыслов месторождений, расположенных вблизи трассы магистрального нефтепровода; − отводы или ответвления из труб сравнительно малого диаметра от магистрального продуктопровода, по которым часть нефтепродуктов (периодически) отводится на нефтебазы населенных пунктов, расположенных вблизи трассы магистрального продуктопровода; − линейная запорная арматура (заслонки или задвижки), предназначенная для перекрытия участков в случае аварии или ремонта, устанавливается с интервалом 10–30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе; − лупинги – параллельные нитки трубопровода на участках, где необходимо преодолеть перевальные точки на перегонах между НПС; − дюкеры – водные переходы через реки и водохранилища; − тоннели в горных районах; − переходы под автомобильными и железными дорогами; − линии связи, электроснабжения, систем управления, контроля, сигнализации и автоматики; − станции катодной или протекторной защиты трубопровода от коррозии; − автомобильные дороги (обычно грунтовые), прокладываются по всей трассе трубопровода; − тепловые пункты для подогрева нефти; − усадьбы путевых обходчиков и другие сооружения. В состав нефтеперекачивающих станций (НПС) входят: − здание насосной станции с основными насосами; − здание подпорной насосной станции с насосами для регулирования давления в магистральном трубопроводе: − резервуарный парк с буферными резервуарами и резервуарами для откачки нефти или нефтепродукта из трубопровода при авариях; − вспомогательные цеха, обеспечивающие стабильную работу основного цеха, – электроснабжения, ремонтно-строительный, автотранспортный, паротеплоснабжения, водоснабжения, пожарная часть и так далее; − здания административного, санитарно-бытового, общественного питания и культурного назначения; − жилые поселки с комплексом зданий инфраструктуры. Тепловые станции устанавливаются на трубопроводах, транспортирующих высоковязкие нефти и нефтепродукты. По экономическим соображениям, где это возможно, тепловые станции совмещаются с насосными станциями. Такие станции называются насосно-тепловыми (НТС). Для подогрева нефти или нефтепродуктов на НТС применяются паровые подогреватели с использованием насыщенного пара от котельных. На НТС, как правило, подогрев нефти осуществляется в два этапа. Первый в резервуарах до температуры 5—60 С, затем процесс «перегрева» нефти до проектной температуры осуществляется в теплообменниках. Для подогрева нефти на трассе сроятся тепловые станции Т(С), на которых применяются огненные печи. Применяются также электрический способ подогрева нефти, как путевой, так и на НПС. Краткая характеристика линейных сооружений. Основным элементов магистрального трубопровода являются сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод. Для магистральных трубопроводов применяются цельнотянутые или электросварные трубы диаметром 300–1420 мм. Толщина стенок труб принимается с учетом проектного давления в трубопроводе, которое достигает 10 Мпа (100кг/см 2 ). Подводящие трубопроводы, подключаемые к головным сооружениям магистрального нефтепровода, имеют место в случаях, если они проходят вблизи эксплуатируемых нефтяных месторождений. Вдоль трассы трубопровода проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая, в основном, имеет диспетчерское назначение. Параллельно прокладываются линии КИП и А, телеуправления и телеизмерения. Иногда для этих целей используются линии связи. Станции катодной и дренажной защиты (СКЗ) А также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода. Число станции СКЗ и расстояния между ними определяется расчетом и зависит от агрессивности грунта и грунтовых вод, а также от их электропроводимости. Отсекающие аварийные задвижки устанавливаются до и после каждой НПС и через 20–30 км по трассе трубопровода, а также до и после лупингов, дюкеров, переходов под автомобильными и железными дорогами и через другие сложные участки трассы. Усадьбы линейных обходчиков располагают на расстоянии примерно 20 км друг от друга вдоль трассы. В обязанность обходчиков входит ежедневный обход трассы трубопровода и визуальная проверка герметичности трубопровода, состояния полосы отвода земли и других сооружений линейной части трубопровода. В начале нефтепровода стоится головная насосная станция (НПС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод отслуживают несколько промыслов. Головная насосная станция отличается от промежуточной наличием большого резервуарного парка объемом, равным трехсуточной пропускной способности нефтепровода. Промежуточные насосные станции на границах участков должны располагать буферными резервуарами, резервуарным парков объемом, равным 0,3–1,5 суточной пропускной способности трубопровода и возможностью принять из трубопровода по половине перегона с каждой стороны нефти (нефтепродукта) при авариях в целях освобождения трубопровода. На НПС магистральных продуктопроводов еще строятся резервуары для приема из трубопровода смеси нефтепродуктов, которая образуется в момент перехода перекачки с одного вида нефтепродукта на другой и в процессе перекачки в приграничном контактном слое нефтепродуктов. Конечным пунктом нефтепровода является, как правило, сырьевой резервуарный паркт НПЗ или перевалочная нефтебаза, откуда нефть направляется на переработку или отгружается на экспорт. Перекачивающие насосные станции нефтепроводов и продуктопроводов оборудуются, как правило, центробежными насосами с электроприводом. Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 21500м 3 /ч. Насосные станции оборудуются еще подпорными насосами для создания дополнительного напора на преодоление сопротивления в трубопроводе, которое увеличивается в холодное время года по причине увеличения вязкости нефти или нефтепродуктов. Кроме основные объектов, на каждой насосной станции имаются комплексы вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая напряжение подаваемого на линию электропередачи (ЛЭП) тока с 110 или 35 до 6 кВ и ниже котельная установка, а также системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т.п. Специфика работы магистральных трубопроводов связана с непрерывностью перекачки и прохождением трассы в различных климатических регионах, в том числе в безлюдных местностях, и при эксплуатации требует максимальной автономности и оперативности в устранении аварийных ситуаций. Поэтому каждая НПС располагает мощными ремонтно-строительными подразделениями, оснащёнными строительной и дорожной техникой и собственными жилыми поселками с полным комплексом зданий инфраструктуры. Рис. 2. Состав сооружений магистрального нефтепровода 1 - нефтесборные промысловые трубопроводы; 2 - нефтесборный пункт; 3 –нефтяная скважина с нефтепроводом от ее устья до нефтесборного пункта; 4 - нефтепроводы с насосами законтурного или внутриконтурного заводнения; 5 – головные сооружения с резервуарным парком; 6 - ГНС; 7 - запорная арматура (отключающая задвижка) в колодце; 8 - камера приема и пуска скребка; 9 - магистральный нефтепровод; 10 - переход через малую естественную (или искусственную) преграду; 11 - переход через железную (или шоссейную дорогу); 12 - переход через крупную водную преграду; 13 - линия технологической связи; 14 - аварийный запас труб; 15 - вдольтрассовая эксплуатационная дорога и подъезд к ней; 16 - ПНС с резервуарным парком; 17 - защитное сооружение; 18 – отвод к промежуточному потребителю; 19 - линия электропередачи; 20 - система электрохимической защиты; 21 - лупинг; 22 - вертолетная площадка; 23 - КНС с резервуаром; 24 –потребитель. Нефть от скважин по индивидуальным нефтепроводам поступает нефтесборные пункты, а оттуда по нефтесборным трубопроводам на головные сооружения - установку комплексной подготовки нефти (УКПН), на которых она отстаивается, обезвоживается, отделяется от нефтяного газа и т.д. Отсюда нефть подается на головную насосную станцию (ГНС), а затем в магистральный нефтепровод. Промежуточными насосными станциями (ПНС) нефть перекачивается до конечной насосной станции (КНС), а затем потребителю. Периодически внутреннюю полость нефтепровода по отдельным его участкам очищают от оседающих на его стенках загрязнений и парафина специально пропускаемым по ходу перекачки нефти скребком. Перекачиваемую нефть замеряют на УКПН и всех насосных станциях (НС). Состав магистрального нефтепродуктопровода (например, бензинопровода) в основном аналогичен составу нефтепровода. Отличие заключается только в том, что нефтепродуктопровод имеет большое число отводов к нефтебазам. Магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы в зависимости от условного диаметра Dy подразделяются на четыре класса: I - от 1000 до 1400 мм; II - от 500 до 1000 мм; III - от 300 до 500 мм; IV - менее 300 мм. Состав сооружений магистрального газопровода. Состав сооружений магистрального газопровода аналогичен нефтепроводам и отличается оборудованием, связанным с физическими и химическими свойствами природного газа. Газопровод также состоит из линейной части и перекачивающих компрессорных станций. На газопроводе, также как и на нефтепроводе, устанавливаются отсечные задвижки с интервалом 10–30 км в зависимости от рельефа трассы, но только до и после каждой задвижки устанавливаются продувочные свечи и спускные краны для конденсата. В пониженных местах трассы газопровода и на участках, где возможно образование гидратокристаллов и ледяных пробок, устанавливаются продувочные свечи и специальные устройства для ввода ингибиторов, камеры для отвода конденсата и другие устройства. Линейная запорная арматура устанавливается для перекрытия участков газопровода в случае аварии иди ремонта, свечи служат для продувки газопровода. На водных переходах и в местах с высоким уровнем грунтовых вод газопроводы прокладываются со специальными устройствами – жедезобетонными утяжелителями для предотвращения всплытия газопровода. Компрессорные станции на газопроводе располагают с интервалом 100–200 км. В первые годы эксплуатации месторождения, то есть при высоком прастовом давлении газа, головная компрессорная станция не нужна и газ после прохождения процесса очистки и подготовки к транспортировке на промысле поступает на газораспределительную станцию (ГРС) и далее непосредственно в магистральный газопровод. Конечным пунктом транспортной схемы движения газа по газопроводу являются потребители. Магистральный газопровод подает газ к газораспределительным станциям (ГРС) и контрольно-распределительным пунктам (КРП и ГРП), где проводится его очистка от механических примесей, конденсата, власти; замер количества газа, одоризация и понижение давления. Затем газ поступает по газораспределительным сетям потребителям. Для компенсации неравномерности в потреблении газа в течение суток или сезона к газопроводам подключаются газовые хранилища и буферные потребители – предприятия, потребляющие в большом количестве газ и работающие на двух видах топлива. Буферные потребители отключаются от газовой сети в случаях дефицита газа. Компрессорные станции (КС) газопроводов оборудуются поршневыми или центробежными компрессорами с приводом от электродвигателей, двигателей внутреннего сгорания и газовых турбин. Мощность одного агрегата в настоящее время достигает 25 МВт. Обычно центробежных последовательно, и несколько групп могут быть включены на параллельную работу. Подача одного агрегата может достигать 50 млн. м 3 /сут, а давление на выходе станции – 10 Мпа (100 кг/см 2 ). На всех компрессорных станциях газ очищается в специальных аппаратах – сепараторах, фильтрах или циклонах, от механических примесей и пыли. Кроме того, на головной КС при необходимости выполняется осушка газа, очистка его от сероводорода и одоризация. Компрессорные станции газопровода, также как и насосные, имеют аналогичные вспомогательные сооружения и жилые поселки. Рис. 3. Состав магистрального газопровода: 1 - газовая скважина с газопроводом от ее устья до газосборного пункта; 2 - газосборный пункт; 3 - газопромысловый коллектор; 4 - головные сооружения; 5 - ГКС; 6 – маг. газопровод; 7 - запорная арматура (отключающие краны с продувными свечам); 8 - промежуточная компрессорная станция; 9 - линия технологической связи; 10 - переход через малую естественную (или искусственную) преграду; 11 - аварийный запас труб; 12 - переход через железную (или шоссейную) дорогу; 13 – вдольтрассовая эксплуатационная дорога с подъездом к ней; 14 - переход через крупную водную преграду; 15 - защитаные сооружения; 16 - отвод от магистрального газопровода; 17 – ГРС (газораспределительная станция); 18 – ПХГ (подземное хранилище газа); 19 - КС ПХГ; 20 - линия электропередач; 21 - дом линейного ремонтера- связиста; 22 - водосборник (конденсатосборник) с продувочной свечей; 23 - система электрохимической защиты; 24 - лупинг; 25 - вертолетная площадка; 26 - конечная газораспределительная станция; 27 - распределительный пункт; 28 - городские газовые сети. На газовом промысле газ от скважин под действием пластового давления (по сборным индивидуальным газопроводам поступает на газосборные пункты, где его первично замеряют и при необходимости редуцируют. От газосборных пунктов газ направляется в промысловый газосборный коллектор по нему - на головные сооружения - установку комплексной подготовки (УКПГ), - на которых его очищают, обезвоживают, вторично замеряют и доводят до товарной кондиции. На головной компрессорной станции газ компримируется до номинального рабочего давления (7,5 МПа), а затем поступает в линейную часть магистрального газопровода, к которой относятся: собственно магистральный газопровод с линейной арматурой, переходами через естественные и искусственные преграды, линиями технологической связи и электропередачи, вдольтрассовыми и подъездными дорогами, защитными сооружениями, отводами к промежуточным потребителям, водо- и конденсатосборниками, системой электрохимической защиты. К линейной части магистрального газопровода относятся также лупинги, склады аварийного запаса труб, вертолетные площадки и дома линейных ремонтеров-связистов. К наземным объектам магистрального газопровода относятся компрессорные и газораспределите льные станции. Основные сооружения компрессорной станции (КС) - компрессорный цех, ремонтно- и служебно-эксплуатационные блоки, площадка пылеуловителей, градирня (выпаривание), резервуар для воды, масляное хозяйство, установки охлаждения газа и др. При КС, как правило, сооружают жилой поселок. Нередко головные сооружения и головная компрессорная станция (ГКС) представляют собой единый площадочный комплекс. Компрессорные станции отстоят одна от другой на расстоянии 120— 150 км. На газораспределительных станциях (ГРС) поступающий газ дополнительно обезвоживают, очищают, редуцируют до высокого давления (1,2 МПа по классификации городских газопроводов), одоризируют (придание газу характерного запаха), замеряют и распределяют по трубопроводам отдельных потребителей или их группам. Подземные хранилища газа (ПХГ) с КС (или без них) предназначены для регулирования сезонной неравномерности потребления газа. Газ закачивают обычно либо в водоносные горизонты пористых пород, либо в выработанные нефтяные и газовые месторождения, либо в специально разработанные (вымытые) хранилища в соляных отложениях значительной мощности. Подземные хранилища газа сооружают вблизи крупных городов и промышленных центров. Практическая часть: 1. Зарисовать схему сооружений магистрального нефтепровода, выполнить соответствующие подписи. 2. Зарисовать схему сооружений магистрального газопровода, выполнить соответствующие подписи. 3. На основании данных теоретической части заполнить таблицу 1. Таблица 1 Состав сооружений магистральных трубопроводов Часть нефтепровода Состав сооружений Линейная часть НПС Часть газопровода Состав сооружений Линейная часть КС Контрольные вопросы: 1. Дать классификацию нефтепроводов по назначению. 2. Какие классы магистральных нефтепроводов выделяются в соответствии со СНиП 2.05.06- 85? 3. Дать классификацию газопроводов в соответствии со СНиП 2.05.06-85. 4. Назвать состав сооружений линейной части магистрального нефтепровода. 5. Перечислить сооружения в составе НПС. 6. Дать характеристику линейных сооружений магистрального трубопровода. 7. Перечислить особенности головной и промежуточной насосных станций магистральных нефтепроводов, НПС магистрального продуктопровода. 8. Перечислить особенности линейной части магистрального газопровода. 9. В чем особенности компрессорных станций на магистральных газопроводах? Литература: 1. СНиП 2.05.06-85 – Магистральные трубопроводы; 2. Закожурников Ю.А. – Транспортировка нефти, нефтепродуктов и газа. Практическая работа №2 |