Расчет количества перекачивающих станций

Введение

Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа – составляющая часть системы снабжения промышленности, энергетики, транспорта и населения топливом и сырьем. Он является одним из дешевых видов транспорта, обеспечивая энергетическую безопасность страны и в то же время позволяет существенно разгрузить железнодорожный транспорт для перевозок других важных для народного хозяйства грузов.

Магистральный трубопроводный транспорт – важнейшая и неотъемлемая составляющая топливно-энергетического комплекса нашей страны.

Степень надежности трубопроводов во многом определяет стабильность обеспечения регионов страны важнейшими топливно-энергетическими ресурсами. Одним из путей решения проблемы повышения надежности газонефтепроводов является использование новых эффективных научно обоснованных технологий строительства и ремонта трубопроводных систем. Основной особенность. Строительства и ремонта трубопроводов является разнообразие природно-климатических и гидрологических характеристик местности вдоль трассы, что требует значительного разнообразия конструктивных и технологических решений при прокладке и эксплуатации линейной части трубопровода.

Учитывая старение и высокий износ основных фондов нефтегазотранспортных систем на ближайшие годы поставлены крупномасштабные задачи в области диагностики и ремонта линейной части трубопроводов, позволяющие существенно повысить надежность и безопасность работы трубопроводных магистралей.

В представленных в курсовом проекте расчетах соблюдены и учтены все положения новых нормативно-технических документов.

1 Технологическая часть

1.1 Основные сведения о магистральном газопроводе

Система доставки продукции газовых месторождений до по­требителей представляет собой единую технологическую цепоч­ку. С месторождений газ поступает через газосборный пункт по промысловому коллектору на установку подготовки газа, где про­изводят осушку газа, очистку от механических примесей, углекис­лого газа и сероводорода. Далее газ поступает на головную комп­рессорную станцию и в магистральный газопровод.

Состав сооружений магистрального газопровода: 1-промыслы;2-газосборный пункт;3-промысловый коллектор;4-установка подготовки газа;5-головная компрессорная станция(КС);6-магистральный труопровод;7-промежуточная КС;8-линейные запорные устроиства;9-подводной переход с резервной ниткой;10-переход под железной дорогой;11-отвод от магистрального газопровода;12-газораспределительная станция (ГРС)13-конечная ГРС;14-станция подземного хранения газа (СПХГ);15-газорегуляторный пункт(ГРП);16-тепловая электростанция;17-газоперерабатывающий завод(ГПЗ).

В состав магистральных газопроводов входят следующие сооружения;

линейная часть (ЛЧ) с отводами и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препят­ствия, узлами пуска и приема очистных устройств и дефекто­скопов, узлами сбора и хранения конденсата, устройствами для ввода метанола в газопровод, перемычками;

компрессорные станции (КС) и узлы их подключения, газо­распределительные станции (ГРС), подземные хранилища газа (ПХГ), станции охлаждения газа (СОГ), узлы редуцирования газа (УРГ), газоизмерительные станции (ГИС);

установки электрохимической защиты (ЭХЗ) газопроводов от коррозии; линии электропередачи, предназначенные для обслу­живания газопроводов, устройства

электроснабжения и дистан­ционного управления запорной арматурой и установками ЭХЗ;

линии и сооружения технологической связи, средства телеме­ханики, противопожарные средства, противоэрозионные и защит­ные сооружения, емкости для сбора, хранения и разгазирования газового конденсата;

здания и сооружения;

постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы газопроводов, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения газопроводов.

При прохождении газа по трубопроводу возникает трение по­тока о стенку трубы, что вызывает потерю давления. Поэтому транспортировать природный газ в достаточном количестве и на большие расстояния только за счет естественного пластового дав­ления нельзя. Для этой цели необходимо строить компрессорные станции, которые устанавливают на трассе газопровода через каждые 80 - 120 км.

Объекты КС, как правило, проектируют в блочно-комплектном исполнении. В большинстве случаев КС оборудуют центро­бежными нагнетателями с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей. В настоящее время газотурбинным приводом оснащено более 80 % всех КС, а электроприводом - около 20 %.

К линейным сооружениям относят: собственно магистраль­ный трубопровод; линейные запорные устройства; узлы очистки газопровода; переходы через искусственные и естественные пре­пятствия; станции противокоррозионной защиты; дренажные уст­ройства; линии технологической связи; отводы от магистрального газопровода для подачи части транспортируемого газа потребите­лям и сооружения линейной эксплуатационной службы (АЭС).

При параллельной прокладке двух и более магистральных га­зопроводов в одном технологическом коридоре предусматривают соединение их перемычками с запорной арматурой. Перемычки следует размещать на расстоянии не менее 40 км и не более 60 км друг от друга у линейных кранов, а также до и после компрессор­ных станций.

Вспомогательные линейные сооружения магистрального газо­провода принципиально не отличаются от сооружений магист­рального нефтепровода. К ним относят линии связи, вдольтрассовые дороги, вертолетные площадки, площадки аварийного запаса труб, усадьбы линейных ремонтеров и т. д.

В зависимости от конкретных условий эксплуатации состав сооружений магистрального газопровода может изменяться. Так, на газопроводах небольшой протяженности может не быть проме­жуточных КС. Если в добываемом газе отсутствует сероводород или углекислый газ, то необходимость в установках по очистке газа от них отпадает. Станции подземного хранения газа сооружа­ют не всегда.

Перед подачей в магистральные газопроводы газ необходимо подготовить к транспорту на головных сооружениях, которые рас­полагают около газовых месторождений. Подготовка газа заклю­чается в очистке его от механических примесей, осушке от газово­го конденсата и влаги, а также удалении, при их наличии, побоч­ных продуктов: сероводорода, углекислоты и т. д.

При падении пластового давления около газовых месторожде­ний строят так называемые дожимные компрессорные станции, где давление газа перед подачей его на КС магистрального газо­провода поднимают до уровня 5,5 - 7,5 МПа. На магистральном га­зопроводе около крупных потребителей газа сооружают газорасп­ределительные станции для газоснабжения потребителей.

На газопроводах в качестве энергопривода КС используют газотурбинные установки, электродвигатели и газомотокомпрессоры - комбинированные агрегаты, в которых привод поршнево­го компрессора осуществляется от коленчатого вала двигателя внутреннего сгорания.

Вид привода компрессорных станций и их мощность в основ­ном определяются пропускной способностью газопровода. Для станций подземного хранения газа, где требуются большие степе­ни сжатия и малые расходы, используются газомотокомпрессоры, а также газотурбинные агрегаты, которые могут обеспечивать за­данные степени сжатия. Для газопроводов с большой пропускной способностью наиболее эффективное применение находят цент­робежные нагнетатели с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей.

Режим работы современного газопровода, несмотря на нали­чие станций подземного хранения газа, являющихся накопителя­ми природного газа, характеризуется неравномерностью подачи газа в течение года. В зимнее время газопроводы работают в режи­ме максимального обеспечения транспорта газа. В случае увеличе­ния расходов пополнение системы обеспечивается за счет отбора газа из подземного хранилища. В летнее время, когда потребление снижается, загрузка газопроводов обеспечивается за счет закачки газа на станцию подземного хранения.

Оборудование и обвязка компрессорных станций приспособ­лены к переменному режиму работы газопровода. Количество газа, перекачиваемого через КС, можно регулировать включени­ем и отключением числа работающих газоперекачивающих агре­гатов (ГПА), изменением частоты вращения силовой турбины у ГПА с газотурбинным приводом и т. п. Однако во всех случаях стремятся к тому, чтобы необходимое количество газа перекачать меньшим числом агрегатов, что приводит к меньшему расходу топ­ливного газа на нужды перекачки и, как следствие, к увеличению подачи товарного газа по газопроводу. Регулирование пропускной способности газопровода отключением работы отдельных КС при расчетной производительности газопровода обычно не практику­ется из-за перерасхода энергозатрат на компримирование газа при такой схеме работы. И только в тех случаях, когда подача газа по газопроводу заметно снижается сравнительно с плановой (ле­том), отдельные КС могут быть временно остановлены.

Переменный режим работы компрессорной станции приво­дит к снижению загрузки газоперекачивающих агрегатов и, как следствие, к перерасходу топливного газа из-за отклонения от оп­тимального КПД ГПА.

Наибольшее влияние на режим работы КС и отдельных ГПА оказывают сезонные изменения производительности газопрово­да. Обычно максимум подачи газа приходится на декабрь - январь, а минимум - на летние месяцы года.

Для повышения эффективности работы газопровода и прежде всего для снижения мощности на транспортировку газа необходи­мо на выходе каждой КС устанавливать аппараты воздушного охлаждения газа. Снижение температуры необходимо еще и для сохранения изоляции трубы.

Важным фактором по снижению энергозатрат на транспорт газа является своевременная и эффективная очистка внутренней полости трубопровода от разного вида загрязнений. Внутреннее состояние трубопровода довольно сильно влияет на изменение энергетических затрат, связанных с преодолением сил гидравли­ческого сопротивления во внутренней полости трубопровода. Со­здание высокоэффективных очистных устройств позволяет ста­бильно поддерживать производительность газопровода на проект­ном уровне, снижать энергозатраты на транспорт газа примерно на 10 -15%.

Для экономии энергоресурсов, в частности для уменьшения затрат мощности КС при перекачке газа, а также с целью увеличе­ния пропускной способности газопровода всегда выгодно поддер­живать максимальное давление газа в трубопроводе.

1. Разработка разомкнутой системы электропривода насосных агрегатов типа НМ-7000-210 нефтеперекачивающей станции Уват-1

   Курсовая работа >> География
   ... ; ПС - перекачивающая станция; НПС – нефтеперекачивающая станция. Введение От ... электрооборудования нефтеперекачивающей станции; На основе расчетов электрических нагрузок ... нефтеперекачивающих станциях сосредотачиваются значительное количество различных ...

2. Технологический расчет трубопроводов при проектировании

   Реферат >> Транспорт
   ... год); рекомендуемое количество последовательно работающих ... прил.1); сведения о насосах, используемых на перекачивающих станциях (табл. П 1.2, прил. 1); ... перекачивающих станций определяется из уравнения (2.20) , (2.21) где Hm = Z + 1,02iLр. Обычно при расчете ...

3. Насосные агрегаты нефтеперекачивающих станций

   Дипломная работа >> Промышленность, производство
   ... станций магистральных нефтепроводов. 1. Описание перекачивающей станции. 1.1 Общая характеристика нефтеперекачивающей станции ... средствами в необходимом количестве согласно / /. ... м. 5.6 Расчет стояка Расчет стояка аналогичен расчету общего коллектора ...

4. Экологичность и безопасность автозаправочных станций

   Курсовая работа >> Экология
   ... между фактически принятым количеством нефтепродукта и количеством, указанным в товарно ... стеклянную тару запрещается. 9.Расчет за отпущенный нефтепродукт должен ... сооружений нефтебаз, наливных пунктов перекачивающих станций и АЗС» и утвержденной руководством ...

5. Расчет материального баланса дожимной насосной установки

   Курсовая работа >> Геология
   ... этих продуктов в определённом количестве и определённого качества. Важнейшие ... поступления нефти к приему перекачивающих насосов; сепарация нефти ... рис 2.1.) [2]                          РАСЧЕТ МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА ДОЖИМНОЙ НАСОСНОЙ СТАНЦИИ (ДНС) Исходные ...

Хочу больше похожих работ...