книги / Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ
..pdfВспомогательное оборудование компрессорных станций можно разделить на две группы:
1)оборудование, обеспечивающее нормальную работу газоперекачивающих агрегатов;
2)оборудование объектов обслуживания.
Квспомогательному оборудованию первой группы относятся установки по очистке газа от пыли и капельной влаги; оборудование для охлаждения газа после его выхода из центробежных нагнетателей; оборудование систем смазки, уплотнения, регулирования и защиты газоперекачивающих агрегатов; оборудование системы охлаждения масла; оборудование системы подготовки топливного, пускового и импульсного газов.
Квспомогательному оборудованию обслуживания компрессорных станций относится оборудование систем водоснабжения, канализации, связи, телемеханики и энергоснабжения.
Вкачестве основных газоперекачивающих агрегатов в зависимости от требуемых условий применяются поршневые газомотокомпрессоры и центробежные нагнетатели.
Компрессорные станции с центробежными нагнетателями могут быть оснащены перекачивающими агрегатами с приводом от газовых турбин (в качестве топлива для турбин используют
природный газ, забираемый из магистрального газопровода) и с приводом от электродвигателей. Принципиальная технологическая схема компрессорной станции, оснащенной перекачивающими агрегатами с приводом от газовых турбин, приведена на рис. 17.7.
Газ из магистрального газопровода через кран № 1 направляется на установку очистки УО, где проходит через пылеуловители П и направляется в компрессорный цех. После сжатия в компрессорном цехе газ подается на установку охлаждения УОХ, состоящую из параллельно соединенных аппаратов воздушного охлаждения АВО, затем через кран № 8 и узел подключения УП компрессорной станции возвращается в магистраль.
141
Рис. 17.7. Технологическая схема промежуточной компрессорной станции с центробежными нагнетателями
Приведенная технологическая схема КС является общей. Она может дополняться различными элементами в зависимости от конкретных обстоятельств. Например, когда на станции используется электропривод, на УПГ отсутствуют устройства по подготовке топливного и пускового газа, а на схеме КС не предусматриваются соответствующие трубопроводы.
Для очистки природного газа от механических примесей используют пылеуловители, работающие по принципу «мокрого» (масляные пылеуловители) и «сухого» отделения пыли (циклонные пылеуловители).
Вертикальный масляный пылеуловитель (рис. 17.8) представляет собой цилиндрический сосуд со сферическим днищем и состоит из трех секций: промывочной А (от нижнего днища до перегородки 5), в которой все время поддерживается постоянный уровень масла; осадительной Б (от перегородки 5 до перегородки 6), где газ освобождается от крупных частиц масла,
142
и отбойной (скрубберной) секции В, где происходит окончательная очистка газа от захваченных частиц масла.
Пылеуловитель работает следующим образом. Очищаемый газ входит в аппарат через патрубок 10. Натекая на козырек 9, он меняет направление своего движения. Крупные же частицы механических примесей, пыли и жидкости по инерции продолжают двигаться горизонтально. При ударе о козырек их скорость гасится, и под действием силы тяжести они выпадают в масло. Далее газ направляется в контактные трубки 4, нижний конец которых расположен на 20–50 мм выше поверхности масла. При этом газ увлекает с собой в контактные трубки масло, где оно обволакивает взвешенные частицы пыли.
Рис. 17.8. Принципиальная схема вертикального масляного пылеуловителя: 1 – трубка для слива загрязненного масла; 2 – трубка для долива свежего масла; 3 – указатель уровня; 4 – контактные трубки; 5, 6 – перегородки; 7 – патрубок для вывода газа; 8 – скруббер; 9 – козырек; 10 – патрубок для ввода газа; 11 – дренажные трубки; 12 – люк
для удаления шлама
В осадительной секции скорость газа резко снижается. Выпадающие при этом крупные частицы пыли и жидкости по дренажным трубкам 11 стекают вниз. Наиболее легкие частицы из
143
осадительной секции газовым потоком увлекаются в верхнюю скрубберную секцию. Ее основной элемент – скруббер, состоящий из нескольких рядов перегородок 8, расположенных в шахматном порядке. Проходя через лабиринт перегородок, газ многократно меняет направление движения, а частицы масла по инерции ударяются о перегородки и стекают сначала на дно скрубберной секции, а затем по дренажным трубкам 11 в нижнюю часть пылеуловителя.
Очищенный газ выходит из аппарата через газоотводящий патрубок 7. Осевший на дно пылеуловителя шлам периодически (раз в 2–3 месяца) удаляют через люк 12. Загрязненное масло через трубку 1 сливают в отстойник. Взамен загрязненного масла в пылеуловитель по трубе 2 доливается очищенное масло. Контроль над его уровнем ведется по шкале указателя уровня 3.
Схема циклонного пылеуловителя представлена на рис. 17.9. Газ входит в аппарат через патрубок 4 и попадает в батарею циклонов 5. Под действием центробежной силы твердые и жидкие
Рис. 17.9. Принципиальная схема циклонного пылеуловителя: 1 – корпус; 2 – патрубок для вывода газа; 3, 6 – перегородки; 4 – патрубок для ввода газа; 5 – циклон; 7 – патрубок для удаления шлама; 8 – винтовые лопасти
144
частицы отбрасываются к периферии, затормаживаются о стенки циклона и выпадают в нижнюю часть аппарата, откуда удаляются через патрубок 6. Очищенный газ, изменяя направление движения, попадает в верхнюю часть аппарата, откуда выводится через патрубок 7.
На магистральных газопроводах наиболее широкое распространение получил способ охлаждения газа атмосферным воздухом. Для этой цели применяют аппараты воздушного охлаждения (АВО) газа различных типов.
Конструктивно АВО представляют собой мощный вентилятор с диаметром лопастей 2–7 м, который нагнетает воздух снизу вверх, где по пучкам параллельных труб движется охлаждаемый газ. Для интенсификации теплообмена трубы делают оребренными. В качестве привода вентилятора используются электродвигатели мощностью от 10 до 100 кВт.
145
18. ОСОБЕННОСТИ ПРОКЛАДКИ ГАЗОПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ
Подводные трубопроводы сооружают при пересечении рек, водохранилищ, озер, морских акваторий. К подводным относятся трубопроводы, прокладываемые в болотах, сложенных слабонесущими грунтами, не допускающими прохождения по ним обычной техники. Границы подводного перехода определяются уровнем воды в водоеме 10 % обеспеченности. Подводные трубопроводы, полностью пересекающие водную преграду, называются переходами трубопроводов через соответствующую водную преграду. Все подводные переходы классифицируются следующим образом:
1. По глубине погружения Н:
•особо глубоководные Н > 400 м;
•глубоководные 40 < Н ≤ 400 м;
•средней глубины 10 < Н ≤ 40 м;
•мелководные Н ≤ 10 м.
2. По внутреннему давлению Р:
•высокого давления Р > 12 кг/см2;
•низкого давления Р ≤ 12 кг/см2.
3. По виду транспортируемого продукта.
4.По виду укладки на дне водоема:
• по дну без заглубления;
• по дну с заглублением;
• по дну с заглублением грунтовым или каменным;
• выше дна с закреплением на опорах или поплавках.
5.По числу параллельно проложенных труб.
6.По характеру воздействия перекачиваемого продукта на окружающую среду:
• катастрофическое;
• особо неблагоприятное;
• неблагоприятное;
• нейтральное.
146
По конструкции подводные трубопроводы подразделяются на заглубленные трубопроводы (укладываются ниже дна), незаглубленные (на дне) и погруженные (выше дна). Наиболее распространенной является укладка труб по заглубленной схеме, позволяющейнадежно защититьихот внешних силовых воздействий.
Створы переходов через реки надлежит выбирать на прямолинейных устойчивых плесовых участках с пологими неразрывными берегами при минимальной ширине заливной поймы.
Надежная работа подводных переходов в течение расчетного срока их эксплуатации обеспечивается выбором обоснованного решения о заглублении трубопровода в русловой части и на береговых ее участках, а также соответствующих конструктивных решений.
Подводный переход, как правило, представляет в плане двухтрубную систему. При меженном уровне воды 75 м и более пересечение водной преграды по СНиП 2.05.06–85 рекомендуется осуществлять с обязательной укладкой резервной нитки трубопровода. Иногда допускается, при соответствующем обосновании, укладка однониточного перехода.
Подводный трубопровод заглубляется в грунт ниже возможной границы размыва дна реки и ее берегов. В этом случае не производится крепление дна, берега же реки обычно закрепляются. Если же трубопровод не может быть уложен ниже границ размыва, то участки, на которых возможен размыв, крепятся в обязательном порядке. В пределах длины подводного перехода желательно укладывать трубопроводы без кривых вставок, так как это усложняет условия строительства.
Иногда с целью повышения надежности трубопроводов над ними делают каменную отсыпку или укладывают железобетонные плиты, которые предохраняют трубы от механических повреждений. Подводные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы обычно изолируют, покрывают футеровкой и навешивают пригрузы.
Способы укладки трубопроводов через водные преграды можно классифицировать следующим образом (рис. 18.1):
147
•протаскивание по дну водоема;
•погружение с поверхности водоема;
•спуск на дно с трубоукладочных судов.
а
б
в
г
Рис. 18.1. Схема укладки трубопроводов через водные преграды: а – протаскивание трубопровода по дну: 1 – транспортное судно, 2 – оголовок, 3 – трубопровод, 4 – понтоны; 5 – роликовая дорожка, б – укладка трубопровода с поверхности: 1 – трубопровод, 2 – понтоны; в – укладка трубопровода с судна, имеющего стингер: 1 – трубопровод, 2 – стингер, 3 – баржа; г – укладка трубопровода, намотанного
на барабан: 1 – трубопровод, 2 – стингер, 3 – баржа, 4 – барабан
148
19. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
При выполнении гидравлического расчета газопровода определяют падение давления в трубопроводе и расстояние между компрессорными станциями при заданных значениях пропускной способности газопровода и других исходных данных. Пропускной способностью газопровода называется максимальное количество газа, которое может быть перекачано за сутки при поддержании в начале участка максимально возможного давления по условиям прочности газопровода и минимально допустимого давления в конце участка, устанавливаемого от его назначения.
Суточная пропускная способность газопровода q (млн м3/сут) определяется по формуле [10]
q = |
|
Qг |
, |
|
|
||
|
365 kг |
||
где Qг – годовой расход газа, |
т.е. количество газа, поступаю- |
||
щего в газопровод в течение года при стандартных условиях,
млн м3/сут; kг – |
среднегодовой коэффициент |
неравномерно- |
сти потребления |
газа, принимаемый 0,85 для |
газопроводов, |
не имеющих подземных хранилищ, протяженностью более 300 км (с отбором газа), и 0,75 для газопроводов протяженностью менее 300 км.
Среднегодовой коэффициент неравномерности потребления газа представляет собой отношение величины среднесуточного за год расхода газа к среднесуточной пропускной способности газопровода за максимальный месяц, т.е. за такой месяц, в течение которого по газопроводу было перекачано наибольшее количество газа по сравнению с другими месяцами. Зависимость пропускной способности газопровода (q, млн м3/сут) от его параметров и физических свойств газа выражается формулой
149
−6 |
|
2,5 |
|
P2 −P2 |
|
|
q = 0,326 10 |
d |
|
|
н |
к |
, |
|
λ Тср |
zср l ∆ |
||||
где Рн и Рк – соответственно начальное и конечное давление на участке, атм; d – внутренний номинальный диаметр газопровода, мм; λ – коэффициент гидравлического сопротивления газопровода; ∆ – относительная плотность газа по воздуху; Тср – средняя по длине газопровода температура транспортируемого газа, К; zср – средний коэффициент сверхсжимаемости газа; l – длинаучастка, км.
Гидравлические сопротивления в газопроводе, возникающие при движении газа и вызывающие соответствующее падение давления по его длине, определяются в зависимости от режима течения газа по трубопроводу. При этом коэффициент гидравлического сопротивления находят соответственно зоне работы газопровода.
В первой зоне, характеризуемой течением газа по гладкостенным трубам, коэффициент сопротивления трения не зависит от шероховатости внутренней поверхности и для числа Рейнольдса (Re) в пределах 2000–3000 определяется по формуле
158 |
0,2 |
0,1844 |
|||
λтр = 0,067 |
Re |
|
= |
Re |
0,2 . |
|
|
|
|
||
Во второй зоне – области смешанного, переходного режима течения, где λтр находится в зависимости от критерия Рей-
нольдса (Re > 3000) и от относительной шероховатости:
λтр =0,067 |
158 |
+ |
2k |
0,2 . |
|
Re |
|
d |
|
В третьей зоне, характеризующейся течением по полностью шероховатым трубам или квадратичным законом сопротивления, при больших числах Рейнольдса коэффициент λтр зависит только от относительной шероховатости и не зависит от Re:
λтр =0,067 |
2k |
0,2 . |
|
d |
|
150