- •Порядок проектирования мт
- •2. Выбор оптимальной трассы трубопровода
- •3. Нагрузки и воздействия на мт
- •4. Расчет на прочность, деформации и устойчивость.
- •5. Испытание и приемка
- •6. Особенности сооружения на болотах и ммг
- •Строительство на ммг
- •7. Диагностика мт
- •Диагностика линейной части газопровода.
- •8. Сооружение подводных мт
- •Подводные переходы нефтепроводов
- •Надземные трубопроводы
- •11. Аварии и их ликвидация
- •Ликвидация аварий на мн
- •Ликвидация аварий на мг
- •12. Ремонт основного оборудования станций и хранилищ
- •Ремонт оборудования станций
- •13 Выбор наивыгоднейшего способа тран-та нефтегруза.
- •15. Технологический расчет н/пров.
- •16. Увеличение пропускной способности нефтепровода.
- •17. Режим работы неф-да при изменении вязкости нефти, остановке нпс или насосов, сбросах и подкачках нефти.
- •18. Эксплуатация мн с учетом отложения воды и парафинов.
- •19. Эксплуатация мн при недогрузке.
- •20.Особенности проектирования тр-пр при последоват-ой перекачки нефтей и нефтепродуктов.
- •20. Особенности проектирования тр-пр при последоват-ой перекачки нефтей и нефтепродуктов.
- •21.Прием и реализация смеси нефтепродуктов при последовательной перекачке нефтей и нефтепр-ов.
- •22. Мероприятия по уменьшению кол-ва смеси при последов. Перекачке:
- •23.Способы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов
- •24. Тепловой и гидравлический расчет “горячих” нефт-ов.
- •27. Особые режимы работы горячих н/пров.
- •28. Состав объектов мг.
- •29. Технологический расчет газопроводов.
- •29. Температурный режим мг.
- •30. Гидравлический расчет сложных газопроводов.
- •30. Гидравлический расчет сложных тр/пр
- •31. Увеличение произ-ти мг
- •32. Режим работы газопровода при отключении кс или гпа.
- •34. Эксплуатация газопроводов с учетом скопления жидкости и образования гидратов
- •34. Диагностика линейной части газопровода.
- •35. Транспорт охлажденного газа.
- •36. Основное и вспомогательное оборудование нпс.
- •40. Расчёт внутриплощадочных трубопроводов.
- •41. Насосные станции нефтебаз.
- •42. Основное и вспомогательное оборудование кс
- •43. Технологическая схема кс
- •44. Подбор основного и вспомогательного оборудования кс.
- •44.Подбор основного и вспомогательного оборудования кс
- •Установка очистки газа
- •Установка охлаждения газа
- •45. Расчет внутриплощадочных коммуникаций кс.
- •47. Диагностика гпа
- •47. Диагностика технического состояния гпа
- •48. Газораспределительные системы
- •49 Технологические схемы и оборудование грс и грп
- •50.Хранение природного газа
- •51.Сжиженные углеводородные газы
- •52. Хранение суг
- •52. Хранение суг
- •53. Технологические процессы и оборудование гнс
- •57. Автомобильные перевозки нефтепродуктов.
- •58. Резервуары нефтебаз
- •59. Эксплуатация резервуаров.
- •60. Потери нефти и нефтепродуктов.
- •63. Технологические трубопроводы нефтебаз.
- •64. Системы сбора продукции нефтяных скважин
- •65. Гидравлический расчет промысловых трубопроводов.
- •66. Сепарация нефти и сепарация природного газа.
- •67. Оборудование установок подготовки нефти.
- •68. Дожимные насосные компрессорные станции.
- •69. Расчет промысловых газосборных сетей.
- •70. Гидраты и борьба с ними.
- •71. Подготовка газа и конденсата к транспорту.
43. Технологическая схема кс
КС подключается к магистрали посредством узла подключения, в который входят камеры приема и пуска скребка. Далее газ проходит через узел очистки газа, состоящий из циклонных пылеуловителей. Далее в компрессорном цехе газ компримируется и подается на узел охлаждения (оборудуется АВО). От узла охлаждения газ поступает в магистраль.
Технологические краны станции:
19 и 21 – охранные краны, отсекают КС от магистрали (открыты в рабочем положении); 20 – секущий кран (закрыт в рабочем положении); 7 и 8 – краны, соединяющие узел подключения и компрессорный цех (открыты в рабочем положении); 36 – кран общестанционного кольца (соединен с автоматикой противопомпажной системы); 36р – кран предназначен для регулирования режима работы методом перепуска и для плавной загрузки ГПА по мощности; Краны 7,8, 19, 20 и 21 имеют обводы для заполнения контура и свечные краны для стравливания газа (у 7 и 8 кранов свечные краны обозначены 17 и 18).
Схема обвязки КЦ на примере группы неполнонапорных ЦБН
Краны технологической обвязки
1 – вход газа; 2 – выход газа; 3 и 3бис – служат для пуска ГПА (образуют малое кольцо или пусковой контур); 4 – служит для заполнения контура ЦБН; 5 – свечной кран (стравливание контура ЦБН).
44. Подбор основного и вспомогательного оборудования кс.
44.Подбор основного и вспомогательного оборудования кс
Подбор основного оборудования КС
К основному оборудованию КС относятся компрессорные машины (КМ) и приводящие их двигатели. Для транспорта газа прим-ся в основном центробежные нагнетатели и поршневые компрессоры – газомотокомпрессоры (ГМК). Каждый тип компрессорных машин имеет свою область рационального применения.
ГМК экономичнее нагнетателей при производительности КС (г/пр) менее 10 млн м3/сут, нагнетатели при производительности КС более 15 . В интервале производительностей 10–15 млн м3/сут экономические показатели транспорта газа ГМК и нагнетателями примерно одинаковы.
После определения экономичного типа КМ для проектируемой КС производится выявление оптимального варианта КС, т е определяется оптимальная марка ГПА, число и схема содинения машин данной марки на КС, кол-во ступеней сжатия КС. Для этого из множества КМ требуемого типа предварительно выбирается 3-4 машины разных марок, отличающихся подачей и степенью сжатия (или давлением нагнетания). К рассмотрению принимаются машины, число которых на КС будет находится в пределах 2-6 – для нагнетателей и 2-13 – для ГМК. Кроме того, подбираемые машины в расчетном режиме работы и в возможных при эксплуатации режимах не должны иметь политропический кпд ниже 0,8 (для центробежных нагнетателей).
При производ-ти КС более 15 млн м3/сут для каждой марки предварит-но выбранного нагнетателя рассматриваются 2 варианта КС – с одноступенчатым сжатием и с 2-хступенчатым сжатием (для полнонапорных нагн-лей рассматривается 1 вариант – с одноступенчатым сжатием). При производительности КС 10-15 млн м3/сут – также рассматривается 2 варианта, но с 2-х и 3-хступенчатым сжатием. Во всех случаях число машин на КС должно находится в ранее отмеченных пределах.
Для каждого варианта КС определяется число резервных машин, степень сжатия КС ε и удельные приведенные расходы по станции с учетом типа привода Ск. На основе значений ε и Ск рассчитывается комплекс (1). Окончательно принимается тот вариант КС, которому отвечает наименьшее значение комплекса (1). (1)
Если произв-ть КС находится в пределах 10-15 млн м3/сут, то экономичный тип КМ и оптимальный вариант КС находятся одновременно. Для этого по вышерассмотренной методике производится сравнение двух-трех вариантов КС с центробежными нагн-ми. В качестве привода КМ обычно прим-ся поршневые газовые двигатели, газовые турбины и электродвигатели. При удаленности КС от надежного источника электроэнергии менее, чем на 50-100 км выгоднее применять электропривод, при удаленности более 300 км – газотурбинный привод. В интервале 50-300 км тип привода устанавливается технико-экономическим расчетом по минимуму приведенных затрат КС с учетом строительства ЛЭП, трансформаторной подстанции и стоимости потребляемой ГПА энергии в виде газа и электроэнергии.
П ри равенстве приведенных затрат для обоих типов привода предпочтение обычно отдается электроприводу, как более безопасному, не связанному с расходом транспортируемого газа, упрощающему технологическую схему КС, менее подверженному влиянию внешних условий, более безотказному и с меньшим сроком восстановления при ремонтах.