Отчет по учебно-ознакомительной практике в ОАО «Татнефть»

Принцип работы центробежных нагнетателей аналогичен работе центробежных насосов. Наиболее распространенным приводом нагнетателей на компрессорных станциях являются газотурбинный. В состав газотурбинной установки входят: турбодетандер , редуктор , воздушный компрессор , блок камер сгорания , турбины высокого  и низкого давлений. Турбодетандер является пусковым двигателем установки, работающим на природном газе. Расчетная продолжительность пуска агрегата из холодного состояния - 15 мин. Турбодетандер через редуктор запускает в работу воздушный компрессор. Атмосферный воздух засасывается компрессором и сжимается в нем до рабочего давления. Далее сжатый воздух направляется в блок камер сгорания, где он нагревается за счет сжигания природного газа. Продукты сгорания направляются в газовую турбину (сначала высокого, а затем низкого давления), где они расширяются. Процесс расширения сопровождается падением давления и температуры, но увеличением скорости потока газа, используемого для вращения ротора турбины. Отработавший газ через выхлопной патрубок выходит в окружающую среду.

На газопроводах применяются  газовые турбины мощностью от 2500 до 25000 кВт.

Недостатком газотурбинного привода является относительно невысокий  кпд (не выше 30%), а также высокое  потребление газа на собственные нужды в качестве топлива.

В последние годы в  качестве привода центробежных нагнетателей все шире используются электродвигатели АЗ-4500-1500, СТМ-4000-2, СТД-4000-2, СДСЗ-4500-1500. Они  подключаются к нагнетателям через  повышающий редуктор.

 

12. Аппараты для охлаждения газа

Необходимость охлаждения газа обусловлена следующим. При  компримировании он нагревается. Это  приводит к увеличению вязкости газа и, соответственно, затрат мощности на перекачку. Кроме того, увеличение температуры  газа отрицательно влияет на состояние изоляции газопровода, вызывает дополнительные продольные напряжения в его стенке.

Газ охлаждают водой  и воздухом. При его охлаждении водой используют различные теплообменные  аппараты (кожухотрубные, оросительные, типа «труба в трубе»), которые с помощью системы трубопроводов и насоса подключены к устройствам для охлаждения воды. Данный способ охлаждения газа используется, как правило, совместно с поршневыми газомотокомпрессорами.

На магистральных газопроводах наиболее широкое распространение  получил способ охлаждения газа атмосферным воздухом. Для этой цели применяют аппараты воздушного охлаждения (АВО) газа различных типов.

Конструктивно он представляет 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 выполняют оребренными. В качестве привода вентиляторов используются электродвигатели мощностью от 10 до 100 кВт.

Достоинствами АВО является простота конструкции, надежность работы, отсутствие необходимости в предварительной подготовке хладагента (воздуха).

 

13. Особенности трубопроводного транспорта сжиженных газов

При сжижении природного газа, его объем при атмосферном  давлении уменьшается примерно в 630 раз. Благодаря этому, можно значительно уменьшить диаметр трубопроводов для транспортировки больших объемов газа, получив значительную экономию капиталовложений.

Метан становится жидкостью  при атмосферном давлении, если его  охладить до минус 162ºС. При давлении 5 МПа он останется жидкостью, если его температура не превысит минус 85ºС. Таким образом, трубопроводный транспорт сжиженного природного газа (СПГ) возможен только при низких температурах.

Газ с промыслов поступает  на головной завод сжижения (ГЗС), где  производится его очистка, осушка, сжижение и отделение неконденсирующихся примесей.

Вблизи от ГЗС или  даже непосредственно на его территории размещается головная насосная станция  ГНС. В ее состав входят приемные емкости, подпорная  и основная  насосные, а также узел учета.

Емкости служат для приема СПГ с завода, а также для хранения некоторого его запаса с целью обеспечения бесперебойности работы трубопровода. Как правило, на ГНС устанавливаются горизонтальные цилиндрические емкости высокого давления.

Перекачка сжиженных газов осуществляется центробежными насосами, но других типов, чем применяемые при перекачки нефти и нефтепродуктов. Благодаря малой вязкости СПГ, мощность, потребляемая насосами в этом случае меньше, чем при работе на воде. Но давление на входе в насосы должно быть значительно выше, чтобы предотвратить регазификацию СПГ.

Перекачка сжиженного природного газа осуществляется под давлением 4…5 МПа и при температуре минус 100…120ºС. Чтобы предотвратить нагрев газа за счет теплопритока от окружающей среды трубопроводы СПГ покрывают тепловой изоляцией, а вдоль трассы размещают промежуточные станции охлаждения (ПСО). Промежуточные насосные станции (ПНС) располагаются на расстоянии 100…400 км друг от друга. Это, как правило, больше, чем при перекачке нефти и нефтепродуктов, т.к. СПГ имеет меньшую вязкость

Центробежные насосы очень чувствительны к наличию  газа в перекачиваемой жидкости: при  его содержании более 2% происходит срыв их работы, т.е. перекачка прекращается. Чтобы предотвратить регазификацию  СПГ в трубопроводах поддерживают давление не менее, чем 0,5 МПа превышающее давление упругости его паров при температуре перекачки. Для этого на входе в промежуточные насосные станции и в конце трубопровода устанавливают регуляторы давления типа «до себя». Кроме того, для отделения газовой фазы, которая может образовываться в нештатных ситуациях (снижение давления при остановках насосов, разрывах трубопровода и т.п.), перед насосами на насосных станциях устанавливают буферные емкости. В конце трубопровода размещаются низкотемпературное хранилище (НХ СПГ) и установка регазификации (УР) сжиженного газа. Низкотемпературное хранилище служит для создания запасов СПГ, в частности, для компенсации неравномерности газопотребления. На установке регазификации СПГ переводится в газообразное состояние перед его отпуском потребителям.

По сравнению с транспортировкой природного газа в обычном состоянии  при перекачке СПГ общие металловложения  в систему, включая головной завод  сжижения, низкотемпературное хранилище, установку регазификации, в 3…4 раза меньше. Кроме того, уменьшается расход газа на перекачку, вследствие низкой температуры снижается интенсивность коррозионных процессов.

Вместе с тем, данный способ транспортировки газа имеет  свои недостатки:

1. Для строительства  линейной части и резервуаров применяются стали с содержанием никеля до 9%. Они сохраняют работоспособность в условиях низких температур перекачки, однако в 6 раз дороже обычной углеродистой стали.

2. Перекачка СПГ должна  вестись специальными криогенными  насосами

3. При авариях потери  газа значительно больше, чем  в случае его транспортировки  по обычной технологии.

Кроме природного в сжиженном состоянии транспортируются и другие газы. Но наиболее широкое распространение получил трубопроводный транспорт сжиженных углеводородных газов (СУГ): этана, этилена, пропана, бутана и их смесей.

Основным сырьем для  производства сжиженных углеводородных газов являются попутный нефтяной газ, «жирный» газ газоконденсатных месторождений  и газы нефтепереработки. Название сжиженного углеводородного газа принимают по наименованию компонентов, составляющих большую его часть.

Условия сохранения СУГ  в жидком состоянии значительно  менее жесткие. Так, даже при 20ºС для  сохранения жидкого состояния пропана  достаточно поддерживать давление всего 0,85 МПа.

По этой причине сжиженные  углеводородные газы, как правило, транспортируют при температуре окружающей среды. Соответственно, отпадает необходимость  в спецсталях для изготовления труб, резервуаров и оборудования, тепловой изоляции, промежуточных станциях охлаждения. Поэтому трубопроводы СУГ значительно дешевле трубопроводов СПГ.

С другой стороны, компоненты СУГ тяжелее воздуха. Поэтому  при регазификации данные газы занимают положение у поверхности земли, создавая взрывоопасную среду. Этим определяется высокая потенциальная опасность трубопроводов СУГ, когда даже небольшая утечка способна привести к трагическим последствиям.

 

14. Газораспределительные сети

Газораспределительной сетью называют систему трубопроводов  и оборудования, служащую для транспорта и распределения газа в населенных пунктах.

Газ в газораспределительную  сеть поступает из магистрального газопровода  через газораспределительную станцию. В зависимости от давления различают  следующие типы газопроводов систем газоснабжения:

- высокого давления (0,3…1,2МПа);

- среднего давления (0,005…0,3 МПа);

- низкого давления (менее  0,005 МПа).

В зависимости от числа  ступеней понижения давления в газопроводах системы газоснабжения населенных пунктов бывают одно-, двух- и трехступенчатые:

1) одноступенчатая - это система газоснабжения, при которой распределение и подача газа потребителям осуществляется по газопроводам только одного давления (как правило, низкого); она применяется в небольших населенных пунктах;

2) двухступенчатая система  обеспечивает распределение и подачу газа потребителям по газопроводам двух категорий: среднего и низкого или высокого и низкого давлений; она рекомендуется для населенных пунктов с большим числом потребителей, размещенных на значительной территории;

3) трехступенчатая - это система газоснабжения, где подача и распределение газа потребителям осуществляется по газопроводам и низкого, и среднего и высокого давлений; она рекомендуется для больших городов.

При применении двух- и  трехступенчатых систем газоснабжения  дополнительное редуцирование газа производится на газорегуляторных пунктах (ГРП).

Газопроводы низкого  давления в основном используют для  газоснабжения жилых домов, общественных зданий и коммунально-бытовых предприятий. Газопроводы среднего и высокого (до 0,6 МПа) давлений предназначены для подачи газа в газопроводы низкого давления через городские ГРП, а также для газоснабжения промышленных и крупных коммунальных предприятий. По газопроводам высокого (более 0,6 МПа) давления газ подается к промышленным потребителям, для которых это условие необходимо по технологическим требованиям.

По назначению в системе  газоснабжения различают распределительные  газопроводы, газопроводы-вводы и  внутренние газопроводы. Распределительные  газопроводы обеспечивают подачу газа от источников газоснабжения до газопроводов-вводов. Газопроводы-вводы соединяют распределительные газопроводы с внутренними газопроводами зданий. Внутренним называют газопровод, идущий от газопровода-ввода до места подключения газового прибора, теплоагрегата и т.п.

По расположению в  населенных пунктах различают наружные (уличные, внутриквартальные,  дворовые, межцеховые, межпоселковые) и внутренние (внутрицеховые, внутридомовые) газопроводы.

По местоположению относительно поверхности земли различают  подземные и наземные газопроводы.

По материалу труб различают газопроводы металлические (стальные, медные) и неметаллические (полиэтиленовые, асбоцементные и  др.).

 

15. Газорегуляторные пункты

Газорегуляторные пункты (ГРП) устанавливаются в местах соединения газопроводов различного давления. ГРП предназначены для снижения давления и автоматического поддержания его на заданном уровне.

Схема ГРП включает входной газопровод, задвижки, фильтр, предохранительный клапан, регулятор давления, выходной и обходной газопроводы, манометры. Газ, поступающий на ГРП, сначала очищается в фильтре от механических примесей. Затем проходит через предохранительный клапан, который служит для автоматического перекрытия трубопровода в случае повышения выходного давления сверх заданного, что свидетельствует о неисправности регулятора давления. Контроль за работой регулятора ведется также с помощью манометров.

Некоторые ГРП оборудуются  приборами для измерения количества газа: диафрагмами в комплекте  с дифференциальными манометрами  или ротационными счетчиками.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

В ходе ознакомительной практики, мы наглядно ознакомились с технологическими процессами и оборудованием, применяемым для переработки газа. Оборудование, применяемое для этих процессов постоянно совершенствуется, что также было заметно при ознакомлении с объектами. Внедрение новых технологий позволяют снижать затраты и повышать уровень производства, как в отношении выпускаемой продукции, так и безопасности производства.

Данные процессы и  оборудование  требуют от проектировщиков  и обслуживающего персонала высокого уровня знаний и опыта, для чего необходима хорошая теоретическая подготовка и практика.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список используемой литературы

1) Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов/ Коршак А.А., Шаммазов А.М. - У.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2001. – 544 с.: илл.

2) Справочная книга по добыче нефти. Под ред. д-ра техн. наук Гиматудинова Ш.К. - М.,  «Недра», 1974. - 704 с.

3) Технология переработки нефти и газа. 2-ое издание дополненное и переработанное. Пархоменко В.Е. - М., «Госпотех Издат» 1959 - 452 с.

4) Проектирование и  эксплуатация насосных станций:  Учебник для вузов/ Шаммазов А.М.., Александров В.И., Гольянов А.И. – М., ООО «Недра-БизнесЦентр», 2003с. – 404 с.

5) Сооружение газохранилищ и  нефтебаз. Стулов Т.Т., Поповский Б.В., Иванцов О.М., Сафарян М.К., Афанасьев. В.А. - М., «Недра», 1973 - 368 с.