Магистрални нефтопроводи и газопроводи - Всичко за транспортирането на газ
Тръбопроводният транспорт е един от най-икономичните, а при транспорта на газообразни вещества единственият вид транспорт. От друга страна, това е един от най-капиталоемките и металоемките видове транспорт. Тъй като е екологично чист при нормална експлоатация, той може да причини непоправими щети на природата в случай на аварии. Това обяснява вниманието, което се обръща на въпросите за надеждността и ефективността на магистралните тръбопроводи при тяхното проектиране и експлоатация. Надеждността на работа се осигурява чрез спазване на препоръките на нормативните документи при проектирането и експлоатацията на тръбопроводи (строителни норми и правила, стандарти за проектиране на процеси и правила за работа). Ефективността на работата зависи от техническото състояние на обектите и оборудването и рационалността на тяхното използване. Реалните условия на работа на тръбопроводите се различават от проектните. По този начин производителността зависи както от възможността за добив на нефт и газ, така и от необходимостта от тях. По време на работа състоянието на линейната част и оборудването на станциите се променя, което предопределя промяна в пропускателната способност на нефто- и газопроводите и промяна в работните параметри при постоянна производителност. При тези условия е необходимо да се решат следните задачи: избор на оптимална схема на работа за дадена производителност, определяне на параметрите на работа при максимално натоварване, разработване на мерки за подобряване на техническите и икономическите показатели на работата. Решаването на проблема за повишаване на ефективността на работа на тръбопровода зависи изцяло от качеството на анализа на функционирането на целия тръбопровод и отделните му елементи в предходния период. Резултатите от анализа трябва да позволяват да се направи заключение за действителното състояние на линейната част и оборудването,рационалността на тяхното използване, ефективността на използваната технологична схема и основните причини, които намаляват ефективността на работата. В тази статия се разглеждат тези проблеми и възможните методи за тяхното решаване. Ще бъде полезно на студентите при изпълнение на дипломни и курсови проекти и друга самостоятелна работа.
1. ОСНОВНИ РАЗПОРЕДБИ ЗА ПРОЕКТИРАНЕ МАГИСТРАЛНИ ТРЪБОПРОВОДИ
Главните тръбопроводи (МТ) (газопроводи, нефтопроводи, нефтопродуктопроводи) като правило се полагат под земята [1]. Полагане върху повърхността на земята в насип (земно полагане) и върху подпори (надземно полагане) се допуска само по изключение. Магистралните газопроводи (МГ) в зависимост от налягането в тръбопровода се делят на два класа: I клас - при работно налягане над 2,5 до 10 MPa; II клас - при работно налягане над 1,2 до 2,5 MPa. Магистралните нефтопроводи (МН) и нефтопродуктопроводите в зависимост от диаметъра се разделят на четири класа: Клас I - с номинален диаметър над 1000 до 1200 mm; II клас - над 500 до 1000 mm; III клас - над 300 до 500 mm; IV клас - 300 mm и по-малко.
За да се осигурят нормални условия на работа и да се изключи възможността от увреждане на МТ и техните обекти, около тях се създават зони за сигурност, чийто размер и ред за извършване на селскостопански и други работи в тези зони се регулират от Правилата за защита на МТ.
1.1. Магистрални газопроводи
Проектната мощност на MG е мощността, съответстваща на оптималния технологичен вариант. Главният тръбопровод се проектира според очакваната (изчислена) производителност
, (1.1) където QГ е зададената годишна производителност на магистралния газопровод (млрд. m 3 /година); -прогнозен коефициент на използване на капацитета: , (1.2) където е коефициентът на прогнозно осигуряване на газоснабдяване на потребителите, = 0,95; - коефициент на екстремни температури, = 0,98; - Коефициент на надеждност на MG (Приложение 2). Производителността обикновено се нарича действителното количество газ, пренесено през главния тръбопровод. При проектирането на главен тръбопровод като изчислени стойности се използват средните годишни стойности на температурата на почвата (на дълбочината на оста на тръбопровода) и въздуха (Приложение 1).
1.2. Главни нефтопроводи
, (1.3) където GГ - дадената годишна производителност, млн. т/год.; - брой работни дни в годината; - плътност на маслото при проектна температура, kg/m3; - коефициент, отчитащ възможността за преразпределение на потоците. Стойността на коефициента се приема равна на: 1,05 - за тръбопроводи, вървящи успоредно с други нефтопроводи и образуващи система; 1.07 - за единични нефтопроводи, по които се подава нефт от тръбопроводната система към рафинерията, както и за единични нефтопроводи, свързващи системи; 1.10 - за единични тръбопроводи, доставящи нефт от производствените точки към тръбопроводната система. Очакваният брой работни дни на MG за една година е даден в Приложение 4. Вътрешният прогнозен диаметър на нефтопровода Dp, като се вземат предвид възможните замърсявания и променливата дебелина на стената на тръбата, се определя по формулата
, (1.4)
където е коефициент, който отчита запушването на тръбопровода с оптимална честота на почистване и телескопичното оформление на тръбата (Приложение 12); - вътрешен диаметър на тръбите. Проектната температура се приема като минимална температура на маслото в тръбопровода, определена, като се вземе предвид отделянето на топлина поради триене на потока и пренос на топлина към земята приминимална температура на почвата на дълбочината на оста на тръбопровода.
1.3. Характеристики на проектирането на тръбопроводи за транспортиране на втечнени въглеводороди
Въглеводородите с налягане на наситените пари при температура плюс 200 С над 0,2 MPa се класифицират като нестабилни течности. Намаляването на налягането в тръбопровода под еластичността на наситените пари на продукта, както и изтичането на тези течности през течове в тръбопровода, се придружава от прехода на течността в газообразно състояние. Изпарението е придружено от понижаване на температурата. Тези и други причини предопределят необходимостта от повишени изисквания към тръбопроводите за транспорт на нестабилни въглеводороди. Минималното налягане във всяка точка на такива тръбопроводи трябва да надвишава налягането на наситените пари при температурата на изпомпване с 0,5 MPa. Налягането на парите на продукта при проектната температура се приема въз основа на максималната възможна температура по време на работа. Работното налягане при изчисляването на тръбопроводите се определя като сбор от максималното налягане, развивано от помпите, и налягането на наситените пари на продукта. Разстоянието между спирателните линейни кранове трябва да бъде не повече от 10 km. В двата края на всеки участък от тръбопровода са монтирани специални разклонения между спирателните кранове. Диаметрите на клоните се определят от условието за изпразване на секцията за 1,5-2,0 часа. Тръбопроводите с диаметър 150 mm или повече са оборудвани с устройства за приемане и пускане на очистващи устройства на разстояние не повече от 50 km един от друг. Като част от помпената станция за приемане на продукта при задействане на предпазните клапани, както и за създаване на антикавитационно налягане на входа на помпите е необходимо да се осигурят резервоари с общ капацитет, равен на 0,03-0,06 от дневния дебит на МТ. Капацитетът на резервоарите за съхранение трябвада бъде 10% от почасовата производителност на ПС. В главната помпена станция, в допълнение към бустерните резервоари, са предвидени резервоари за приемане на нефтопродукти в случай на авария на тръбопровода, ако предприятието доставчик не разполага с тях. Общият капацитет на резервоарите на главната помпена станция и на доставчика трябва да бъде равен на тридневния капацитет на МТ. Задържащите резервоари са разположени по такъв начин, че условието да е изпълнено
където H е излишъкът на долната генераторна на резервоара над оста на смукателния тръбопровод на помпата; hд - допустимо противоналягане на помпата; htr - загуба на налягане поради триене в тръбопровода от резервоара до помпата.
Преди да зададете въпрос, моля, прочетете: ЧЗВ