Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 [ 33 ] 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66

трубопроводного транспорта нефтепродуктов в этот период не превышала 11 % общего количества перевозок нефтепродуктов всеми видами транспорта.

Необходимость перегрузки нефтепродуктов на другие виды транспорта с конечного пункта "стволового" нефтепродуктопровода для доставки их непосредственно на распределительные нефтебазы существенно увеличивает общую себестоимость снабжения потребителей и во многом сводит на нет преимущества трубопроводного транспорта. Поэтому начиная с 1980 г. ведется проектирование и сооружение так называемых разветвленных систем нефтепродуктопроводов. Каждая такая разветвленная трубопроводная система будет соединять НПЗ непосредственно с большим числом распределительных нефтебаз данного региона. Это позволит избежать в значительной степени перегрузок нефтепродуктов на другие виды транспорта, тем самым существенно повьюить экономичность их доставки потребителям, полнее использовать преимущества трубопроводного транспорта и повысить надежность снабжения нефтепродуктами.

Трубопроводйый транспорт нефтепродуктов удобнее еще и тем, что позволяет по одному и тому же нефтепродуктопроводу перекачивать последовательно разные светлые нефтепродукты, например бензин и дизельное топливо. При этом разные нефтепродукты транспортируются по одному и тому же трубопроводу в виде следующих друг за другом партий с раздельным приемом этих нефтепродуктов в разные резервуары на конечном пункте нефтепродуктопровода или на распределительной нефтебазе, подключенной к нему. Технология такой последовательной перекачки широко применяется уже более 40 лет на отечественных нефтепродуктопроводах. По некоторым магистральным нефтепродуктопроводам последовательно перекачивают по несколько сортов бензина и дизельного топлива.

Трубопроводы могут также успешно использоваться для доставки мазута от НПЗ до ближайших тепловых электростанций или других крупных потребителей на расстояния, как правило, не свыше 150- 200 км. Мазут - это высоковязкий нефтепродукт и легко перекачивается по трубопроводу лишь в подогретом состоянии, так как при повышении температуры его вязкость уменьшается. Однако необходимость подогрева мазута удорожает трубопроводный транспорт и требует применения специальных мер предосторожности на случай аварийной или плановой остановки перекачки (например, при замещении мазута маловязкими нефтепродуктами).

СПОСОБЫ ТРАНСПОРТИРОВКИ ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА

Основными способами внутриконтинентального транспорта природного газа являются трубопроводы (газопроводы), по которым этот газ в газообразном состоянии транспортируется после компри-

/ 2

15 16

18 23 25 25

1 k 7 8 W 12 Ы 17 20 21 22 Рис. 20. Схема магистрального газопровода

мированин (сжатия) компрессорами. Попутный (нефтяной) газ, отделяемый из нефти, поступает по трубопроводам на ГПЗ, где из него выделяют пропан и бутан и в виде их смеси в сжиженном виде в железнодорожных цистернах, баллонах, или автоцистернах направляется потребителям - в систему бытового или промышленного газоснабжения городов и поселков. Газовый конденсат, добываемый вместе с газом из газоконденсатных месторождений, отделяется от газа на установках подготовки газа непосредственно на месторождении и по трубопроводам (конденсатопроводам) или в цистернах доставляется потребителям - на нефтехимические предприятия. Из газового конденсата можно также получать моторные топлива (дизельное топливо и бензин).

С 50-х годов получил распространение способ морских перевозок сжиженного природного газа (метана) в специальных танкерах - ме-тановозах. Если метан (основная часть природного газа) при атмосферном давлении охладить до температуры -162° С, то он становится жидким.

Система газоснабжения от скважины до потребителя представляет собой единую технологическую цепочку (рис. 20). Вся продукция скважины 1 на газовом или газоконденсатном месторождении поступает через газосборный пункт 2 и газопромысловый коллектор 3 на установку подготовки газа 4. После подготовки газ закачивается ГКС 5 в магистральный газопровод 6 с запорной арматурой 7. Если давление на устье скважины больше, чем рабочее давление газопровода, то оно дросселируется (снижается) до нужной величины введением дополнительного гидравлического сопротивления.

Для поддержания давления газа на газопроводе с интервалом в 100-120 км устанавливаются компрессорные станции (КС) 8. Они в большинстве случаев оборудуются центробежными нагнетателями для компримирования газа с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей. В настоящее время 80 % мощности всех КС составляет газотурбинный привод нагнетателей, а 20 % - электропривод. Газовые турбины работают на перекачиваемом газе. Расход газа на топливо достигает 10-12 % объема его транспортировки. В зависимости от пропускной способности газопровода, степени сжатия и типа

нагнетателя применяют газотурбинные установки с единичной мощностью от 10 до 25 тыс. кВт. Мощность применяемых на КС электродвигателей не превыщает 12,5 тыс. кВт. Недостатком существующих электродвигателей переменного тока является невозможность изменять частоту вращения и требуется устанавливать специальные клапаны для регулирования давления и количества транспортируемого газа. В настоящее время ведутся разработки электродвигателей с регулируемой частотой вращения мощностью до 25 тыс. кВт.

На каждой КС устанавливают пылеуловители, так как газ в процессе движения по газопроводу засоряется механическими примесями.

Потребителями газа являются крупные тепловые электростанции, города и населенные пункты. Часть природного газа используется как технологическое сырье на нефтехимических комбинатах.

Перед подачей газа непосредственно потребителю (ТЭЦ, город, поселок) он поступает из магистрального газопровода по отводам 16 на газораспределительные станции (ГРС) 15, 26. На ГРС снижается давление газа до рабочего давления газораспределительной системы потребителей, он также подвергается одоризации - для придания ему специфического запаха, чтобы избежать отравления людей и взрывов при аварийных утечках газа.

При компримировании газа в центробежных нагнетателях на КС его температура в соответствии с законами термодинамики увеличивается на 50-60° С. По мере движения по газопроводу температура газа несколько снижается вследствие теплообмена с окружающим грунтом. При эксплуатации газопроводов диаметром более 1000 мм было замечено, что газ на участке между КС не успевает охладиться до нужных пределов из-за увеличения его количества в газопроводе, и его температура от перегона к перегону повыщается. Чрезмерный нагрев газа нежелателен, так как при повышении температуры его объем увеличивается и требуется расходовать больше мощности для привода нагнетателей. Поэтому на выходе всех КС газопроводов большего диаметра устанавливают аппараты для охлаждения транспортируемого газа атмосферным воздухом (аппараты воздушного охлаждения) . Горячий газ после КС проходит по системе трубок, омываемых воздухом, нагнетаемым вентиляторами. В зависимости от температуры окружающего воздуха число работающих одновременно вентиляторов меняется таким образом, чтобы обеспечить охлаждение газа до нужных пределов.

После ГРС газ поступает в городские газовые сети 28, которые непосредственно подают газ к месту потребления. Городские газовые сети транспортируют газ под высоким (1,2-0,3 МПа), средним (0,3-0,05 МПа) и низким (5-3 кПа) давлениями. Снижение и поддержание в необходимых пределах давления газа в распределительных сетях осуществляется на газорегулировочных пунктах (ГРП) 27.