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 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84

АС-4П, АЛ-4 и АЛ-4П диаметром 100-300 мм. М., 1968. 8 с. (Всесоюз. науч.-исслед. ин-т по стр-ву магистр, трубопроводов).

66. Тихомиров Е. Н. Монтаж, наладка и эксплуатация устройств электрохимической защиты. Изд. 2-е, перораб. и доп. Л., «Недра*, 1976. 123 с. (Б-ка эксплуатационника магистр, газопровода).

67. Указания по определению категорий участков, минимальных расстояний от населенных пунктов и сооружений для газопроводов диаметром 800, 1000, 1200 и 1400 мм, включая прокладываемые в северных районах и районах распространения вечномерзлых грунтов. М., 1968. 13 с. (Всесоюз. пауч.-исслед. ип-т по стр-ву магистр. трубопровЪдов).

68. Указания по применению анкерных устройств для закрепления трубопроводов. М., 1968. 23 с. (Всесоюз. пауч.-исслед. ип-т по стр-ву магистр, трубопроводов).

69. Указания по технологии и организации строительства электрозащиты магистральных трубопроводов. М., 1966. 68 с. (Всесоюз. пауч.-исслед. ип-т но стр-ву магистр, трубопроводов).

Ю.Чугунов М.А., ХомичА.А. Справочник работника газовой промышленности. Минск, «Наука и техника1965. 355 с.

Глава 6

КОМПРЕССОРНЫХ И

ПРОЕКТИРОВАНИЕ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ НАСОСНЫХ СТАНЦИИ

§ 6.1. Общие сведения по КС

КС предназначены для сжатии транспортируемого газа до давления, обеспечивающего его подачу от месторождения, магистрального газопровода или других источников до ГРС потребителей. Основными параметрами КС являются: количествосжимаемого газа, давление па входе и выходе станции и темпвратура]газа втех же точках. КС делятся па две группы: головные, обычно размещаемые в непосредственной близости от месторонадения, и промежуточные, располагаемые па трассе газопровода. На головных КС газ не только сжимается, по и подготавливается для транспорта, что регламентировано ОСТ 51.40-74, нредусматриваюпщм требования к качеству газа, подаваемого с месторождения или из подземного хранилища в магистральные газопроводы (табл. 6.1). Для обеспечения требуемой кондиции на головной КС предусматриваются сепарация, осушка, очистка, охлаждение, одоризация газа и замер его количества. На промежуточных КС обязательным технологическим процессом является очистка газа от механической взвеси (капельной жидкости и грязи), так как па участке газопровода между станциями пе исключено образование жидкости, а также окислов железа и пр.

ТАБЛИЦА G.1

Характеристика природных газов, подаваемых в магистральные

газопроводы

Прииечаиия, I. ПГУ - природный газ тиеренной в жаркой клниатичеснжх «ов, ПГХ - природный газ холодной климатической аоны; зимний период о 1 октября по 30 апреля, летний - о 1 мая по 30 сентября. 2. Климатические зоны по ГОСТ 16350-70.

КС, кроме того, различают по типу применяемых па пих ГПА:

- станции, оборудованные порпшевыми компрессорами с газомоторным приводе»! (газомотокомпрессорами);

- станции, оборудованные поршневыми компрессорами с приводом от газовых двигателей;

- станции, оборудованные центробежными нагнетателями с газотурбинным приводом;

- станции, оборудованные центробежными нагнетателями с приводом от электродвигателей.

КС располагают за пределами застройки городов, населенных пунктов и промышленных предприятий с соблюдением нормативных разрывов от границы КС до зданий и сооружений. Расстояние между КС и теоретическое положение КС определяют гидравлическим расчетом. Конкретное размещение в натуре осун;ествляют с учето.м результатов инженерных изысканий и наличия необходимых источников инженерного обеспечения (строительные материалы, источники водоснабжения и пр.).

Бесперебойная работа КС обеспечивается согласованным функционированием всего комплекса сооружений. По степени значи-мости все объекты площадки КС можпо разбить на две группы: основной технологии и под-собно-вспомогательпого назначения. К первой группе относятся:

- узел ористки газа от механических примесей и жидкости;

- узел комнримпрования газа - компрессорный цех;

- узел охлаждения газа (при необходимости). Ко второй группе относятся:

- узел редуцирования давления пускового, топливного газа и газа собственных нужд;

- трансформаторная подстанция при внепшем источнике электроснабжения или электростанции собственных нужд;

- котельная илп утилизационная установка тепла отходящих газов газовых турбин;

- склад горюче-смазочных материалов (ГСМ);

- ремонтно-экснлуатационный блок (РЭБ);

- служба связи;

- служебно-эксплуатационный блок (СЭБ);

- объекты водоснабжения (насосные, артскважины и пр.);

- очистные сооружеппи канализации.

При выборе проектных решений объектов КС следует учитывать: назначение рассматриваемого объекта; климатологические давные места сооружения; необходимость максимального применения блочных и блочпо-комплектных объектов КС; предполагаемую транспортную схему доставки оборудования и строительных материалов на площадку строительства.

Основным оборудованием яа КС считаются ГПА, которые могут быть норишевого или центробежного типа. Приводом поршневых компрессоров бывают газовые двигатели в виде отдельных агрегатов или двигатели в одном блоке с поршневым компрессором (газомотокомпрессоры). Пентробежпые машины для перекачки газа - так называемые нагнетатели - хгогут иметь привод от электродвигателя или от ГТУ. Максимальная потребляемая мощность (в настоящее время) поршневых компрессоров 5,5, центробежных нагнетателей с приводом от электродвигателя - 10 и центробежных нагнетателей с приводом от газовых турбин - 25 Мвт. Большинство КС Советского Союза оборудуются ГПА, состоящими пз центробежных нагнетателей с приводом от ГТУ.

§ 6.2. Трубы, фасонные части и соединения,

применяемые на КС

Площадки КС насыщены большим количеством подземных п надземных технологических коммуникаций (газовых, водяных, масляных и др.), имеющих различные параметры. Для прокладки этих коммуникащп! применяют стальные трубы. Для водопровода, систем отопления, маслопроводов, нефте-

нродуктопроводов и газопроводов низкого давления применяют трубы по ГОСТ 3262-75, изготовленные из хорошо сваривающейся стали марок СтО - Стб (ГОСТ 380-71*). Марку стали и способ производства труб устанавливает завод-изготовитель.

Для газопроводов КС (ншейфы, обвязка гитары) при Dy = 57 -f- 530 мм можно npn-viCHHTb стальные бесшовные горячекатаные трубы (ГОСТ 8732-70*) и бесшовные холоднотянутые и холоднокатаные (ГОСТ 8734-75) из стали марок 10 и 20 но ГОСТ 1050-74 нри давлении до 180 ктс/см. Трубы диаметром Dy = 530 -f- 1220 мм поставляют по техническим условиям ТУ 14 3 109-73 из сталей марок 14Г2САФ, 14Г1С, 14ХГС, 17ГС, 10Г2С1 Челябинским трубопрокатным, Харцызским и Новомосковским трубными заводами, Ждановским металлургическим заводом им. Ильича. Применение сварных спиральношовных труб на территории КС и на участках, примыкающих к ним, а также в узлах подключения газопроводов КС не разрешается.

В связи с большим разнообразием климатических условий при строительстве трубопроводов и их эксплуатации трубы условно делят на две группы. К первой относят трубы в обычном исполнении (для средних и южных районов страны): температура эксплуатации 0° С и выше; температура строительства --40° С и выше. Ко второй группе относят трубы, предназначенные для эксплуатации при отрицательных температурах (северные районы); температура эксплуатации понижается до -20 и -40° С, температура строительства - до -60° С. Марку стали труб выбирают по руководящим материалам по применению стальных труб в газовой промышленности (ВСН-1-7-73 ВНИИСТ). Температуру строительства определяют в соответствии со СНиП II-А.6-62 или СН 353-66.

Расчет обвязочных трубопроводов КС на прочность ведут по методике предельных состояний; расчетные формулы, нормативные характеристики стальных обвязочных трубопроводов, расчетные сопротивления и прочий нормативный материал по расчету приведен в «Инструкции по расчету обвя-зочвых трубопроводов» ВНИИСТ.

Для выполнения проектной конфигурации технологических трубопроводов в натуре применяют фасонные части - отводы, тройники, переходы или днища, соединяемые с трубопроводом сваркой и дающие возможность осуществить поворот оси трубопровода, сделать ответвление, изменить диаметр или сделать тупик. ГОСТ 17374-72 определяет тип и основные параметры бесшовных приварных деталей трубопроводов из углеродистой стали на Ру от 1 до 100 кгс/см2. роСТ 17375-72 - ГОСТ 17379-72 регламентируют соответственно конструкцию и размеры бесшовных приварных деталей (из углеродистой стали) трубопровода: крутоизогнутых отводов с углами 45, 60 и 90 , тройников проходвых и переходных, седловин врезных и накладных, переходов концентрических и эксцентрических заглушек.

На фасонные части больших диаметров (от Dy = 400 до 1600 мм) разработаны ведомственные нормали (ПГ 2000-71 - НГ 2012-71 на отводы, тройники, переходы, днища па ру от 25 до 75 кгс/см). Материал для изготовления деталей трубопроводов принимают по СНиП II-45-75, раздел 13.

Фланцевые соединения при монтан;е КС употребляют при присоединениях трубопроводов к емкостям, насосам, различным аппаратам, фланцевой арматуре и т. д. Обычно применяют плоские приварные фланцы по ГОСТ 1255-67* на условное давление 6, 10, 16 и 25 кгс/см и фланцы стальные нриварвые встык с выступом или впадиной для арматуры и соединительных частей на давление от 1 до 200 кгс/см и температуру не более 450° С. Применяют также фланцы литые стальные с выступом или впадиной на давление ру от 16 до 200 кгс/см2 (ГОСТ 12822-67*), литые из ковкого чугуна с соединительным выступом па давление ру от 16 до 40 кгс/см (ГОСТ 12817-67*), литые стальные с соединительным выступом па давление ру 16, 25 п от 40 до 200 КГС/СМ2 (ГОСТ 12821-67*).

В качестве прокладочного материала для низких давлений применяют прокладочный картон по ГОСТ 9347-74 двух марок: А - пропитанный, толщиной от 0,3 до 1,5 мм, Б - пепропитапный, от 0,3 до 2,5 мм. Для средних п высоких давлений для уплотнения плоских разъемов неподвижных

соединений типа «гладкие» (с давлением среды не более 40 кгс/см"), «шип - паз», «выступ - впадина», сосудов и аппаратов, насосов, арматуры, трубопроводов, компрессоров, двигателей внутреннего сгорания и других агрегатов применяют паронит (ГОСТ 481-71).

§ 6.3. Арматура

Классификация. В зависимости от назпачепия трубопроводную арматуру подразделяют яа четыре класса: I - запорная, II - регулирующая, III - предохранительная и запщтная, IV - контрольная. В проектной документации, при монтаже и эксплуатации КС устанавливают трубопроводную арматуру, марка и тин которой указаны условным обозначением. Последнее определяет ее тип, материал корпуса, конструктивную особенность типа, материал уплотнительпых поверхностей затвора.

Рабочее давление зависит от температуры среды и регламентируется ГОСТ 356-68. Арматура, предназначенная для использования при рабочем дапленпи, превышающем 1 кгс/см, должна испытываться на герметичность давлением, равным 1,25Рр. Арматура и соедипительные части трубопроводов для рабочего давления ниже 1 кгс/см должны испытываться на прочность и плотность пробным давлением, превышающим на 1 кгс/см рабочее. Вся газовая арматура должна испытываться в соответствии с техническими условиями на изготовление на герметичность воздухом под следующим давле-нпем:

Краны на рр fiA кгс/см 0,5 кгс/см

Краны на рр S&10,4 кгс/см» 1,25 рр

Краны стальные на ру г; 64 кгс/см* р

Задвижки чугунные п стальные на рр 12 кгс/см» 1,25 рр Задвижки стальные на рр 64 кгс/см» Ру

Вентили запорные из серого и ковкого чугуна ру

Вентили литые и кованные иа углеродистой и легиро- рр ванной стали

Краны. Запорное устройство, в котором наземная часть затвора имеет форму тела вращения с отверстием для пропуска потока и при перекрытии потока вращается вокруг своей оси, перпендикулярной к оси трубопровода, называют краном. Форма затвора бывает коническая, цилиндрическая и шаровая. По способу присоединения различают крапы фланцевые, муфтовые, цапковые и с концами под приварку. Затворы могут иметь отверстия, равные внутреннему диаметру присоединяемой трубы или меньшие. В первом сл5чае кран называют поляопроходпым. Основные параметры для пробковых и шаровых кранов установлены ГОСТ 9702-67; ГОСТ 14187-69* определены строительные длины пробковых кранов.

Задвижки. Подразделяются по коиструкции шпинделя па два вида; с выдвижным и с невыдвижным шпинделем. У первых гайка (резьбовая втулка) находится вне корпуса и перемещение шпинделя осуществляется вращением гайки. В задвижках с невыдвияшым шпинделем гайка, перемещающая затвор, находится в корпусе и остается неподвижной. Привод задвижек в зависимости от необходимого для открытия их усилия и условий эксплуатации может быть ручной, пневматический, гидравлический или электрический. На коммуникациях КС устанавливают все указанные типы.

Вентили. На трубопроводах КС (воздушных, водяных, масляных) в основном используют вентили общего назначения для рабочего давления до рр =. 25 кгс/см» и температуры до 300 "С для жидких и парообразных сред, требующих применения латуни. Соединительные концы - муфтовые (ГОСТ 6527-68*) или фланцевые (ГОСТ 1235-67 или ГОСТ 12817-67*). Область применения, основные технические характеристики и массу следует брать из «Каталога-справочника промышленной трубопроводной арматуры».

Обратные и предохранительные клапаны. Для предотвращения движения транспортируемой по трубопроводу среды в направлении, обратном заданному, применяют обратные клапаны. По конструкции их делят яа подъемные п поворотные. На КС применяют обратные подъемные и поворотные клапаны.

Клапаны предохранительные предназначены для автоматического сброса среды при повышении давления сверх установленного. Они бывают трех типов: пружинные, гидравлические и рычажно-грузовыо. На КС нашли применение гидравлические и пружинные. В соответствии с правилами Госгортехнадзора СССР размеры и пропускная способность предохранительных клапанов должпы быть выбраны по расчету так, чтобы в сосуде пе могло создаться давление, превышающее рабочее более чем на 0,5 кгс/см» (для сосудов с давлением до 3 кгс/с»1» включительно), па 15% (для сосудов с давлением от 3 до 60 кгс/см») или на 10% (для сосудов с давлением свыше 60 кгс/см»). Пропускная способность предохранительных клапанов, кг/ч,

G = 220Fp/M/r,

(6.1)

где 220 - постоянный коэффициент; F - сечепие клапана, см», определяемое для полноподъе»шых клапанов при Л 0,25 по зависимости F = 0,785rf , а для неполноподъемных при h 0,05 - по зависимости F = 2,22dh; d - внутренний диаметр седла, см; h - высота подъема клапана, см (для полно-подъемного клапана рекомендуется Л 0,41)-, р - абсолютное давление, кгс/см»; Т - абсолютная температура газа; М - молекулярная масса газа (для метапа М = 15).

§ 6.4. КС с поршневыми ГПА

Определение подачи компрессора и мощности двигателя газомотоком-прессора. При проектиропаиии КС с порпшовыми компрессорами в первую очередь определяют тип и количество агрегатов, необходимых для транспорта заданною объема газа. При

выборе типа машин предпочте- \ , J

ние отдается агрегату, количество которых на станции будет находиться в пределах 6- 10, что обеспечивает необходимую гибкость при переменных режимах работы станции и не влечет за собой усложнения цеха. Для уяспепия физических явлений, происходя-пщх в цилиндре компрессора и определяющих процесс сжатия (нагнетания), а также затрачиваемую на это работу, пеобходимо рассмотреть индикаторную диаграмму цилиндра компрессора (рис. 6.1). 1-2 - линия всасывания. Всасывание газа начинается после открытия

всасывающего клапана (точка 1). Газ из всасывающего коллектора поступает в цилиндр компрессора. Давление газа pi в цилиндре при всасывании ниже давлепия р» во всасывающем коллекторе. Проходя через входную запорную задвижку, всасывающие каналы и клапаны, газ, преодолевая сопротивление, теряет давление. 2-3 - линия сжатия. При обратном ходе поршня на участке Vx - 12 происходит выравнивание давлепия до ре и закрытие всасывающего клапана. После этого газ в цилиндре сжимается и давление его повышается до максимального (точка 5). 3-4 - линия нагнетания. В точке 3 открывается нагнетательный клапан, и сжатый до давления pj газ выталкивается в нагнетательный коллектор. Сопротивление, создаваемое силами

Рае. 6.1. Индикаторная диаграмма цилиндра компрессора.