Нефтегазовая промышленность и топливно-энергетический комплекс



жүктеу 3.85 Mb.
бет19/22
Дата29.08.2018
өлшемі3.85 Mb.
түріУчебно-методический комплекс
1   ...   14   15   16   17   18   19   20   21   22

Для каждого насоса взаимосвязь подачи Q и напора H при номинальной частоте вращения выражается графически. Эта зависимость так и называется Q–H характеристикой центробежного насоса (рис. 12) и строится она в координатах: напор – по оси ординат и подача – по оси абсцисс. Обычно на эту же характеристику наносят зависимости изменения мощности N от подачи Q (характеристику Q–N) и коэффициента полезного действия (к.п.д.) насоса η от подачи (Q-η). Определить теоретически характеристики насоса с достаточной точностью в настоящее время не представляется возможным. Все характеристики строятся на основании данных, полученных при испытаниях модели насоса на воде при постоянной частоте вращения. Изображенные на рис. 12 зависимости носят общий характер для всех центробежных насосов. Их анализ позволяет сделать следующие выводы, которые очень важны в практической работе:

- подача насоса зависит от его дифференциального напора;

- центробежный насос создает максимальный дифференциальный напор при нулевой подаче при работе на закрытые задвижки; после открытия задвижки при увеличении подачи через насос дифференциальный напор насоса уменьшается;

- мощность, потребляемая насосом, возрастает с увеличением подачи; при нулевой подаче мощность, потребляемая насосом, существенно отличается от нуля;

- наибольший к.п.д. насоса находится в зоне, соответствующей некоторому диапазону значений Q (при отклонении от этой зоны в любую сторону к.п.д. насоса снижается).


Р
ис. 12. Характеристика центробежного насоса для перекачки нефти.
Отсюда следует, что при изменении частоты вращения электродвигателя при одной и той же подаче изменяется напор, развиваемый насосом. Поэтому можно влиять на давление путем регулирования частоты вращения электродвигателя.

Полученные на заводе зависимости Q–H верны для определенного размера рабочего колеса насоса. Конструкция колеса насоса допускает его обтачивание в некоторых пределах без существенного ухудшения к.п.д. насоса. При этом характеристика Q-H насоса естественно снижается по оси ординат.

Для привода насоса обычно используются электродвигатели синхронные и асинхронные. Синхронные двигатели дороже асинхронных электродвигателей аналогичной мощности, однако, имеют лучшие эксплуатационные характеристики. Коэффициенты полезного действия синхронных двигателей выше, чем асинхронных, т.к. они более устойчивы к посадкам напряжения. При использовании синхронных электродвигателей не требуется установка статистических конденсаторов, что упрощает схему энергоснабжения. К обмоткам электродвигателя подводится ток высокого напряжения 6000 или 10000В. Чтобы избежать установки промежуточных муфт, насос и приводящий в движение электродвигатель конструируют с одинаковой частотой вращения

Поскольку размеры насоса зависят от частоты вращения и уменьшаются с ее увеличением, для привода насоса применяют мощные электродвигатели с частотой вращения 3000 оборотов в минуту.

При пуске насосного агрегата в обмотках электродвигателя протекают большие пусковые токи, в несколько раз превышающие токи при нормальной работе. От тепловых выделений, вызываемых этими токами, обмотка электродвигателя сильно разогревается. Для того чтобы разогрев обмоток не привел к разрушению их изоляции от высокой температуры, для электродвигателей имеются ограничения по числу пусков из холодного состояния (не работавший двигатель) или из горячего состояния (работавший двигатель) за определенный промежуток времени.

На перекачивающей насосной станции обычно устанавливаются четыре насосных агрегата: три из них являются рабочими, а один - резервным. Резервный агрегат может быть включен в работу при неисправности любого из рабочих агрегатов. Магистральные насосные агрегаты соединяются, как правило, последовательно (рис.13).




Р
ис. 13. Схемы соединения насосных агрегатов:

а – последовательная; б – параллельная;1 – электродвигатель; 2 – насос; 3 – задвижка;4 – обратный клапан.


Жидкость с выхода первого по потоку насоса поступает на прием второго насоса и т.д. При этом одинаковый поток жидкости проходит через все насосы, т.е. они работают с одной подачей. Каждый насос увеличивает энергию потока (давление в нем), как бы добавляет к энергии поступающей в насос жидкости добавочную порцию. Можно построить кривую Q–H для насосной при последовательном соединении насосов. Для этого надо взять кривую Q-H одного насоса и для каждой точки значения Q на оси абсцисс отложить по оси ординат взятую с кривой Q–H насоса величину H столько раз, сколько работает насосов (рис. 14).

Р
ис.14. Суммарные характеристики для одного (кривая 1) и для двух насосов (кривая 2): а – последовательное соединение; б - параллельное соединение.


Поскольку при последовательной работе все насосы работают при одной подаче, развиваемое ими давление равномерно распределяется между всеми насосами (если насосы имеют одинаковые характеристики Q–H). Поэтому при изменении давления насосной станции перераспределение напоров происходит равномерно между всеми насосами с одинаковой обрезкой колес.

Для работы центробежных насосов, как уже отмечалось, необходимо определенное давление на приеме насоса для предотвращения возникновения зон пониженного давления при больших скоростях движения жидкости в корпусе насоса. Значение необходимого давления на приеме (кавитационного запаса) также зависит от размеров и конструкции насоса и достигает для нефтяных насосов при большой подаче до 90 м столба жидкости. Для создания такого давления применяют специальные подпорные насосы. В отличие от насосов, применяемых в магистральных насосных, подпорные насосы более тихоходные и имеют небольшой кавитационный запас. Подпорные насосы, как правило, запускаются на открытые задвижки.

Для обеспечения необходимого кавитационного запаса для подпорных насосов их необходимо устанавливать ниже минимального уровня нефти в резервуарах. При этом требуется значительное заглубление здания подпорной насосной. Чтобы сократить объем строительных работ, вместо центробежных насосов с горизонтальной осью применяют вертикальные насосы. Каждый из этих насосов устанавливается в специальном заглубленном стакане. Конструкция вертикальных насосов допускает их установку на открытом воздухе без сооружения специального помещения.

Вертикальные насосы можно устанавливать в непосредственной близости к резервуарному парку, при этом сокращается длина соединительных магистралей, а следовательно и потери на трение во всасывающих трубопроводах.

Трубопровод между насосными станциями обычно прокладывается под землей. Подземная прокладка получила наибольшее распространение при строительстве трубопроводов больших диаметров. При этом способе создаются наилучшие условия для устойчивой работы трубопровода, обеспечивается высокая эксплуатационная надежность, не создается препятствий для транспорта, помех для сельскохозяйственных работ и животного мира. При подземной прокладке верхняя образующая трубопровода располагается ниже поверхности грунта на высоту засыпки, составляющую около 1 м.

В зависимости от участка прокладки трубопровод подразделяется на категории B (высшая категория), I–IV. Категории различаются выбором условий для расчета трубопровода, правилами контроля соединений и гидравлическими испытаниями. Участки категорий B и I подвергаются гидравлическим испытаниям под давлением, значение которого зависит от рабочего давления. На трассе трубопровода через определенные расстояния устанавливают задвижки, делящие участок на секции. Эти задвижки используются для снижения потерь нефти при аварии в трубопроводе или при гидравлических испытаниях отдельных участков. Для управления этими задвижками вдоль трубопровода прокладывается линия электропередачи.

Диаметр трубопровода и расстояние между насосными станциями зависят от принятой пропускной способности трубопровода. Пропускная способность трубопровода определяется с учетом возможных объемов поступления нефти из мест добычи и объемов переработки нефти на нефтеперерабатывающих заводах, или объемов отгрузки на конечных пунктах. Для различных значений подачи по трубопроводу рассчитаны оптимальные параметры трубопроводов, при которых его использование будет экономичным для народного хозяйства. Эти расчеты выполнены с учетом определенных труб и характеристик оборудования и, естественно, могут корректироваться по мере развития промышленного производства и повышения качества оборудования.

В процессе эксплуатации нефтепровода внутренний диаметр его несколько изменяется. Дело в том, что находящийся в нефти парафин в процессе перекачки выделяется из нефти и осаждается на стенках трубопровода. Интенсивность выделения парафина зависят от процента его содержания в нефти, температуры перекачиваемой нефти и скорости перекачки. Скорость нарастания парафина на стенках может составлять до 1 мм/сут, в среднем - 0,2 мм/сут. Отложения парафина приводят к уменьшению пропускной способности трубопровода. Для сохранения внутреннего диаметра приходиться периодически чистить трубопровод, применяя скребки и шаровые разделители. Для движения скребка или разделителя в потоке требуется дополнительная энергия, вследствие чего на этом участке снижается пропускная способность трубопровода в период пропуска очистного устройства. Поскольку шар или скребок движется вместе с потоком, его скорость равна скорости потока. Зная длину участка и скорость движения потока, можно своевременно определить место нахождения очистного устройства и время его прихода на станцию.

Таблица 36

Оптимальные параметры нефтепроводов



Пропускная способность, млн.т/год

Диаметр трубо-провода, мм

Скорость нефти, м/с

90

1220

2,8

55÷70

1020

2,6

25÷35

820

2,0

14÷18

720

1,6

6÷8

530

1,2

При движении по трубопроводу поток теряет свою энергию на преодоление сопротивления при трении у стенок трубопровода. Эти потери переходят в тепло, разогревающее стенки трубопровода и перекачиваемую нефть. Как правило, это тепло отводится через стенки трубопровода в окружающую почву. Однако при малой теплопроводности почвы может происходить разогрев жидкости в трубопроводе. Дополнительное повышение температуры нефти на (1÷2)0С происходит также на каждой промежуточной насосной за счет трения о колеса насосов. Поскольку напряжения в трубопроводе рассчитаны для определенной температуры жидкости, повышенный нагрев может привести к опасным последствиям. Поэтому температура нефти в трубопроводе не должна превышать 400С.

Наиболее простая схема работы магистрального нефтепровода может быть представлена в следующем виде. Хранящаяся в резервуарах нефть забирается подпорными насосами, которые подают ее на прием магистральных насосов. Магистральные насосы создают определенное давление жидкости в трубопроводе, которое снижается при перемещении жидкости в трубопроводе. В конце трубопровода имеется резервуарная емкость, куда поступает нефть из трубопровода. При работе этой схемы должны соблюдаться следующие условия:



  • размещение резервуаров относительно подпорных насосов должно обеспечивать необходимый запас по давлению для работы подпорных насосов;

  • давление, создаваемое подпорными насосами, выше кавитационного запаса магистральных насосов;

  • подачи подпорных и магистральных насосов должны быть близки;

  • давление, создаваемое магистральными насосами, должно быть достаточным для преодоления сопротивления в трубопроводе.

Поскольку в рассматриваемой технологической схеме весь создаваемый насосами напор тратится на потери в трубопроводе, рабочая точка насосов определится на пересечении характеристик Q–H насосной станции и трубопровода.

При работе по схеме «через емкость» происходят значительные потери легких фракций нефти при «больших дыханиях», т.е. выпуске воздуха при заполнении резервуара. Эта схема широко применялась в первые годы строительства нефтепроводов. По этой схеме на площадке каждой насосной станции создаётся резервуарный парк, в который поступает нефть от предыдущей насосной.

При большой протяженности трубопровода общее давление, необходимое для пропуска жидкости по всей длине, может оказаться очень высоким. Чтобы выдержать такое давление, необходимо проложить трубопровод со значительной толщиной стенок. Для снижения расхода металла укладывают трубы с определенной толщиной стенки, и насосные станции создают давление, не превышающее допустимое для этой толщины стенки. Этого давления оказывается достаточным для перемещения жидкости на некоторое расстояние, где она поступает в резервуары, и строят новую насосную станцию, вновь поднимающую давление до допустимого предела и т.д., пока жидкость не дойдет до конца трубопровода.

При работе по этой схеме давление и пропускная способность каждого участка трубопровода зависят только от характеристик насосов, трубопровода и перекачиваемой жидкости. Каждый участок по гидравлическим параметрам не связан один с другим. Неравномерность пропускной способности отдельных участков трубопровода компенсируется за счет нефти, накапливаемой в резервуарах.





Рис. 15. Схемы работы участка магистрального нефтепровода:

а – «через емкость»; б – «из насоса - в насос»; в – «с подключенной емкостью»; 1 – резервуарный парк; 2 – подпорные насосы; 3 – магистральная насосная.
Эта схема является очень простой для эксплуатации. Однако имеет целый ряд недостатков. Во-первых, на каждой насосной станции приходиться строить резервуарный парк и подпорную насосную. Если учесть, что для этих объектов требуется предусматривать также средства пожаротушения, канализационные сооружения для сброса воды и т.п., ясно, что эти сооружения обходятся очень дорого. Во-вторых, при выходе из строя одной станции практически прекращается перекачка по всему трубопроводу, так как запасы нефти в резервуарах незначительны по сравнению с пропускной способностью трубопровода. В-третьих, на каждой насосной станции нефть наполняет резервуары, а затем ее откачивают. В результате большого числа операций по приему и откачке нефти теряется при «больших дыханиях» резервуаров.




Поэтому в настоящее время повсеместное распространение получила схема перекачки «из насоса в насос». По этой схеме весь трубопровод разбивается на несколько участков длиной по (400÷600) км. В начале каждого участка строится станция с емкостью, на которой имеется резервуарный парк, подпорная насосная и магистральная насосная. Через определенные расстояния на трубопроводе строятся промежуточные насосные (от трех до десяти). Нефть на станции с емкостью подается в трубопровод из резервуаров с помощью подпорной и основных насосных. Эта нефть под давлением непосредственно из трубопровода подается на прием насосных агрегатов следующей промежуточной насосной. Расстояние от станции с емкостью до промежуточной насосной определяется с таким расчетом, чтобы давление нефти, поступающей на промежуточную насосную, было выше кавитационного запаса магистральных насосных агрегатов. К этому давлению добавляется напор, создаваемый данной промежуточной насосной, и нефть по трубопроводу движется к следующей промежуточной насосной, где также поступает прямо на прием насосных агрегатов. Здесь снова поднимается давление нефти в трубопроводе, и т.д. В конце участка нефть направляется в емкость. При работе по этой схеме все насосные участки оказываются связанными единым потоком жидкости. При этом запасы энергии, сохранившиеся на участке между двумя промежуточными станциями, передаются на следующий участок и должны учитываться при рассмотрении характеристик насосной станции и трубопровода на этом участке. Поэтому условия работы каждой станции оказывают влияние на работу других станций и все станции объединяются общим режимом работы.

Рис. 16. Совмещенные характеристики при несовпадении рабочих точек:

а – дросселирование; б – перепуск.
При построении совмещенных характеристик (рис.16) промежуточной насосной станции, работающей по схеме « из насоса - в насос» нулевую точку ординаты характеристики Q-H насосов помещают в точку оси ординат, соответствующую давлению, поступающему на эту станцию.

Также начало кривой Q–H трубопровода следует поместить в точку оси ординат, которая характеризует давление в трубопроводе в конце участка.

Необходимо отметить, что не всегда возможна работа насосной станции и трубопровода в точке, получившейся на пересечении характеристик насосов и трубопровода. Дело в том, что любой трубопровод рассчитан на определенное рабочее давление, превышать которое нельзя во избежание его разрыва. Поэтому если рабочая точка насосов окажется выше допустимого рабочего давления, необходимо осуществить ограничение давления, поступающего в трубу.

Например, если пересечение характеристик находится в точке А, а рабочее давление в трубопроводе равно Р, то максимальная пропускная способность трубопровода будет равна Q. В этом случае давление, создаваемое насосной станцией, также должно быть равно Р при подаче Q, а величины Р подлежат дросселированию.

Если при работе нефтепровода по схеме из «насоса в насос» одна из промежуточных станций выйдет из строя, это не приведет к остановке нефтепровода. В этом случае участок нефтепровода для станции, расположенной перед остановившейся, увеличится вдвое, и будет равен расстоянию до следующей работающей станции. Ясно, что в этом случае сопротивление нового участка станет больше и для сокращения потерь придется работать с меньшей подачей. Конечно, изменение подачи должно произойти на всех работающих станциях нефтепровода в пределах от емкости к емкости. Такой режим работы называется «работой через станцию». Бывают, особенно в первые периоды эксплуатации нефтепровода, режимы работы через две или еще большее число станций.

Наряду со схемами «через емкость» и «из насоса в насос» существует промежуточная схема «с подключенной емкостью». По этой схеме конец участка трубопровода подключается непосредственно к приему подпорной насосной и к той же точке подключается резервуар. Вследствие подключения резервуара в этой точке поддерживается давление, близкое к постоянному. Давление в этой точке изменяется в пределах возможных колебаний уровня в резервуаре. Использование резервуара компенсирует неравномерность подачи на смежных участках нефтепровода. При большей подаче на предыдущем участке - резервуар заполняется, при большей подаче на последующем участке - резервуар сливается. Преимуществом этой схемы по сравнению со схемой «из насоса в насос» является возможность полного использования дифференциального напора, имеющегося в начале участка. Недостаток этой схемы – необходимость строительства резервуаров и подпорной насосной. По сравнению со схемой «через емкость» преимуществом этой схемы является возможность заглубления и строительства резервуаров небольшой вместимости и сокращение потерь нефти в резервуарах.

В настоящее время острой проблемой нефтегазодобывающей отрасли стали аварии промысловых трубопроводов. Одна из основных причин аварий – коррозия.

Нефтяники считают свои трубопроводы чем-то вроде мин замедленного действия, которые могут “взорваться” в любой момент. Предприятие, допустившее разлив нефти, тратит средства на ремонт трубопровода и ликвидацию последствий аварии, а также платит штрафы за нарушение экологии. Поэтому необходимо не допускать порывов трубопроводов. Добиться повышения надёжности и снижения аварийности промысловых систем можно только за счёт применения комплексных мер, которые включают в себя: использование труб с антикоррозионным покрытием; повышение качества строительства и ремонта трубопроводов; организацию диагностического контроля и др.

Применение внутритрубной диагностики позволяет обнаружить дефекты различного происхождения, определить их характер и размеры, а значит классифицировать их по степени опасности и устанавливать очерёдность ремонта, также сократить общие объёмы работ и аварийные ситуации.

Но всё же в основном решением данной задачи является применение труб с антикоррозионным покрытием. До настоящего времени изоляцию промысловых трубопроводов проводили в трассовых условиях с применением битумных мастик или липких полимерных лент. Но, несмотря на достаточно высокую степень механизации изоляционных работ, данный способ не обеспечивает качественного нанесения на трубы защитных покрытий из-за влияния погодных условий, отсутствия средств и методов послеоперационного технологического контроля, недостаточно высоких механических свойств битумных мастик и плёночных полимерных лент.

Одно из основных направлений в развитии и повышении эффективности противокоррозионной защиты трубопроводов – разработка и внедрение различных технологий заводской изоляции труб как с наружным, так и с внутренним покрытием. Использование данных технологий позволяет ускорить темпы прокладки трубопроводов, уменьшить трудозатраты, повысить надёжность и долговечность их противокоррозионной защиты.
4.3. Хранение нефти
Геологические запасы нефти распределены неравномерно по стра­нам и отдельным регионам. По данным Организации стран-экспортеров нефти (ОПЕК), обеспеченность собственными геологическими запасами при существующем уровне добычи и суммарном потреблении составит, например, для США и Великобритании 8 и 15 лет, соответственно. Ку­вейт и Саудовская Аравия обеспечены на многие сотни лет. Для обес­печения стабильного развития экономики нефтепотребляющие страны вынуждены разрабатывать мероприятия по экономии собственных нефтя­ных ресурсов, импортировать нефть и создавать запасы. Проблема соз­дания запасов чрезвычайно актуальна для обеспечения бесперебойной работы технологической цепочки: добыча нефти – переработка -потребление нефтепродуктов. Установлено, что в среднем на 1 тонну добываемой нефти необходимо около 0,5 м3 резервуарной емкости.

Первыми стали хранить нефтяные продукты "цивилизованным" спо­собом американцы и англичане, используя для этого металлические контейнеры в виде прямоугольных ящиков. Конструкцию цилиндрического резервуара предложил В.Г. Шухов, которая оказалась много эко­номичнее заморских, служит уже столетие и будет служить еще. А все потому, что конструкция математически обоснована на оптимальности металлозатрат и не требует специального фундамента. Фир­ма "Бари" изготовила в России около 30 тыс. "шуховских" резервуаров, сэкономив почти 1 млн. т. стали. Резервуары собирались прямо на строи­тельной площадке из отдельных стальных листов. Только в 60-е годы, отечественным изобретателям пришла идея рулонного изготовле­ния резервуаров. Полотнище - будущая стенка цилиндра - наматывает­ся на узкий барабан (сворачивается в рулон), в таком виде рулон, весь­ма транспортабелен. На подготовленной площадке укладывают днище, на него ставят рулон, разворачивают полотнище, остальное завершает сварка. Изготавливают ре­зервуары описанным способом во многих странах Африки, Азии, Южной Америки и Европы.

Если сравнивать параллелепипед, цилиндр и шар с точки зрения применимости их в качестве резервуара, то самой выгодной фигурой окажется шар. В чем же его достоинства? Прежде всего, поверхность шара на (20÷30)% меньше, чем у цилиндра такого же объема, тем более у параллелепипед, а меньшая поверхность потребует меньше металла.

Сферические резервуары заманчивы еще и тем, что давление продук­та распределяется равномерно, значит для их производства потре­буется прокат постоянной толщины. В цилиндрах давление внизу боль­ше и толщина стенок тоже. По­ка сферические резервуары при всех своих преимуществах, все же не нашли широкого при­менения из-за сложности изготовления.


Каталог: wp-content -> uploads -> umk2
uploads -> Шжқ «Павлодар қаласының №5 емханасы» кмк байқау кеңесі отырысының №2 хаттамасы павлодар қ. 2015 жылғы 12 қазан Өткізу формасы
umk2 -> Тюменская областная дума тобольско-тюменская епархия
umk2 -> Социальная эффективность управления региональной системой образования
umk2 -> Тюменская область
umk2 -> Разработка и исследование технологических жидкостей для добычи и транспортировки нефти
umk2 -> Практическое занятие 1
umk2 -> 1 Обсадные трубы отечественного производства
umk2 -> Исследование и разработка способов, повышающих нефтеотдачу в низкопроницаемых коллекторах хохряковской группы месторождений


Достарыңызбен бөлісу:
1   ...   14   15   16   17   18   19   20   21   22


©kzref.org 2019
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет