Транспорт охлажденного газа.

Важный элемент газотранспортных магистралей – система охлаждения транспортируемого газа. Охлаждение газа увеличивает производительность г/пров., повышает надежность магистрали и понижает затраты на эксплуатацию г/пров. Одной из основных причин охлаждения газа на КС является повышение эффективности работы г/пров. При прокладке трубопровода в районах ММГ охлаждение газа вызывается необходимостью сохранения мерзлоты. Снижение температуры газа благоприятно сказывается на эксплуатацию линейной части г/пров. и приводит к повышению надежности его работы за счет уменьшения температурных деформаций и замедления процесса коррозии труб. При транспорте газа по трубопроводу без тепловой изоляции температура газа не должна быть менее –2;-4⁰С во избежание промерзания грунта вокруг трубопровода. В зависимости от глубины охлаждения газа используют различные установки. При охлаждении газа до температуры =288К применяют АВО. В зимнее время АВО позволяют охладить газ до 273К, летом это возможно только при использовании холодильных установок. При охлаждении газа до температуры грунта и до умеренных =-20⁰С считается оптимальным использование парокомпрессионных холодильных машин в сочетании с рекуперативными системами. С учетом утилизации уходящего тепла выхлопных газов возможно использование адсорбционных водоаммиачных холодильных установок. Глубокое охлаждение и сжижение газа реализуется с использованием детандерных установок и холодильных установок каскадного типа. Т.о. при охлаждении газа снижаются затраты на компримирование газа и повышаются затраты на охлаждение газа. И если есть возможность выбирать минимальные затраты.

Основное и вспомогательное оборудование НПС.

Всё оборудование насосной станции условно делятся на основное и вспомогательное. К основному относятся насосы и их привод, к вспомогательному – оборудование, необходимое для нормальной эксплуатации основного оборудования, т.е. системы смазки, водоснабжения, энергоснабжения, отопления, вентиляции, канализации и т.п.

Насосы.

Для перекачки нефти и нефтепродуктов используют поршневые и центробежные насосы. Выбор насосного агрегата определяется технико-экономическими показателями с учётом условий его эксплуатации. Как поршневым, так и центробежным насосам свойственны определённые преимущества и недостатки.

К преимуществам центробежных насосов относятся:

- относительно небольшие габаритные размеры насоса при больших подачах и высоких напорах;

- меньшая относительная стоимость по сравнению с поршневыми, простота ремонта и эксплуатации;

- простота непосредственного присоединения вала насоса к быстроходному приводу;

- возможность широкой регулировки режима работы без остановки агрегата;

- возможность последовательной работы с другими центробежными насосами при недостаточно высоком напоре;

- высокий КПД при перекачки маловязких нефтей;

- возможность перекачки нефтей, содержащих механические примеси;

- сравнительная простота автоматизации насосных станций с центробежными насосами.

К недостаткам относятся:

- быстрое уменьшение подачи, напора и всасывающей способности при увеличении вязкости жидкости;

- обязательная заливка перед пуском и постоянный подпор при нормальной эксплуатации во избежание явления кавитации;

- сравнительно небольшой КПД при малых подачах;

- относительно малый интервал эффективной работы насоса.

Поршневые насосы обладают следующими преимуществами:

- высокий КПД, существенно не меняющийся от изменения вязкости жидкости;

- практическая независимость напора насоса от подачи.

Недостатки поршневых насосов при их использовании на магистральном нефтепроводе:

- большие габаритные размеры при больших подачах;

- ограниченная возможность регулирования режима без остановки;

- сравнительно высокая стоимость насосов и насосных станций;

- сложность эксплуатации, необходимость большого числа квалифицированного обслуживающего персонала;

- необходимость установки компенсаторов пульсаций для уменьшения пульсаций жидкости, например, в виде воздушных колпаков, что приводит к необходимости содержать компрессорное хозяйство;

- невозможность перекачки нефти, загрязнённой даже незначительными твёрдыми включениями, так как это приводит к порче клапанов и их сёдел, поверхности цилиндров и плунжеров;

- сложность схем автоматизации насосных станций с поршневыми насосами.

Требования к насосным агрегатам устанавливающимся на МН: сравнительно высокие напоры, большие подачи, экономичность работы, долговременность и надёжность нормальной непрерывной работы, компактность, простота конструкции и технического обслуживания.

В связи с этим широкое применение при магистральном транспорте нефти и нефтепродуктов получили центробежные насосы. Поршневые насосы конкурентоспособны лишь при перекачки высоковязких жидкостей.

Для нормальной работы основного центробежного насоса необходим подпор на входе, который обычно создаётся вспомогательным подпорным насосом (на головных насосных станциях) или за счёт неиспользованного напора предыдущей насосной станции. При этом основной и подпорный насосы должны иметь одинаковые подачи.

Подпорные насосы должны обеспечивать хорошую всасывающую способность, поэтому они эксплуатируются при сравнительно низкой частоте вращения вала, имеют одно рабочее колесо с двусторонним подводом жидкости и устанавливаются как можно ближе к резервуарам. Надёжность подпорных насосов должна быть не менее, чем основных.

К основным насосам относятся насосы типа НМ – центробежные, одноступенчатые, горизонтальные, спирального типа.

Шифр записи в Q-H поле, например НМ 10000-210, означает: НМ-насос магистральный, 10000-напор (в м³/ч) при наибольшем КПД насоса, 210-дифференциальный напор (в м).

Как правило, насосные агрегата соединяются последовательно. Напор насосной станции, оснащённой насосами до 360м³/ч включительно, создаётся двумя одновременно работающими агрегатами. При подачах более 360м³/ч последовательно включают три насосных агрегата.

В качестве подпорных для основных насосов в настоящее время используют насосы типа НПВ (например НПВ 5000-210):

- первая группа цифр номинальная производительность насосов, м³/ч

- вторая напор насоса в м. при номинальной производительности.

Эти насосы производят на производительность 1250, 2500, 3600 и 5000м³/ч.

Данные насосы допускают устанавливать под открытым небом. Они не имеют вспомогательных систем, что существенно удешевляет подпорную НС.

Помимо насосов НПВ в настоящее время в эксплуатации находятся подпорные насосы прежней серии типа НМП - нефтяной, магистральный, подпорный. У них та же производительность, что и у насосов НПВ. Они горизонтальные спиральные одноступенчатые с рабочим колесом двухстороннего входа.

Привод насоса.

При выборе электродвигателя для привода насоса руководствуются следующими факторами:

- возможность получения на площадке, отведённой под строительство перекачивающей станции, электроэнергии для питания электродвигателей.

- Необходимость упрощение трансмиссии между двигателем и насосом.

- Мощность электродвигателя N (в Вт) к насосу определяется по формуле

где - подача насоса, м³/с; - повышение напора в насосе, м; - плотность жидкости, кг/м³; - полный КПД установки, %; - ускорение свободного падения, м/с².

В эксплуатации имеются как асинхронные, так и синхронные электродвигатели, при этом последние могут использоваться как компенсаторы реактивных нагрузок. В зависимости от исполнения электродвигатели могут быть установлены в общем зале с насосными или в помещении, отделённом от насосного зала разделительной (брандмауэрной) стеной.

При совместной установке в корпусе электродвигателя, выполненном во взрывоопасном исполнении, поддерживается избыточное давление (20-30мм.рт.ст.), предотвращающее проникновение внутрь корпуса паров нефти.

Привод поршневых насосов обычно осуществляется от стационарных дизелей, которые, как правило, продолжительное время работают без капитального ремонта. Вал дизеля с валом насоса обычно соединяют с помощью редуктора.