РП, общие сведения, экс-ция

Резервуарным парком наз. комплекс взаимосвязанных резервуаров для выполнения технологических операций приема, хранения и перекачки нефти.

Резервуарные парки необходимы для:

- приема нефти от добывающих предприятий;

- учета нефти;

- компенсации неравномерности приема

- отпуска нефти;

- обесечения заданных свойств нефти, включая компаундирование.

Емкость РП опр исходя из хранения 2-3 суточного запаса нефти. На станции рекомендуется устанавливать резервуары одного типа. Наиб распр – 20000.

На резервуарном парке возможно три варианта обвязки резервуаров:

1) Однопроводная схема (заполнение и опорожнение идет через один общий для всех РВС коллектор):

2) Двухпроводная схема (самостоятельный патрубок для каждого РВС, соединенный с общим коллектором):

3) Многопроводная схема (каждый РВС имеет свой приемо-раздаточный патрубок).

 

«Идеальный» резервуар: РВС собранный методом полистовой сборки с купольной алюминиевой крышей с алюминиевым понтоном, установленный на свайное основание с системой подслойного пожаротушения (оптимальный с точки зрения хранение нефтепродуктов – цена – качество).

Резервуары для приема и хранения нефти должны быть осна­щены полным комплектом оборудования согласно проекту и c учетом обеспечения надежности выполнения технологических операций в со­ответствии c требованиями взрывопожаробезопасности и охраны труда. Резервуары должны быть оснащены системами автоматики, контроля и измерения, c возможностью обеспечения защиты от перелива, дистанционного замера уровня нефти, дистанционного управления запорной арматуры, автоматического пожаротушения.

Для каждого резервуара должен быть уста­новлен максимальный предел заполнения нефтью; предел заполнения не должен превышать 95 % их объема.

 

Билет 10.

Составление ген плана КС

Генеральный план КС разрабатывают с учетом сле­дующих основных положений: зонирование объектов КС в соот­ветствии с их технологическим назначением; максимальное бло­кирование объектов в целях сокращения территории и протяжен­ности коммуникаций; соблюдение минимальных противопожар­ных разрывов; обеспечение возможности подъезда автотран­спорта к любому объекту; возможность расширения КС.

В высотном отношении положение площадки определяется рельефом местности, грунтовыми условиями и уровнем грунто­вых вод. Для улучшения отвода поверхностных вод допускается сооружение насыпи высотой 0,5 — 0,6 м, на участках с низкой не­сущей способностью грунтов делают защитную подсыпку терри­тории на высоту 0,6 — 0,7 м. На косогорах площадку КС планируют в виде террас, располагая на них вытянутые (вдоль горизонталей) сооружения.

В комплекс сооружений КС входят также водозабор и поселок для обслуживающего персонала. Они также должны располагать­ся возможно ближе к площадке КС. Все объекты КС связаны автодо­рогами, которые соединяются с общей сетью автомобильных дорог.

Способ прокладки трубопроводов (наземный, надземный, подземный) выбирают с учетом местных условий на основании технико-экономических расчетов. В целях экономии территории и удобства обслуживания трубопроводы проектируют по кратчай­шим расстояниям, с минимальными разрывами друг от друга.

При проектировании КС следует максимально применять блочно-комплектные устройства, блок-боксы и сборно-разборные здания и сооружения, которые позволяют значительно сократить площадь застройки и время строительства.

Основное и вспомогательное технологическое оборудование, связанное с процессом компримирования газа, следует размещать в производственной зоне компрессорной станции.

Сооружения и установки, обслуживающие основное техноло­гическое оборудование (установки и устройства тепло- и водо­снабжения, канализации, связи и т. п.), следует размещать в зоне служебно-производственного комплекса компрессорной станции.

На компрессорных станциях следует предусматривать под­собно-производственные и складские здания и сооружения, а так­же административно-бытовые помещения, обеспечивающие нор­мальные условия эксплуатации основного оборудования компрес­сорной станции и станции охлаждения (при ее наличии на пло­щадке компрессорной станции), а также необходимые условия труда обслуживающего персонала и персонала служб централизо­ванного ремонта.

Для выполнения подрядными организациями капитальных ре­монтов газоперекачивающих агрегатов, основного технологиче­ского оборудования компрессорных станций и станций охлажде­ния, средств автоматики и телемеханики, катодных и дренажных преобразователей, автотракторной и строительной техники в про­ектах магистральных газопроводов следует предусматривать кус­товые и центральные ремонтные базы с производственным цик­лом агрегатно-узлового ремонта, а также в необходимых случаях базы для передвижных механизированных колонн и других стро­ительно-монтажных организаций собственного подряда. Размещение ремонтных баз должно соответствовать генеральной схеме обслуживания газопроводов.

При проектировании первых ниток магистральных газопрово­дов в зоне компрессорных станций следует предусматривать за­крытые склады и площадки для хранения оборудования, средств автоматики и запасных частей.

Для проведения технического обслуживания, текущих и ава­рийных ремонтов газоперекачивающих агрегатов, технологиче­ского оборудования и станций охлаждения (при их наличии в со­ставе КС), средств КИП и автоматики, катодных и дренажных пре­образователей и автотракторной техники на компрессорных стан­циях необходимо предусматривать ремонтно-механические мастерские и лабораторию-мастерскую КИП и автоматики.

Станции зарядки бромэтиловых огнетушителей следует пре­дусматривать на каждые четыре КС с газоперекачивающими агре­гатами с авиационным приводом, но не менее одной станции на производственное объединение.

В помещении служебно-эксплуатационного и ремонтного бло­ка компрессорной станции следует предусматривать помещения для консервации и расконсервации судовых и авиационных двига­телей.

 

Трубопроводная арматура

Применяемая на ТП подразделяется на след-е типы:

1 – запорная

2 – регулирующая

3 – предохранительная

4 – предохранительно-запорная

5 – контрольная

6 – монтожная

 

1) Запорная арматура - предназначена для перекрытия потока в ТП. К ней отнесем -задвижки, вентили и краны. Задвижка – клиновая для газа, шиберная для жидкости. Краны применяются на МГ и МТ бывают пробковые и шаровые(с плавающим шаром и шаром на опорах). Вентили - применяются в силу своих малых размеров в технол-х ТП, по кот-м перекачивается жидкость, но не газ. Запорная арматура выполняется либо в ручном исполнении либо с приводом. Привод м.б. электрич-й, пневматический и гидравлический. Основной харак-кой запорной арматуры явл-ся след-е параметры: -Ду; -Ру(мах рабочее давление) ;-Т при котором она будет работать; -вариант присоединения в ТП(фланцевое или приводное).

2) предохранит-я арматура - для автоматического ограничения параметров потока (предохр клапан).

3) регулирующая арматура – для регулирования параметров потока(регулятор давления).

4) предохранительно-запорная арматура – для движения потока в одном направлении (обратный клапан).

Билет 11.

Замер и учет газа на КС

Производительность является основным параметром, точ­ность и надежность измерения которого определяет многие про­изводственные, технические и экономические характеристики работы компрессорной станции. Точные измерения расхода газа лежат в основе системы учета и планирования доставок газа. Зна­ние расхода топливного газа, затраченного на компримирование транспортируемого газа агрегатами компрессорного цеха при из­вестной его производительности, позволяет оптимизировать заг­рузку как отдельных ГПА, так и компрессорной станции в целом.

В нашей стране и за рубежом разработаны и выпускаются различные типы расходомеров для газа.

По принципу контактирования с рабочей средой различают контактные и неконтактные методы измерения производительно­сти газопровода или расхода газа. К первым относят расходомеры переменного перепада давления с сужающими устройствами раз­нообразного типа, расходомеры постоянного перепада давления (ротаметры, поршневые, поплавковые), турбинные и гидродина­мические расходомеры с использованием метода контрольных ме­ток и др.; ко вторым — расходомеры на электромагнитном, ультра­звуковом принципах действия, основанные на резонансе и др. Из-за электрохимических процессов в потоке жидкости, различных помех, непостоянства напряжения питания и т. д. расходомеры на неконтактном принципе действия для чистого газа имеют боль­шую погрешность, чем контактные.

В настоящее время основным методом измерения расхода и количества природного газа на объектах его добычи, траспортировки и переработки является метод переменного перепада давле­ния на сужающих устройствах, в качестве которых используют измерительные диафрагмы и сопла.