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.
