Автоматизированная система управления задвижкой магистрального нефтепровода компании интек

Автоматизация процесса транспортировки нефтепродуктов

Бочкова Е.Г.
Уфимский государственный авиационный технический университет
Васильев С.С.
Уфимский государственный авиационный технический университет

NovaInfo 50, с.22-28, скачать PDF
Опубликовано 7 сентября 2016
Раздел: Технические науки
Язык: Русский
Просмотров за месяц: 29
CC BY-NC

Аннотация

Автоматизация процесса транспортировки нефтепродуктов. Процесс транспортировки нефти с добывающих станций, представляет собой перекачку продукта из одного резервуара в другой на протяжении всего трубопровода вплоть до подачи потребителю. При работе насосной станции происходит постоянное отслеживание давления жидкости на участках трубопровода.

Ключевые слова

НЕДОСТАТКИ, ОТСЛЕЖИВАНИЕ, НЕФТЕПРОДУКТЫ, ТРАНСПОРТИРОВКА, АВТОМАТИЗАЦИЯ, ВРУЧНУЮ, ПРОГРАММНЫЙ КОМПЛЕКС

Текст научной работы

Процесс транспортировки нефти с добывающих станций, представляет собой перекачку продукта из одного резервуара в другой на протяжении всего трубопровода вплоть до подачи потребителю. Жидкость движется со скоростью до 3 м/с за счет перепадов давления, которое создается в нефтеперекачивающих станциях, расположенных через 70 — 150 км, в зависимости от рельефа. В трубопроводах размещают задвижки, позволяющие перекрыть отдельные участки при аварии. Помимо насосов, увеличивающих давление нефти, для контролирования пропускной способности трубопровода, в нем располагаются задвижки, регулирующие напор потока жидкости и предотвращающие аварии. На данном этапе процесс регулирования задвижек на участке трубопровода производится вручную.

При работе насосной станции происходит постоянное отслеживание давления жидкости на участках трубопровода. На входе и выходе установлены датчики, показания с которых получает оператор насосной станции. Движение нефти подчиняется известным физическим законам, по которым можно определить допустимое и оптимальное давление. Оператор по полученным данным рассчитывает допустимое значение давления нефти в трубопроводе, сравнивает текущее давление с допустимыми нормами. В случае несоответствия оператор подает заявку механику на регулирование положения задвижки. Механик вручную изменяет положение задвижки на указанную величину. Все данные о состоянии давления в трубопроводе и изменении положения задвижки вносятся в соответствующие журналы учета оператором. При обнаружении неполадок в работе насосной станции оператор определяет характер неисправности. В случае штатной ситуации, такой, как отказ задвижки, подается заявка механику на ремонт рабочего механизма. Если неисправность входит в компетенцию механика, то он устраняет неполадки, после чего вносятся данные в журнал учета сбоев. При возникновении любой нештатной ситуации управление передается диспетчеру, который координирует действия работников НПС, в случае необходимости объявляет аварийную ситуацию, сообщает в отдел по ГО и ЧС и вызывает соответствующие аварийные службы.

Рисунок 1. Мнемосхема существующего процесса регулирования пропускной способности трубопровода

Исходя из имеющихся данных, был выявлен ряд недостатков существующего процесса управления движением нефти в нефтепроводе:

высокие временные затраты оператора насосной станции при расчетах допустимого и оптимального давления в трубопроводе, что приводит к задержке регулирования давления;
высокая степень ошибок оператора при расчетах допустимого и оптимального давления по сложной системе уравнений неустановившегося движения жидкости в трубопроводе;
несвоевременной получение механиком заявки на регулирование положения задвижки от оператора, ведущее к запоздалому изменению давления в трубопроводе;
высокий риск экологических и техногенных аварий вследствие разгерметизации трубопровода из-за высокого давления нефти и отсутствия своевременных мер по его снижению.

Для устранения существующих проблем предлагается внедрение автоматизированной системы управления транспортом нефти в насосной станции и установка электропривода, изменяющего положение задвижки. Тогда отслеживание состояние давления нефти в трубопроводе возлагается на АСУ, работу которой контролирует оператор насосной станции. Показания с датчиков поступают в автоматизированную систему, которая по заданным уравнениям неустановившегося движения жидкости в трубопроводе рассчитывает допустимую величину давления. Затем АСУ анализирует текущее давление с допустимыми нормами и выдает оператору рекомендации по регулированию пропускной способности трубопровода. Данные о состоянии давления и положении задвижки автоматически вносятся в журнал учета. При обнаружении неполадок АСУ определяет характер поломки и сообщает оператору. Если проблемы с электроприводом, то отправляется заявка на ремонт электрику, который имеет доступ к автоматизированной системе. При нарушениях в работе задвижки отправляется запрос на ремонт механику. Все действия автоматически фиксируются в журнале учета сбоев. Оператор при этом приводит в действие автоматизированную систему, контролирует процесс управления и может корректировать его в зависимости от ситуации. При возникновении нештатной ситуации АСУ передает управление диспетчеру, сделав запись в журнале сбоев. Диспетчер оценивает происшествие и, в случае необходимости, объявляет аварийный режим и вызывает аварийные службы.

Основными преимуществами внедрения автоматизированной системы управления задвижкой магистрального нефтепровода являются:

обеспечение специалистов оперативной информацией о состоянии давления в трубопроводе;
снижение временных затрат на расчеты допустимого и оптимального давления в трубопроводе, благодаря чему не происходит задержек регулирования давления;
ликвидация ошибок в расчетах допустимого и оптимального давления по сложной системе уравнений неустановившегося движения жидкости в трубопроводе, т.е. устранение риска человеческого фактора;
своевременное оповещение механика или электрика о возникших неполадках и устранение неисправностей задвижки или электропривода;
автоматизированное копирование и хранение базы данных о состоянии работы станции, что обеспечивает сохранность поступившей информации при авариях на объекте;
снижение риска экологических и техногенных аварий.

Рисунок 2. Мнемосхема предлагаемого процесса автоматизированной системы управления пропускной способностью в нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода

Для оценки эффективности предлагаемой системы необходимо иметь представление о существующих проектных решениях на рынке программного обеспечения. Одной из существующих продукций является автоматизированная система управления задвижкой магистрального нефтепровода фирмы «Интек». Система предназначена для непрерывного автоматизированного контроля технологического процесса управления задвижкой магистрального нефтепровода, обеспечения специалистов диспетчерского уровня оперативной информацией. При необходимости полученные данные используются для определения состояния нефтепровода. Применение системы решает вопросы по оперативному управлению перекачкой нефти по магистральному нефтепроводу, повышению надежности и минимизации ущерба в аварийных ситуациях.

Система состоит из центрального сервера сбора данных, автоматизированного рабочего места (АРМ) диспетчера и унифицированных контролируемых пунктов. АРМ диспетчера представляет собой программу визуализации технологических процессов и позволяет диспетчеру контролировать состояние и происходящие изменения на всех подключенных к системе объектах, а также управлять ими.

Еще одним известным продуктом является система диспетчерского контроля и управления (СДКУ) компании ЭлеСи. Она предназначена для централизованной диспетчеризации и сбора данных о функционировании магистральных нефтепроводов России. Компания ЭлеСи разработала свой программный комплекс — SCADA Infinity. СДКУ «АК «Транснефть», совместно с системами контроля и управления объектного уровня, представляет собой четырехуровневую иерархическую распределенную систему управления. Объектный уровень включает территориальные, региональные и местные системы управления. Предыдущие системы создавались в разное время и оснащались разными техническими средствами, устанавливались разные операционные системы и программное обеспечение. СДКУ «АК «Транснефть» унифицировало процесс управления транспортировки нефти. Основными функциями СДКУ являются оперативный контроль и управление технологическим процессом, передача команд управления, регистрация и оповещение персонала об авариях, сбор, обработка хранение и визуализация данных.

Зарубежная компания Gevalco специализируется на автоматизации клапана трубопровода. Модуль «Автоматический двунаправленный контроль станции» конфигурируется, чтобы обеспечить защиту независимо от направления потока жидкости. Для достижения этой цели Gevalco создает автономный модуль управления, который отслеживает уровень давления и, когда перепад достигает регулируемой отметки, инициирует управляющее воздействие на клапан.

В таблице приведена сравнительная характеристика известных проектных решений.

Таблица 1. Сравнительная характеристика известных проектных решений

Название системы	Достоинства	Недостатки
Автоматизированная система управления задвижкой магистрального нефтепровода компании «Интек»	Оперативное обеспечение диспетчера информацией. Автоматизированное управление задвижкой.	Дорогостоящая. Отсутствует сохранение всех параметров системы в базе на длительное время.
СДКУ компании «ЭлеСи»	Оперативный контроль и управление технологическим процессом. Регистрация и оповещение персонала о событиях и авариях.	Требуется постоянное вмешательство диспетчера в процесс управления.
Автоматизированная системы управления клапаном компании Gevalco	Оперативный контроль за давлением в трубопроводе. Отслеживание перепадов давления. Автоматизированное управление клапаном.	Отсутствует русскоязычный интерфейс. Отсутствует сохранение всех параметров системы в базе на длительное время.

По итогам обзора рынка программного обеспечения, выявлено, что существующие продукты имеют как свои достоинства, так и недостатки, и не могут в полной мере обеспечить безопасность технологического процесса. Помимо этого в каждой из существующих систем для корректного функционирования требуемого модуля необходимо покупать весь программный комплекс, что ведет к существенным дополнительным затратам как на приобретение, так и на обучение персонала.

Таким образом, создание собственного модуля для расчета пропускной способности трубопровода на базе существующего программного комплекса является целесообразным и экономически выгодным.

Список литературы

Анализ безопасности и рисков критически и стратегически важных нефтепроводов.// Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и трубопроводов.-2011.-№2.
Гусейнзаде М.А., Юфин В.А. Неустановившееся движение нефти и газа в магистральных трубопроводах. – М.: Недра, 1981.
Ресурсы журнала «Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и трубопроводов» [Электронный ресурс]-Режим доступа: http://www.pipeline-science.ru/
Ресурсы сайта ОАО АНК «Башнефть»[Электронный ресурс]-Режим доступа: http://www.bashneft.ru/
Советов Б.Я., Цехановский В.В. Теоретические основы автоматизированного управления. – Учебник для вузов. – М.: Высшая школа, 2006.
Современная экономика и перспективы развития трубопроводной промышленности.-URL-http://xreferat.ru/96/1763-1-sovremennaya-ekonomika-i-perspektivy-razvitiya-truboprovodnoiy-promyshlennosti.html
Цыбля М.А.Зеленая логистика. Транспортировка нефти и нефтепродуктов.-URL — ttp://www.scienceforum.ru/2014/474/1665

Цитировать

Алиева, Е.В. Автоматизация процесса транспортировки нефтепродуктов / Е.В. Алиева, Е.Г. Бочкова, С.С. Васильев. — Текст : электронный // NovaInfo, 2016. — № 50. — С. 22-28. — URL: https://novainfo.ru/article/7628 (дата обращения: 22.03.2023).

Источник

Интек
Продукция
Перемоточные, режущие и ламинирующие машины
Автоматизированная система управления

Автоматизированная система управления

Комплексная система управления машиной базируется на контроллере фирмы SIEMENS и состоит из нескольких самостоятельных подсистем:

Cистема контроля натяжения полотна;
Cистема контроля положения кромки полотна;
Cистема управления нанесения лака;
Cистема управления температурой в сушильной зоне;
Cистема сбора и отображении информации о параметрах работы машины;
Cистема учёта расходных материалов и производства готовой продукции.

Система управления ИНТЕКа

«СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ НАТЯЖЕНИЕМ ПОЛОТНА».

Пневмо или Электро-тормоз.
Тензо-узел или качающийся вал с потенциометром и пневмо-компенсаторами, для измерения силы натяжения полотна.
Пульт управления с контроллером.
Электро-пневмо-преобразователь (при использовании пневмо-тормоза).

«СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ПОЛОЖЕНИЕМ ПОЛОТНА».

Рама размоточного или намоточного устройства.
Подвижный суппорт с полотном.
Датчик контроля положения полотна.
Актуатор (электропривод) смещающий суппорт в зависимости от сигнала с датчика.

«СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРОЙ».

5_062a

Сенсоры контроля температуры воздуха в сушильной зоне.
Управляемые вентили (при применении термомасла) с электроприводом.
Общепромышленное исполнение. Возможно применение взрыво-пожаро-безопасного электрооборудования.

«ПУЛЬТЫ УПРАВЛЕНИЯ».

Pullt

Сенсорный цветной или монохромный экран.
Установка непосредственно на машине или отдельной стойке.
Общепромышленное исполнение. Возможно применение взрыво-пожаро-безопасного электрооборудования.

«ШКАФ УПРАВЛЕНИЯ».

Контроллер SIEMENS.
Частотные преобразователи MITSUBISHI.
Автоматы и предохранители SCHNEIDER ELECTRIC.
Общепромышленное исполнение. Возможно применение взрыво-пожаро-безопасного электрооборудования.

Имя

Это поле обязательно для заполнения.

Телефон

Это поле обязательно для заполнения.

Вы не прошли проверкку, пожалуйста повторите.

Источник

Автоматизация линейной части магистральных нефтепроводов

ВВЕДЕНИЕ

В связи с постоянным увеличением добычи нефти
растет сеть магистральных нефтепроводов — самого прогрессивного в техническом и
экономическом отношении вида транспорта перемещения нефтепродуктов на большие
расстояния. Несмотря на то что единовременные первоначальные капитало- и
металловложения в магистральные нефтепроводы сравнительно велики, себестоимость
перекачки нефтепродуктов значительно ниже, а выработка на одного работающего в
этой области в несколько раз выше, чем при перевозках нефтепродуктов другими
видами транспорта. Темпы роста объемов перекачки по трубопроводам значительно
выше, чем темпы перевозки на любом другом виде транспорта.

Магистральные нефтепродуктопроводы предназначены
для транспортировки широкого ассортимента нефтепродуктов с нефтеперерабатывающих
комплексов до пунктов их распределения — крупных перевалочных нефтебаз,
наливных станций и распределительных нефтебаз. В связи с ростом объема и
ассортимента нефтепродуктов, возникла необходимость в развитии сетей
магистральных нефтепродуктопроводов.

К магистральным нефтепродуктопроводам относятся
трубопроводы диаметром не менее 219 мм и протяженностью более 50 км,
предназначенные для транспортировки различных видов продуктов.

Магистральные нефтепродуктопроводы, кроме
собственной линейной части, имеют линейные производственно-диспетчерские
станции (ЛПДС), наливные (пункты путевого сброса) и перекачивающие станции,
ремонтно-восстановительные пункты (РВП) и конечные пункты (наливные станции,
перевалочные морские и речные нефтебазы).

Современные магистральные нефтепроводы
проектируют с учетом работы средств автоматизации и телемеханизации,
необходимых для обеспечения безопасной и безаварийной эксплуатации
трубопроводов, их объектов и оборудования.

1. ВВОДНАЯ ЧАСТЬ

Местом автоматизации в данном дипломном проекте
является линейная часть магистрального нефтепровода, включающая в себя
магистральный трубопровод (с отводами и ответвлениями, запорной арматурой,
переходами через искусственные и естественные препятствия); сооружения линейной
службы эксплуатации трубопровода (блок-посты линейных обходчиков); линии и
сооружения производственно-технической связи и телемеханики; кабельные и
воздушные линии электропередач; комплекс средств электрохимической защиты
трубопровода от коррозии.

На линейной части нефтепроводов устанавливается
приборы, которые монтируются в коверах и технологическое оборудование в
блок-боксах ПКУ (пункт контроля и управления).

Средства телемеханизации магистральных
нефтепроводов предназначены для обеспечения дистанционного управления
технологическим оборудованием линейной части магистрального нефтепровода из
районного, территориального диспетчерского пункта и ЦДП (центральный
диспетчерский пункт).

Целью автоматизации линейной части магистральных
нефтепроводов являются:

— повышение безопасности и надежности
эксплуатации магистральных нефтепроводов;

— оптимальное управление грузопотоками
нефти по маршрутам транспортировки;

контроль и сигнализация изменения
состояния технологического оборудования;

формирование и выдача отчетов и справок
по транспорту нефти, работе оборудования, технологическому процессу и работе
системы;

дистанционное управление работой
технологического оборудования.

контроль утечек на нефтепроводе.

Автоматизация и телемеханизация линейной части
магистрального нефтепровода осуществляется на базе контроллера «ЭЛСИ-Т».

Контроллер предназначен для построения
распределенных гибких автоматизированных программно-технических комплексов
контроля и управления объектами нефтяной и газовой промышленности, энергетики,
перерабатывающих отраслей, транспорта, коммунальных хозяйств и др.

Система телемеханики линейной части
магистрального нефтепровода выполняет следующие функции:

1. Контроля:

·
состояние
охранной сигнализации (ПКУ, узлов с запорной арматурой при необходимости);

·
состояние
и положение запорной арматуры;

·
состояние
средств электрохимзащиты;

·
прохождения
скребка;

— срабатывания моментных выключателей задвижек
(при необходимости);

·
минимальная
температура в ПКУ.

2. Управления:

·
линейными
запорными устройствами;

·
деблокировка
сигнала прохождения скребка;

·
освещение;

3. Измерения:

·
давления
в трубопроводе;

·
защитного
потенциала «труба — земля».

4. Связи:

·
обмен
информацией с районным диспетчерским пунктом (РДП) по телемеханическим
протоколам.

Также система линейной телемеханики
«ЭЛСИ-Т» является важным компонентом в системе диспетчерского
контроля и управления магистральными нефтепроводами.

В процессе автоматизации на линейной части
нефтепровода установлены следующие первичные преобразователи:

Датчик прохождения очистного устройства
(скребка) ДПС-5В.

Датчик избыточного давления ТЖИУ 406.

Манометр показывающий типа МП-3 с импульсной
линией.

Прибор контроля прохождения очистного устройства
ДПС-5В (сигнализатор) предназначен для фиксации момента и установления факта
прохождения очистного устройства (скребка) по трубопроводу.

Датчик ТЖИУ 406 предназначен для измерения
избыточного или абсолютного давления газа или жидкости и обеспечивает
непрерывное преобразование значения измеряемого параметра в унифицированный
линейно возрастающий токовый сигнал.

В дипломном проекте отражены общие требования
при монтаже систем контроля и автоматики, особенности монтажа первичных
преобразователей и контроллера на линейной части магистрального нефтепровода.
Кроме того, озвучены вопросы монтажа кабелей и проводов в земле, по
перфорированному лотку. Описаны технологии разделки концов кабелей и проводов и
их последующее подключение к клеммам приборов. Рассмотрены вопросы ТБ, ПБ и
основные положения по охране труда. И с учетом специфики работ на линейной
части магистрального нефтепровода приведены и описаны требования по организации
работ, требования перед началом работ, после завершения работ. В экономической
части приведены основные технико-экономические показатели автоматизации линейной
части магистрального нефтепровода.

2. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

.1 Принцип
и построение системы диспетчерского контроля и управления магистральными
нефтепроводами

Система диспетчерского контроля и управления
магистральными нефтепроводами ОАО АК «Транснефть» является составной часть
единой автоматизированной системы управления ОАО АК «Транснефть».

СДКУ представляет собой комплекс
программно-технический средств, предназначенный для управления технологическим
процессом перекачки нефти и контроля за ходом технологических процессов в
реальном масштабе времени, и состоит из уровней районных диспетчерских пунктов
(РДП), территориальных диспетчерских пунктов (ТДП) и центрального
диспетчерского пункта (ЦДП).

СДКУ представляет трехуровневую иерархическую
структуру с раздельным административным управлением каждым уровнем:

— верхний уровень — уровень центрального
диспетчерского пункта ЦДП ОАО АК «Транснефть»;

— средний уровень — уровень
территориальных диспетчерских пунктов ТП ОАО МН

нижний уровень — уровень районных
диспетчерских пунктов и филиалов ОАО МН.

Упрощенная схема системы диспетчерского контроля
и управления показана на рис. 2.1.1.

СДКУ уровня ЦДП состоит из комплекса технических
средств, обеспечивающих прием данных от всех ТП и предоставление этой информации
в графическом, текстовом, электронном виде на рабочие места
оперативно-диспетчерского персонала и специалистов АК «Транснефть».

СДКУ уровня ТДП объединяет уровни РДП и
обеспечивает отображение технологической информации в объеме требований,
предусмотренных техническим заданием АК «Транснефть».

СДКУ уровня РДП создается на технологически
законченном участке нефтепроводов и состоит из оборудования РДП, средств
телемеханизации НПС и линейной части, средств автоматизации НПС, резервуарных
парков и других систем автоматики.

Система диспетчерского контроля уровня РДП и ТДП
имеют единую структуру обработки и отображения технологической информации,
определенную архитектуру клиент — серверной технологии программного обеспечения
СДКУ, и состоят из серверов ввода-вывода и графических рабочих станций.

Рисунок. 2.1 Упрощенная схема системы
диспетчерского контроля и управления

Обмен информацией между иерархическими уровнями
системы и другими системами из состава единой системы диспетчерского управления
и контроля транспортом нефти должен быть реализован средствами вычислительной
сети.

Вычислительная сеть объединяет локальные
вычислительные сети (ЛВС) АК «Транснефть», ОАО УМН и филиалов. ЛВС включают
серверное и коммутационное оборудование, средства связи, системы
энергообеспечения, программные средства и персональные компьютеры (ПК),
установленные на каждом уровне управления. Обмен информацией между
персональными компьютерами в ЛВС осуществляется по протоколам, принятым в
вычислительной сети СДКУ.

Информация о состоянии технологических объектов
нефтепровода по запросам должна предоставляться с запаздыванием не более 5
минут диспетчеру ТДП и не более 5 минут диспетчеру ЦДН.

Передача информации с уровней РДП на уровень ТДП
осуществляется через сеть передачи данных, организованной на базе IP
маршрутизаторов и цифровых каналов связи.

На уровне РДП сбор информации с объектов
обеспечивается по телемеханическим протоколам.

В СДКУ уровней РДП, ТДП и ЦДП, созданных на базе
инструментального пакета SCADA
(Supervisory Control And Data Acquisition — диспетчерское управление и сбор
данных), создается принцип «прозрачности» информации, т.е. обеспечивается
возможность контроля единой первичной информации на всех уровнях в реальном
масштабе времени.

Применение SCADA-технологий позволяет достичь
высокого уровня автоматизации в решении задач разработки систем управления,
сбора, обработки, передачи, хранения и отображения информации.

Дружественность человеко-машинного интерфейса
(HMI/MMI), предоставляемого SCADA — системами, полнота и наглядность
представляемой на экране информации, доступность «рычагов»
управления, удобство пользования подсказками и справочной системой и т. д. —
повышает эффективность взаимодействия диспетчера с системой и сводит к нулю его
критические ошибки при управлении.

Большое значение при внедрении современных
систем диспетчерского управления имеет решение следующих задач:

выбора SCADA-системы (исходя из требований и
особенностей технологического процесса);

кадрового сопровождения.

Выбор SCADA-системы представляет собой
достаточно трудную задачу, аналогичную принятию решений в условиях
многокритериальности, усложненную невозможностью количественной оценки ряда
критериев из-за недостатка информации.

Подготовка специалистов по разработке и
эксплуатации систем управления на базе программного обеспечения SCADA
осуществляется на специализированных курсах различных фирм, курсах повышения
квалификации. В настоящее время в учебные планы ряда технических университетов
начали вводиться дисциплины, связанные с изучением SCADA-систем. Однако
специальная литература по SCADA-системам отсутствует; имеются лишь отдельные
статьи и рекламные проспекты.

В АК «Транснефть» система диспетчерского
контроля и управления создана на базе инструментального пакета SCADA
«Genesis for
Windows 3.51», который
удовлетворяет и техническим характеристикам, и стоимостным характеристикам, и
эксплуатационным характеристикам.

На самом нижнем уровне СДКУ находится система
линейной телемеханики «ЭЛСИ-Т», которая обеспечивает сбор данных с первичных
датчиков и обработку этой информации для дальнейшей передачи на вышестоящие
уровни и является неотъемлемой и важной частью всей системы управления
магистральными нефтепроводами.

2.2 Система
линейной телемеханики контроллер «ЭЛСИ-Т»

Система телемеханики линейной части
магистрального нефтепровода предназначена для централизованного контроля и
управления оборудованием линейной части магистрального нефтепровода. В качестве
системы линейной телемеханики используется «Контроллер ЭЛСИ-Т», который
осуществляет сбор и обработку информации с первичных датчиков, формирование
сигналов управления, осуществляет прием и передачу информации по
последовательным каналам связи с районным диспетчерским пунктом.

Система телемеханики линейной части магистрального
нефтепровода «ЭЛСИ-Т» выполняет функции:

1. Контроля:

·
Контроль
состояние охранной сигнализации ПКУ при помощи концевых выключателей,
расположенных в ПКУ.

·
Контроль
прохождения скребка на магистральном нефтепроводе — при помощи датчика прохождения
скребка ДПС-5В.

·
Контроль
срабатывания моментных выключателей задвижек («Открытие задвижки», «Закрытие
задвижки»).

·
Контроль
минимальной температуры в ПКУ — осуществляется при помощи термореле.

2. Управления:

·
Управление
линейными запорными устройствами (задвижками).

·
Деблокировка
сигнала прохождения скребка.

·
Управление
освещение около ПКУ (при необходимости).

3. Измерения:

·
Измерение
давления в трубопроводе при помощи датчика избыточного давления ТЖИУ 406.

·
Измерение
защитного потенциала «труба — земля» при помощи КИК
(контрольно-измерительная колонка).

4. Связи:

·
Обмен
информацией с районным диспетчерским пунктом (РДП) по телемеханическим
протоколам.

Полное название контроллера: Контроллер
«ЭЛСИ-Т» ТУ 4229-005-28829549-95. Технические характеристики
контроллера представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 — технические
характеристики контроллера «ЭЛСИ-Т»

Наименование параметра	Ед. изм.	Значение
1	2	3
1. Номинальное значение напряжения	В	220
2. Отклонение напряжения питания переменного тока от номинального	В	+-44
3. Частота питающей сети	Гц	50
5. Номинальное значение напряжения питания постоянного тока	В	220
6. Отклонение напряжения питания постоянного тока от номинального	В	-20, +130
7. Потребляемая мощность, не более	Вт	60
8. Габаритные размеры (без кабельной части), не более	мм	435х230х220
9. Масса, не более	кг	10
10. Срок службы, не менее	лет	10

2.2.1 Конструкция
контроллера

Конструкция контроллера представляет собой набор
модулей, объединенных коммутационной панелью ТК-101.

Конструкция контроллера обеспечивает его
крепление на вертикальной несущей поверхности. Крепление осуществляется за
четыре крепежные отверстия в планках, закрепленных с тыльной стороны панели.
Допускается навешивать панель за две точки крепления, расположенные под
крепежными планками. Крепежные планки в этом случае необходимо снять.

Подключение основного и резервного питания
осуществляется через разъем панели ТК-101, расположенный с правой стороны
панели. Заземление контроллера осуществляется через винт на панели ТК-101 и
разъем, с помощью вилки с контактом заземления.

Выключатели питания и предохранители контроллера
расположены с левой стороны панели ТК-101.

Электрические соединения модулей между собой
выполняются через разъемы панели ТК-101.

2.2.2 Принцип работы
контроллера

Контроллер реализован с применением
микропроцессорной техники по модульному принципу. В состав контроллера входят:

·
базовый
комплект, состоящий из коммутационной панели, источника питания и процессорного
модуля.

·
модуля
УСО (устройство связи с объектами) и другие специализированные модули, набор
которых определяет функциональное назначение контроллера.

Управление контроллером осуществляется
центральным процессором. Центральный процессор выполнен на базе 16-разрядного
микроконтроллера i80C188EB
фирмы Intel. Тактовая
частота процессора 20 МГц. Требуемые функции контроллера обеспечиваются
добавлением к базовому комплекту различных модулей ввода/вывода, которые, также
как и базовые модули, устанавливаются на коммутационную панель.

В большинстве модулей ввода/вывода применяется
микроконтроллер ТР80С31ВН с тактовой частотой 12 МГц. При помощи
микроконтроллера реализуется целевые функции модуля. Обмен информацией между
центральным процессором и микроконтроллером осуществляется через системную шину
контроллера (панель ТК-101).

2.2.3 Конструкция
модулей

Каждый модуль контроллера представляет собой
функционально-законченный блок.

Основной конструкцией модуля являются печатные
платы, объединенные между собой стенкой верхней, стенкой нижней и винтами.

На лицевой стороне плат расположены:

— светодиодные индикаторы, отображающие
состояние модуля

штыревые соединители для установки режима работы
модуля

разъем для подключения внешних связей модуля.

С лицевой стороны модуль закрыт съемной панелью,
прикрепленный двумя винтами к стенкам. На передней панели нанесено наименование
модуля контроллера и обозначение разъема.

Состав прикладных программ определяется
функциональным назначением контроллера.

Все прикладные задачи в контроллере работают под
управлением операционной системы с различными уровнями приоритета. Наивысшим
приоритетом среди задач пользуются процессы операционной системы и аварийной
сигнализации.

Контроллер «ЭЛСИ-Т» в своем составе
имеет следующие блоки: модуль ТП-101, модуль ТС-203, модуль ТА-202, модуль
ТД-121, модуль ТД-318.

2.2.4
Панель ТК-101

Панель ТК-101 предназначена для объединения
модулей контроллера «ЭЛСИ-Т» и подключения питания к контроллеру.

Панель ТК-101 в зависимости от числа
подключаемых модулей ввода/вывода, имеет несколько исполнений:

Панель ТК-101.8 — с количеством модулей
ввода/вывода 8.

Панель ТК-101.6 — с количеством модулей
ввода/вывода 6.

Панель ТК-101.4 — с количеством модулей
ввода/вывода 4.

Панель ТК-101.2 — с количеством модулей
ввода/вывода 2.

Подключение основного и резервного питания,
заземления контроллера осуществляется через разъем, расположенный на лицевой
стороне передней панели. Выключатели питания и предохранители контроллера также
расположены на лицевой стороне панели. Индикация включения питания
осуществляется двумя газоразрядными индикаторами красного цвета.

Основой конструкции панели являются две
металлические крышки. К крышкам крепятся предохранители, выключатели, выходной
разъем и коммутационная печатная плата.

.2.5 Модуль ТП-101

Модуль ТП-101 предназначен для питания
контроллера «ЭЛСИ-Т», формирования сигналов аварии питающей сети и
готовности выходных напряжений. Модуль выполнен в конструктиве контроллера
«ЭЛСИ-Т.

В модуле ТП-101 имеется схема контроля
напряжения питания 220 В, 50 Гц. При снижении напряжения до 150-170 В схема
формирует сигнал в центральный процессор для сигнализации о переходе питания
контроллера на резервный источник постоянного тока 220 В.

Технические характеристики модуля приведены в
таблице 2.2.

Таблица 2.2 — технические
характеристики модуля ТП-101

Наименование параметра	Ед. изм.	Значение
1	2	3
1 Номинальное значение напряжения	В	220
2 Отклонение напряжения питания переменного тока от номинального	В	+-44
3 Частота питающей сети	Гц	50
4 Номинальное значение напряжения питания постоянного тока	В	220
5 Отклонение напряжения питания постоянного тока от номинального	В	-20, +130
6 Суммарная выходная мощность, не более	Вт	50
7 Порог срабатывания схемы контроля сетевого напряжения	В	150 — 170
8 Порог срабатывания схемы контроля напряжения 5 В	В	4,5 — 4,6
9 Габаритные размеры	мм	40х180х160
10 Масса, не более	кг	1,1

Состояние модуля в процессе эксплуатации
отображается светодиодными индикаторами, которые расположены на передней панели
модуля ТП-101. При включении контроллера (модуля) должны гореть индикаторы 5 В,
12 В, -12 В.

2.2.6 Модуль ТС-203

Модуль ТС-203 служит для выполнения программ
обработки данных и обеспечивает управление устройствами связи с объектом (УСО),
обмен данными через шину ConBUS,
а также позволяет осуществлять связь с внешними географически удаленными
объектами посредством встроенного модема.

УСО выполняет следующие функции:

1. Нормализация
аналогового сигнала — приведение границ шкалы первичного непрерывного сигнала к
одному из стандартных диапазонов входных сигналов.

2. Предварительная
низкочастотная фильтрация аналогового сигнала — это ограничение полосы частот
первого непрерывного сигнала с целью снижения влияния на результат измерения
помех различного происхождения.

УСО обеспечивает опрос датчиков, контроль наличия
в цепи напряжения, тока и т.п. А выходные формируют сигнал для управления
пускателями, двигателями и прочими устройствами.

Модуль выполнен в конструктиве модулей
контроллера «ЭЛСИ-Т». Модуль состоит из платы центрального процессора
МС-203 и дополнительной платы модема МН-202.

Плата центрального процессора служит для
выполнения программ управления внешними устройствами и обработки полученных
данных. На плате центрального процессора расположены: память данных ОЗУ, память
для хранения программ FLASH,
часы реального времени и “Watch
Dog” (схема
автоматического перезапуска контроллера при сое программы), соединенных между
собой посредством локальной шины.

Технические характеристики модуля приведены в
таблице 2.3.

Таблица 2.3 — технические
характеристики модуля ТС-203

Наименование параметраЕд. изм.Значение
1	2	3
1 Номинальное значение напряжения	В	220
2 Разрядность шины данных	бит	8
3 Тактовая частота	МГц	20
4 Объем ОЗУ	Кбайт	128
5 Объем энергозависимой памяти	Кбайт	32
6 Время сохранения информации в энергозависимой памяти, не менее	час	20000
7 Скорость передачи информации через встроенный моем	бит/с	1200
8 Габаритные размеры	мм	180х40х160
9 Потребляемая мощность, не более	Вт	2,5
10 Масса, не более	кг	1,1

2.2.7 Модуль ТА-202

Модуль ТА-202 предназначен для измерения
гальванически разделенных токов и напряжений в составе контроллера
«ЭЛСИ-Т».

Модуль выполнен в конструктиве модулей
контроллера «ЭЛСИ-Т». Работа модуля основана на принципе
преобразования напряжения в частоту следования импульсов и подсчет их
количества в заданный интервал времени.

Модуль ТА-202 состоит из плат ТД-001 и МА-203.
Плата ТД-001 предназначена для программного управления платой МА-203 и для
обмена данными с модулем по шине контроллера.

Технические характеристики модуля ТА-202 приведены
в таблице 2.4.

Таблица 2.4 — технические
характеристики модуля ТА-202

Наименование параметраЕд. изм.Значение
1	2	3
1 Количество гальванически разделенных каналов	шт.	4
2 Напряжение гальванического разделения	В	1000
3 Диапазон измерения напряжения	В	+-10
4 Погрешность измерения, не более	%	0,2
6 Время измерения	с	0,1 — 10
7 Габаритные размеры	мм	180х40х160
8 Масса	кг	0,8

2.2.8 Модуль ТД-121

Модуль ТД-121 предназначен для опроса дискретных
датчиков сигнализации типа «сухой контакт» в составе контроллера
«ЭЛСИ-Т».

Модуль выполнен в конструктиве модулей
контроллера «ЭЛСИ-Т». Модуль ТД-121 состоит из плат ТД-001 и МД-121.
Плата ТД-001 предназначена для программного управления платой МД-121 и для
обмена данными с модулем по шине контроллера.

Плата ТД-121 работает под управлением платы
ТД-001 и содержит два одинаковых канала, каждый из которых предназначен для
опроса 16 дискретных датчиков.

Технические характеристики модуля приведены в
таблице 2.5.

Таблица 2.5 — технические
характеристики модуля ТД-121

Наименование параметра	Ед. изм.	Значение
1	2	3
1 Количество гальванически разделенных каналов	шт.	2
2 Количество принимаемых сигналов в канале	шт.	16
3 Тип опроса датчиков сигнализации	Последовательный
4 Время фильтрации дребезга сигнала	мс	от 4 до 30000
5 Ток опроса датчиков сигнализации	мА	10, 20
6 Напряжение опроса датчиков	В	12; 24
7 Метод фильтрации дребезга сигнала	Цифровой
8 Габаритные размеры	мм	180х40х160
9 Масса, не более	кг	0,8

2.2.9 Модуль ТД-318

Модуль ТД-318 предназначен для выдачи 32
сигналов управления напряжением 24 В постоянного тока в составе контроллера
«ЭЛСИ-Т».

Модуль выполнен в конструктиве модулей
контроллера «ЭЛСИ-Т». Модуль состоит из двух плат: платы управления
МД-305 и платы сопряжения МД-306.

Плата управления МД-305 предназначена для
сопряжения модуля с шиной контроллера ConBus,
управления процессом выдачи сигналов управления, контроля правильности
функционирования модуля.

Плата МД-306 содержит 8 гальванически
разделенных каналов по 4 сигнала управления в каждом канале.

Технические характеристики модуля приведены в
таблице 2.6.

Таблица 2.6 — технические
характеристики модуля ТД-318

Наименование параметра	Ед. изм.	Значение
1	2	3
1 Количество гальванически разделенных каналов	шт.	8
2 Количество сигналов управления в канале	шт.	4
3 Коммутируемое напряжение постоянного тока, не более	В	30
5 Время выдачи сигналов управления, не менее	с	0,1
6 Количество одновременно формируемых сигналов	шт.	до 32
7 Габаритные размеры	мм	180х40х160
8 Масса, не более	кг	0,7

2.3 Технологическая
связь

Для оперативного управления всеми объектами
магистрального нефтепровода вдоль трассы сооружаются линии связи.
Технологическая связь обеспечивает диспетчерскую телефонную связь управления
магистральными нефтепроводами (УМН) со всеми подразделения, цехами и
технологическими объектами УМН, связь с другими УМН, местную связь, каналы
телемеханики и каналы передачи данных.

Под каналом связи подразумевается совокупность
технический средств (аппаратура и линия связи), необходимых для независимой
передачи данного сообщения.

При выборе линий связи необходимо учитывать
следующие особенности:

·
поток
информации (количество передаваемых значений измеряемой величины в единицу
времени);

·
скорость
изменения измеряемой величины;

·
требования
к точности измерений;

·
влияние
внешних воздействий

·
специфика
вывода сигналов из среды объекта измерений (взрыво- и пожароопасность,
химическая агрессивность и др.);

·
необходимость
компромисса между требуемыми и допустимым затратами.

Линией связи может служить проводная цепь
(кабельная или воздушная линия), радиорелейная система или радиосвязь. На всей
протяженности магистрального нефтепровода в качестве линий связи используется
радиосвязь при помощи радиостанция «Моторолла».

На линейной части магистрального нефтепровода
сбор технологической информации осуществляется средствами телемеханики
«ЭЛСИ-Т». При этом у каждого контролируемого объекта устанавливается аппаратура
контролируемых пунктов (КП) телемеханики, которая связывается с различными
датчиками.

Передача информации в телемеханической системе
складывается из трех операций:

Сбор и обработка информации;

Формирование сигнала в передающем устройстве;

Передача его по линии.

Передача информации в телеизмерениях чаще всего
осуществляется в виде электрических сигналов по общей схеме, показанной на
рис.2.2.

Рисунок.2.2 — Общая схема телеметрического
устройства

Сигналы для передачи, как правило, модулируют, а
затем восстанавливают на приемной стороне.

Надежность и достоверность передаваемых
сообщений во многом зависит от качества каналов связи. Поэтому большое внимание
уделяется надежности каналов связи и контролю за их работой.

2.4 Электроснабжение
системы линейной телемеханики контроллера «ЭЛСИ-Т»

На магистральном нефтепроводе электроснабжение
системы линейной телемеханики контроллера «ЭЛСИ-Т» производится от
вдольтрассовой линии электропередач 10 кВ, которая снабжает электропотребителей
линейных сооружений. Причем питание контроллера «ЭЛСИ-Т» осуществляется через
трансформаторную подстанцию, расположенную на расстоянии 85 м от блок-бокса
ПКУ.

Если по причине аварии на вдольтрассовой линии
электропередач произойдет отключении электрической энергии, то контроллер
«ЭЛСИ-Т» автоматически переходит на автономное резервное питание, которое
обеспечивается источником вторичного питания СКАТ-2400.

По руководящим документам РД 153-39.4-087-01
«Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов» средства
телемеханики линейной части магистрального нефтепровода должны иметь источники
бесперебойного питания (ИБП), которые должны поддерживать работу средств
телемеханики вместе с датчиками не менее трех часов, если после прохождения
трех часов не будет подано электропитание от вдольтрасовой ЛЭП — то диспетчер
должен будет остановить работу всего нефтепровода в аварийном порядке.

Источник вторичного электропитания СКАТ-2400
предназначен для обеспечения бесперебойной работы систем телемеханики, охранно-пожарной
сигнализации с токами потребления от 0,5 А до 5 А. Источник СКАТ-2400 оснащен
системой заряда и контроля аккумуляторной батареи. СКАТ-2400 изготовлен на
унифицированной печатной плате. Вопросы монтажа и особенности эксплуатации
источника электропитания СКАТ-2400 описаны в разделе 3 данного дипломного
проекта.

Условия эксплуатации:

а) напряжение питающей сети 220 В 50 Гц с
пределами изменения от

до 242 В;

б) температура окружающей среды от -10 до +400
С;

в) относительная влажность воздуха не более 90%;

г) отсутствие в воздухе паров агрессивных сред.

Технические данные и характеристики приведены в
таблице 2.7.

Таблица 2.7 — технические характеристики
источника вторичного электропитания СКАТ-2400

№ п/п	Наименование параметра	Значение параметра
1	2	3
1	Номинальный ток выхода, А	0…2,5
2	Максимальный ток выхода, А	3,0
3	Величина напряжения на аккумуляторах, при котором происходит автоматическое отключение нагрузки, В	21…22
4	Емкость аккумуляторов, А*ч	7…12
5	Тип и количество аккумуляторов, шт.	Кислотный необслуживаемый с номинальным напряжением 12 В — 2 шт
6	Габаритные размеры, мм	320х320х110
7	Масса без аккумуляторов, кг	6,0

2.5
Выбор и обоснование первичных
преобразователей

Линейная часть магистрального
нефтепродуктопровода состоит: из собственно трубопровода с ответвлениями
(шлейфами) для путевого сброса нефтепродукта на нефтебазы, отключающей и
запорной арматурой, рядом с которой находятся ковера и блок-боксы пунктов
контроля и управления (ПКУ), в которых монтируются линейная система телемеханики.

В коверах на линейной части монтируются
первичные преобразователи, импульсные линии, манометры.

Ковер предназначен для защиты первичных
преобразователей от механического воздействия при проведении каких-либо работ
на линейной части, воздействия окружающей среды на приборы, защиты импульсной
линии и манометров от водных осадков и атмосферных изменений.

На линейной части нефтепродуктопровода
установлены следующие первичные преобразователи:

·
Датчик
прохождения очистного устройства (скребка) ДПС-5В.

·
Датчик
избыточного давления ТЖИУ 406.

·
Манометр
показывающий типа МП-3 с импульсной линией.

Эти вышеперечисленные первичные преобразователи
были выбраны исходя из следующих требований: датчики соответствуют необходимым
выходным характеристикам и параметрам качества, обеспечивают надежность и
качество выполняемых измерений (преобразования сигнала).

Также эти первичные преобразователи
соответствуют рабочим условия эксплуатации, могут работать при температуре
окружающей среды от -50 до +50 0С, могут применяться в соответствии с гл. 7.3
ПУЭ во взрывоопасных зонах помещений и наружных установок, в которых возможно
образование взрывоопасных смесей категории IIА,
групп Т1, Т2, Т3 по классификации ГОСТ 12.1.011-78. Первичные преобразователи
имеют степень защиты от внешних воздействий, а также взрывозащищенного
исполнения.

При выборе первичных преобразователей
учитывались такие факторы, как бесконфликтность и нормальный бесперебойных
режим работы с линейной системой телемеханики, построенной на базе контролера
«ЭЛСИ-Т».

2.6 Характеристики
и описание принципа действия первичных преобразователей

.6.1 Датчик
прохождения очистного устройства ДПС-5В

Внутренняя полость магистральных нефтепроводов в
процессе эксплуатации и при подготовке к проведению диагностических работ
должна подвергаться очистке внутренней полости трубопровода.

Очистной скребок — внутритрубный снаряд,
предназначенный для проведения очистки внутренней полости и стенок трубопровода
от парафиносмолистых отложений, глиняных тампонов и грязи, а также удаления
посторонних предметов.

Рабочая среда для скребка — нефть,
нефтепродукты, вода.

Корпус скребка представляет собой стальную полую
конструкцию. Фланцы, приваренные в средней и задней частях корпуса,
обеспечивают крепление на них манжетов. Прокладочные диски обеспечивают
определенное расстояние между ведущим и чистящим дисками.

На переднем торце скребка расположены байпасные
отверстия, ось которых направлена под углом к стенке трубопровода. Они
предназначены для размыва отложений, которые скребок счищает с внутренней
поверхности трубопровода и толкает спереди себя. В задней части скребка в
защитной раме расположен передатчик для скребка. Внешний вид скребка приведен
на рис.2.3.

Рисунок. 2.3 — Внешний вид очистного скребка

Сигнализатор ДПС-5В взрывозащищенного исполнения
с маркировкой взрывозащиты 1 Ex
d11 AT3
может применяться в соответствии с гл. 7.3. ПУЭ во взрывоопасных зонах
помещений и наружных установок, в которых возможно образование взрывоопасных
смесей категории 11А, групп Т1, Т2, Т3 по классификации ГОСТ 12.1.011-78.

Согласно ПУЭ взрывозащитное оборудование
подразделяется по уровням взрывозащиты, уровням, группам и темпратурным
классам. Датчик прохождения скребка ДПС-5В имеет маркировку взрывозащиты 1 Ex
d11 AT3.
Что обозначает:

— взрывобезопасное оборудование.

Ex — указывает
на соответствие электрооборудования стандартам взыровозащиты оборудования.

d —
взрывонепроницаемая оболочка

II — это
обозначает, что оборудование для внутренних и внешних установок.

АТ3 — температурный класс, соответсвующий
температуре от 200-300 0С, взывоопасные смеси категории IIА
(аммиак, ацетон, бензол, пропан, толуол).

Ex
d11 AT3
— взрывобезопасное оборудование, соответствующее стандартам
электрооборудования, во взрывоне-проницаемой оболочке, может применяться в
наружных и внутренних установках с возможным образованием взрывооопасных смесей
категории IIА, групп Т1,
Т2, Т3.

ДПС-5В может работать как автономно, так и в
составе АСУ (автоматизированная система управления).

Принцип работы сигнализатора основан на приеме
непрерывных ультразвуковых шумов, возникающих при прохождении очистного
устройства (ОУ) по продуктопроводу. В момент прохождения ОУ места установки
блока датчика на блоке питания и регистрации засвечивается светодиод, а в
систему автоматики подается сигнал “Сухой контакт”. Световая индикация и сигнал
“Сухой контакт” сохраняются до тех пор, пока на прибор не будет подан сигнал
“Контроль”.

В приборе реализован режим дистанционного
контроля работоспособности блока датчика, а также возможно определение
характера неисправности линии, соединяющей блок датчика с блоком питания и
регистрации — обрыв или короткое замыкание.

Рабочие условия эксплуатации датчика ДПС-5В:

а) Блок датчика сигнализатора:

·
взрывозащищенное
исполнение с маркировкой взрывозащиты 1 Ex
d11 AT3.

·
температура
окружающей среды от -50 до +50 0С.

б) Блок питания и регистрации сигнализатора:

·
температура
окружающей среды от -20 до +40 0С.

Технические характеристики датчика прохождения
скребка ДПС-5В:

1. Точность
определения момента прохождения очистного устройства места установки блока
датчика +/- 3 с.

2. Питание
от сети переменного тока напряжением (220 +/- 22)В, с частотой 50 Гц.

3. Мощность,
потребляемая прибором, не более 2,5 ВА.

4. Режим
работы непрерывный.

5. Масса
не более, кг:

·
блок
датчика сигнализатора 3,0

·
блок
питания регистрации сигнализатора 1,3

6. Габаритные
размеры, мм:

·
блок
датчика сигнализатора 0-85, h
135

·
блок
питания регистрации сигнализатора 200 х 90 х 50

·
магнитный
прижим 100 х 95 х 35

Устройство и работа сигнализатора основана на
приеме и регистрации непрерывных ультразвуковых шумов (в диапазоне 70 кГц и
выше), возникающих при перемещении очистного устройства по трубопроводу.

Рисунок. 2.4 — Внешний вид блока датчика ДПС-5В
и блока регистрации

2.6.2
Датчик избыточного давления ТЖИУ 406

Датчик предназначен для измерения избыточного
или абсолютного давления газа или жидкости и обеспечивает непрерывное
преобразование значения измеряемого параметра в унифицированный линейно
возрастающий токовый сигнал. Внешний вид датчика показан на рис.2.5.

Датчик может использоваться в комплексах и
устройствах телемеханики. Датчик выполнен с видом взрывозащиты «взрывонепроницаемая
оболочка», имеет маркировку по взрывозащите «1ExdIIAT6»
и соответствует требованиям ГОСТ, что означает:

— взрывобезопасное оборудование.

Ex — указывает
на соответствие электрооборудования стандартам взыровозащиты оборудования.

d — взрывонепроницаемая
оболочка

II — это
обозначает, что оборудование для внутренних и внешних установок.

АТ6 — температурный класс, соответсвующий
температуре от 85-100 0С, взывоопасные смеси категории IIА
(аммиак, ацетон, бензол, пропан, толуол).

ExdIIAT6
-взрывобезопасное оборудование, соответствующее стандартам элоборудования, во
взрывонепроницаемой оболочке, может применяться в наружных и внутренних
установках с возможным образованием взрывооопасных смесей категории IIА,
групп Т1, Т2, Т3, Т4, Т5, Т6.

Технические характеристики датчика избыточного
давления:

1. Диапазон
измерения датчика ТЖИУ 406 при избыточном давлении от 0 до1,6 и от 0 до 2,5
МПа.

2. Выходной
сигнал — токовый сигнал, линейно-изменяющийся в пределах диапазона измерений,
либо от 4 до 20 мА, либо от 0 до 5 мА, в зависимости от модификации датчика.

3. Мощность
потребляемая датчиком от источника питания не превышает 1,0 Вт.

4. Электрическое
питание датчика осуществляется от источника постоянного тока напряжением 12-30
В.

5. Датчик
сохраняет работоспособность после кратковременного воздействия перегрузки
давлением 1,25Pmax в диапазоне
до 10 Мпа.

6. Предел
допускаемой основной погрешности датчика составляет в зависимости от вариации
исполнения: +/-0,15%; 0,20%; 0,25%.

7. Полный
назначенный срок службы датчика — 14 лет.

8. Масса
датчика не превышает 2,8 кг (без монтажных частей).

Устройство датчика давления:

Датчик состоит из взрывобезопасного корпуса с
двумя крышками. В корпусе имеются два резьбовых отверстия для кабельного ввода,
одно закрыто пробкой, в другом непосредственно установлены втулки кабельного
ввода с резиновыми сальниковыми уплотнениями. Для предохранения жил кабеля от
скручивания введено зажимное устройство с помощью планки и двух винтов.

Принцип действия датчика давления.

В исходном состоянии в нормальных условиях
величина давления в канале и камере равны между собой и соответствуют
атмосферному давлению. Мембрана не испытывает деформирующих воздействий, сигнал
с измерительной диагонали тензомоста равен «0» и при подключении датчика
в цепи нагрузочного сопротивления формируется ток, равный 0 или 4 мА. При
подаче измеряемого избыточного давления в канал штуцера оно через
разделительную мембрану и жидкость воздействует на мембрану.

Рисунок. 2.5 — Внешний вид датчика избыточного
давления ТЖИУ 406

2.6.3 Деформационный
показывающий манометр МП-3

Деформационный показывающий манометр МП-3
предназначен для измерения избыточного или абсолютного давления жидкости при
ведении технологического процесса. Этот манометр устанавливается так же в
ковере на нефтепроводе с остальными первичными преобразователями.

Деформационный показывающий манометр МП-3
получил большое распространение при контроле технологического процесса для
измерения давления нефтепродуктов, его отличает простота устройства, удобство и
безопасность в эксплуатации.

Принцип действия показывающего манометра:

Манометр имеет в схеме упругий элемент, который
деформируется под действием измеряемого давления — трубчатую пружину. В таком
приборе с изменением измеряемого давления трубчатая пружина изменяет свою
кривизну. Ее свободный конец через тягу поворачивает зубчатый сектор и
находящуюся с ним в зацеплении шестерню.

Вместе с шестерней поворачивается закрепленная
на ней стрелка, перемещающаяся вдоль шкалы. Внешний вид манометра МП-3 показан
на рис.2.6.

Рабочие условия эксплуатации:

·
диапазон
измерения манометра МП-3 при избыточном давлении от 0 до 40 МПа;

·
Манометр
сохраняет работоспособность после кратковременного воздействия перегрузки
давлением 1,25 Pmax
в диапазоне до 60 МПа;

·
Полный
назначенный срок службы манометра 14 лет;

·
Масса
не превышает 1,8 кг;

·
Диапазон
температур от -50 до +50 0С.

Рисунок. 2.6 — Деформационный показывающий
манометр МП-3

2.7 Линии связи

диспетчерский управление
магистральный нефтепровод

Для выбора линий связи необходимо вначале
определить классификацию взрывоопасной зоны. Линейная часть магистрального
нефтепровода (ковер, блок-бокс ПКУ) относиться к наружным установкам,
содержащих горючие газы (ГГ) и легко воспламеняющиеся жидкости (ЛВЖ) , т.е. к
зоне класса В-Iг согласно гл.7
ПУЭ.

Согласно ПУЭ зоны класса В-Iг
— это пространства у наружных установок, содержащих ГГ или ЛВЖ, надземных и
подземных резервуаров с ЛВЖ или ГГ, эстакад для слива или налива ЛВЖ, открытых
нефтеловушек и т.д. Также к зонам класса В-Iг
относятся: пространства у проемов за наружными ограждающими конструкциями
помещений с взрывоопасными зонами В-I,
В-Iа и В-II.

Во взрывоопасных зонах класса В-Iг
разрешается применение проводов и кабелей с медными и алюминиевыми жилами в
изолированной оболочке, при условии, что приборы взрывозащищенного исполнения и
имеют вводные устройства и контактные зажимы для алюминиевых проводников.

Минимально допустимые сечения жил проводов и
кабелей должны быть 1,5 мм2 — для медных и 2,5 мм2 — для алюминиевых жил.

Во взрывоопасных зонах любого класса могут
применяться:

1. Провода
с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией

2. Кабели с резиновой, поливинилхлоридной и
бумажной изоляцией в резиновой, поливинилхлоридной и металлической оболочках.

Линия связи для датчика избыточного давления
ТЖИУ 406 согласно гл.7 ПУЭ и Инструкции по техническому описанию и
эксплуатации, может быть выполнена контрольным кабелем типа КВБбШВ с медными
проводами сечением 1-1,5 мм2, и числом жил — 4.

Кабель типа КВБбШВ:

Экран и заполнитель кабеле отсутствуют. Жила —
мягкая медная проволока. Изоляция — изоляционный ПВХ пластикат. Сердечник —
скручен из 4, 5, 7, 10, 14, 19, 27, 37, 52 или 61 изолированной жилы. Поясная
изоляция — спирально наложенная лента из ПЭТФ плёнки. Оболочка — шланг из
светотермостойкого ПВХ пластиката и разделительный слой из ПВХ пластиката.
Броня — броня из двух спиральных стальных лент. Наружный покров — наружный
шланг из ПВХ пластиката.

Кабель в разрезе представлен на рис.2.7.

Назначение: для неподвижного присоединения к
электрическим приборам, аппаратам, сборкам зажимов электрических
распределительных устройств с номинальным переменным напряжением до 660 В
частоты до 100 Гц или постоянным напряжением до 1000 В.

Условия эксплуатации и монтажа: кабель КВБбШВ
может эксплуатироваться при рабочей температуре — от -40 до +50 °С;
минимальный срок службы в нормальных условиях эксплуатации — 20 лет при
прокладке в земле, 25 лет при прокладке в помещении.

Рисунок. 2.7 — Кабель КВБбШВ

Преимущественные области применения — в
помещениях, каналах и тоннелях, а также прокладка в земле в условиях
агрессивной среды и воздействия блуждающих токов; температура прокладки — не
ниже -7 °С;
величина монтажных изгибов — не менее 10 диаметров по оболочке.

Линия связи для датчика прохождения скребка
ДПС-5В согласно гл.7 ПУЭ и Инструкции по техническому описанию и эксплуатации,
может быть выполнена контрольным кабелем типа КВВБГ с медными проводами
сечением 1,5 мм2 и числом жил — 4.

Кабель типа КВВБГ:

Жила — мягкая медная проволока. Изоляция — ПВХ
пластикат. Сердечник- скручен из 4, 5, 7, 10, 14, 19, 27, 37, 52 или 61
изолированной жилы. Поясная изоляция — спирально наложенная лента из ПЭТФ плёнки.
Оболочка — шланг из светотермостойкого ПВХ пластиката. Броня — из двух
спиральных стальных лент без покрытия.

Кабель в разрезе представлен на рис.2.8.

Условия эксплуатации и монтажа: рабочая
температура — от -40 до +50 °С; минимальный срок службы в нормальных условиях
эксплуатации — 20 лет при прокладке в земле, 25 лет при прокладке в помещениях,
каналах и тоннелях; преимущественные области применения — в помещениях, каналах
и тоннелях, а также прокладка в земле в условиях агрессивной среды и
воздействия блуждающих токов; температура прокладки — не ниже -7 °С;
величина монтажных изгибов — не менее 10 диаметров по оболочке.

Рисунок.2.8 — Кабель КВВБГ

Кабель типа КВВГ: Жила — мягкая
медная проволока. Изоляция — изоляционный ПВХ пластикат. Сердечник — скручен из
4, 5, 7, 10, 14, 19, 27, 37, 52 или 61 изолированной жилы. Поясная изоляция —
спирально наложенная лента из ПЭТФ плёнки

Оболочка — шланг из
светотермостойкого ПВХ пластиката пониженной горючести.

Кабель в разрезе представлен на рис.2.9.

Рисунок.2.9 — Кабель КВВГ

Преимущественные области применения
— в помещениях, каналах и тоннелях.

3. МОНТАЖ, ЭКСПЛУАТАЦИЯ И
НАЛАДКА

3.1 Общие требования
при монтаже систем контроля и автоматики

Системы контроля и автоматики (СКиА) монтируют
согласно технической документации проектов автоматизации технологических
процессов, разрабатываемых проектными организациями различных министерств и
ведомств.

Техническая документация проектов автоматизации
регламентируется нормативными документами: Строительными нормами (СН),
Строительными нормами и правилами (СНиП), а также Ведомственными строительными
нормами (ВСН) и Руководящими материалами (РМ).

Все проекты автоматизации, полученные для
монтажа, должны соответствовать СН 202-81 «Инструкция по разработке
проектов и смет для промышленного строительства» и ВСН 281-75/Минприбор
«Временные указания по проектированию систем автоматизации технологических
процессов».

Монтаж приборов и средств автоматизации надо
производить в соответствии с рабочими чертежами проекта, ППР, требованиями СНиП
3.05.07-85 «Системы автоматизации» СНиП III-4-80
«Техника безопасности в строительстве», а также
монтажно-эксплуатационными инструкциями заводов-изготовителей приборов и
средств автоматизации.

Проект производства работ (ППР) является рабочим
документом при производстве монтажных работ. Он определяет организацию и
технологию работ по монтажу систем автоматизации, а также служит для
оперативного планирования, учета и контроля. ППР разрабатывается специалистами
предприятий с участием исполнителей работ. Проект содержит комплексно-сетевой
график или календарный план, устанавливающий последовательность и сроки
выполнения работ; технологические карты на сложные работы; решения по ТБ и ПБ и
т.д.

Все поступающие на объект рабочие перед допуском
их к работе должны быть проинструктированы по ТБ производителем работ
(мастером). Проведение инструктажа должно быть оформлено в журнале по ТБ, при
этом принятые вновь рабочие допускаются лишь к работе после вводного
инструктажа и инструктажа непосредственно на рабочем месте. Оформляются оба
инструктажа в упомянутом журнале.

Так как линейная часть магистрального
нефтепровода является опасной зоной, и работы выполняемые на ее территории
относятся к категории особо опасных работ, то к таким работам допускаются лица
не моложе 18 лет, прошедшие обучение по утвержденной программе, сдавшие
экзамены и имеющие соответствующие удостоверения. Производство сложных и особо
опаснах работ необходимо оформлять писменным допуском, прилагаемым к наряду.

Производство работ по монтажу систем контроля и
автоматики на линейной части магистрального нефтепровода условно можно
разделить на две стадии.

На первой стадии проверяется наличие
установленного ковера на нефтепроводе, смотрят на готовность блок-бокса ПКУ к
дальнейшему монтажу. Проверяют наличие закладных проемов и деталей в ПКУ, а
также отборов на нефтепроводе в ковере. Одновременно ведутся заготовительные
работы — заготовка узлов, деталей, креплений, наличие инструмента необходимого
и т.д. На первой стадии работы ваполняются в основном одновременно с строительными
работами.

На второй стадии прокладываются электрические
проводки по смонтированным конструкциям, устанавливаются шкафы и пульты
телемеханики и контроллера «ЭЛСИ-Т», приборы и средства автоматизации
по месту (в ковере).

Все приборы, подлежащие монтажу должны быть
поверены в мастерской КИПиА, а также в метрологической службе предприятия НУМН,
в государственных органах.

3.2 Монтаж прибора
прохождения очистного устройства ДПС-5В

Монтаж первичных преобразователей на линейной
части магистрального нефтепровода выполняется в ковере. В коверах монтируются
помимо первичных преобразователей и импульсная линия, манометры.

Ковер предназначен для защиты первичных
преобразователей от механического воздействия, воздействия окружающей среды на
приборы, защиты импульсной линии и манометров от водных осадков и атмосферных
изменений.

При монтаже блока датчика сигнализатора ДПС-5В
необходимо руководствоваться инструкцией по эксплуатации ИПЦЭ 2.003.004 ТО и
«Правилами устройства электроустановок» гл. 7.3. Согласно ПУЭ во
взрывоопасных зонах могут применяться электрические аппараты и приборы при
условии, что уровень их взрывозащиты или степени защиты оболочки по ГОСТ
14255-69 соответствует классу взрывоопасной зоны.

Датчик прохождения скребка ДПС-5В имеет
маркировку взрывозащиты 1 Ex
d11 AT3,
что соответствует зоне В-Iг,
где он монтируется.

Перед монтажом блока датчика проверить
исправность оболочки, отсутствие на ней трещин и пробоин; наличие маркировки
взрывозащиты, предупредительной надписи, крепежных болтов, уплотнительного
кольца в кабельном вводе.

Датчики сигнализатора с поврежденной оболочкой,
не имеющие маркировки взрывозащиты к эксплуатации не допускаются.

Внутренняя полость датчика залита герметиком с
целью герметизации и вскрытию не подлежит.

Монтаж блока датчика сигнализатора на
нефтепровод осуществляется в следующем порядке:

·
Подсоединить
шпильки магнитодержателя к пластинам магнитодержателя в соответствии с рисунком
3.1.

·
Снять
изоляцию и зачистить поверхность трубы от неровностей на площади 180х120 мм, так,
чтобы большая сторона площадки располагалась перпендикулярно оси трубы. Нанести
на защищенную поверхность трубы смазку «Литол-24»,
«Циатим-201» слоем толщиной около 1 мм.

·
Для
повышения чувствительности сигнализатора нанести на нижнюю часть блока датчика
смазку «Литол-24», «Циатим-201» слоем толщиной 3 — 4 мм.

·
Установить
датчик на тело трубы в центр расчищенной площадки без перекосов так, чтобы ось
канавки на днище датчика располагалась параллельно оси трубы.

·
С
помощью магнитных прижимов необходимо укрепить датчик на теле трубы.

— Подключение датчика к блоку питания и
регистрации осуществляется с использованием кабеля КВВБГ 4 х 1,5 длиной 100 м
герметично вмонтированного в корпус блока датчика.

/+/ жила кабеля обозначена биркой. При
неправильном подключении полярности, светодиод «Сеть» на блоке
питания и регистрации не светится, в этом случае необходимо сменить полярность.

Монтаж блока питания и регистрации (БПР):

Блок питания и регистрации на линейной части
магистрального нефтетрубопровода монтируется отдельно от блока датчика
сигнализации, его (БПР) необходимо монтировать в блок-боксе ПКУ, так как этот
блок питания и регистрации может работать в определенном температурном
диапазоне: от -20 до +40 0С.

Для монтажа БПР в блок-боксе ПКУ необходимо:

·
Закрепить
блок питания и регистрации в стойке шкафа телемеханики «ЭЛЕСИ-Т»
посредством крепежных отверстий.

·
Руководствуясь
монтажной схемой рис. 3.2, произвести распайку кабельной части разъема
«Датчик» с кабелем, соединяющим БПР с блоком датчика. Произвести
соединение кабельной и блочной частей разъема «Датчик».

·
Руководствуясь
схемой монтажной рис. 3.2, произвести распайку разъема «АСУ» с
кабелем, соединяющим БПР с АСУ ТП. Произвести соединение кабельной и блочной
частей разъема «АСУ».

·
Соединить
шнур питания БПР с клеммами стойки системы телемеханики «ЭЛЕСИ-Т» 220
В, 50 Гц.

Рисунок. 3.1 — Монтаж блока датчика
сигнализатора на нефтепроводе

3.3 Монтаж датчика
избыточного давления ТЖИУ 406

Датчик избыточного давления аналогично ДПС-5В
монтируется в ковере на технологическом трубопроводе, и также защищен ковером
от механического воздействия, воздействия окружающей среды, атмосферных
осадков.

Перед монтажем датчика на магистральном
нефтепроводе на соединительную линию, необходимо вначале произвести монтаж
отборных устройств и соединительной линии с расширительным бачком.

При монтаже соединительной линии необходимо
руководствоваться следующими требованиями:

·
Соединительные
линии, служащие для соединения прибора с отборным устройством, называют
импульсными.

·
Соединительная
линия должна иметь конфигурацию трассы, соответствующую свойствам измеряемой
среды, минимальную длину.

·
Соединительные
линии должны быть построены так, чтобы в установившемся режиме соблюдалось равенство
давления в месте отбора и чувствительным элементом датчика.

·
Длина
трубной линии должна быть выбрана такой, чтобы температура вещества,
поступающего в датчик, не отличалась от температуры окружающего воздуха. Для
датчика избыточного давления ТЖИУ 406 согласно инструкции по эксплуатации ТЖИУ.
406233. 003 ТО длина соединительной линии должна быть не более 15 м, и может
иметь односторонний уклон не менее 1:50 от места отбора давления вверх к
датчику.

·
Внутренний
диаметр соединительной линии принимается не менее 12 мм согласно инструкции по
эксплуатации ТЖИУ. 406233. 003 ТО.

·
Соединительная
линия должна монтироваться таким образом, чтобы можно было устранить неполадки
измерительной линии и датчика без остановки технологического процесса
контролируемого объекта, с обязательным соблюдением требований техники
безопасности, для чего в схемах предусматривается запорная арматура для
отключения соединительной линии от контролируемого объекта и сброса давления из
трубной проводки.

·
Соединительные
линии к приборам необходимо прокладывать так, чтобы исключить образование
газовых мешков (при измерении давления жидкости).

·
Соединительные
линии герметизируют и защищают от действия внешних источников тепла и холода.
Изгибы труб соединительной линии должны быть плавными, без вмятин и гофр.

·
Продувка
соединительных линий может осуществляться через трехходовые краны либо через
специальные продувочные линии. Так как магистральный нефтепровод — это
нефтепровод высокого давления (до 20 МПа), то при температуре среды до 450 С и
давления Ру до 20 МПа применение трехходового крана типа КТК не допускается, в
этом случае следует применять кран типа 1014-ООБ или заменить его двумя
вентилями на соответствующее давление.

·
Если
давление среды пульсирует или температура среды выше 80 0С, то отборные
устройства должны быть с петлеобразным успокоителем.

При установки датчика на магистральном
нефтепроводе, где измеряемой средой является нефтепродукты, применяется
отборное устройство ТК4-3145-70. Отборные устройства давления устанавливаются
на технологическое оборудование и трубопроводах и служат для периодического или
непрерывного отбора измеряемой среды.

Места установки отборных устройств и первичных
преобразователей следует выбирать с учетом требований проекта и заводских
инструкций,

Одной из разновидностью отборных устройств
являются бобышки для закрепления первичного прибора и ввода его чувствительного
элемента в измеряемую среду. Так как датчик избыточного давления ТЖИУ 406
устанавливается на некотором расстояние от технологического трубопровода,
бобышки служат для присоединения импульсной линии и закрепления запорного
устройства.

Бобышки применяют только на металлических
трубопроводах и технологических аппаратах с металлическими стенками или
обшивкой. Их устанавливают в отверстие трубопровода и приваривают.

Бобышки следует применять на магистральном
нефтепроводе только из того же металла, что и трубопровод. Внутренняя резьба в
бобышке выбирается по резьбе запорного органа, который будет в нее
ввертываться. Высота бобышки принимается с учетом установки в нее первичного
преобразователя и в зависимости от наличия и высоты слоя тепловой изоляции на
магистральном нефтепроводе.

Обычно используются прямые и скошенные бобышки.
Угловые применяются для отборных устройств, устанавливаемых на коленах
трубопровода, а также при наклонной установке отборного устройства или
первичного преобразователя.

Для магистрального нефтепровода, на котором
монтируется датчик избыточного давления ТЖИУ 406, применяют бобышки прямые на
Ру до 20 МПа, типа БП1-М27-55, диаметром 42 мм, резьба М27х2 и массой 0,35 кг
(рис 3.3).

Отборные устройства, как правило, должны иметь
запорные органы. Установка отборных устройств без запорной арматуры допускается
при замерах разряжения до 100 МПа в печах, топках и замере давления не ядовитых
газов. Отборы давления воды или других жидкостей на горизонтальном трубопроводе
должны ввариваться ниже горизонтальной оси трубопровода.

Места размещения отборных устройств и их
координаты должны указываться на рабочих чертежах технологических трубопроводах
с тем, чтобы бобышки вваривались во время изготовления оборудования.

Закладные конструкции для установки отборных
устройств давления должны заканчиваться запорной арматурой. Привариваемые к
трубопроводам штуцера, как правило, не должны выступать внутрь трубопровода во
избежание образования завихрений у места отборов.

Рисунок. 3.3 — Бобышка прямая БП 1-М27-55

При измерении давления агрессивных сред отборы
давления должны иметь разделительные сосуды, которые необходимо устанавливать
как можно ближе к отборным устройствам. Разделительный сосуд заполняется
жидкостью, инертной по отношению к материалу прибора, соединительных трубок и
самого сосуда. Кроме того, разделительная жидкость не должна химически
взаимодействовать с измеряемой средой или смешиваться с ней. Для заполнение
разделительных сосудов в импульсной линии для датчика давления ТЖИУ406 в
качестве разделительной жидкости применяется Тосол-40. Также для данного
трубопровода, на котором монтирован датчик давления ТЖИУ применяются
разделительные сосуды типа СРС-250-2, рассчитанные на давление до 25 МПа.

Примерный вид импульсной линии без указания
размеров показан на рис.3.4. При заполнении импульсной линии разделительной
жидкостью необходимо соблюдать следующий порядок технологии заливки и прокачки:

1. Необходимо
перекрыть вентиль 1.

2. Снять
пробку-заглушку на разделительном сосуде.

3. Заливать
до предела разделительную жидкость «Тосол-40» чере3 отверстие в
сосуде, затем поставить на сосуд пробку-заглушку.

4. Через
вентиль 2 необходимо подсоединить устройство для прокачки импульсной линии.

5. Открываем
трехходовой кран возле датчика и прокачиваем импульсную линию до тех пор, пока
жидкость не начнет выбегать через кран, затем плотно закрываем трехходовой
кран.

6. Перекрываем
вентиль 2.

7. Открываем
вентиль 1 для сообщения разделительной жидкости с измеряемой средой.

Только после монтажа отборного устройства и
импульсной линии необходимо уже монтировать датчик избыточного давления ТЖИУ
406 непосредственно на импульсную линию. При монтаже датчика необходимо
руководствоваться инструкцией по эксплуатации ТЖИУ. 406233. 003 ТО:

1. При
выборе места установки нужно руководствоваться следующим:

·
допускается
устанавливать датчик во взрывоопасных зонах класса В-1а, В-1г;

·
место
установки датчика должно обеспечивать удобные условия для обслуживания и
демонтажа.

2. Перед
монтажом осмотреть датчик. При этом необходимо проверить маркировку при
взрывозащите, заземляющие устройства и крепящие элементы, а также убедиться в
целостности корпуса датчика.

3. При
монтаже датчика необходимо:

·
чтобы
среда, окружающая датчик не содержала примеси с концентрациями, вызывающими
интенсивную коррозию его составных частей;

·
чтобы
напряженность магнитных полей, вызванных внешними источниками постоянного тока,
не должна превышать 400 А/м;

·
параметры
вибрации не должны превышать значения, указанного в инструкции по эксплуатации
(от 10 до 500 Гц с амплитудой смещения 0,35 мм)

4. Установить
в месте монтажа датчика навес или шкаф, предохраняющий датчик от прямого
воздействия атмосферных осадков и солнечной радиации.

5. Соединительные
трубки от места отбора давления к датчику не должны иметь резких перегибов и
должны выполняться по кратчайшему расстоянию. Рекомендуемая длина — не более 15
м.

6. В
соединительной линии от места отбора давления к датчику рекомендуется установить
два вентиля для отключения датчика от линии и соединения его с атмосферой.

7. Осуществить
присоединение датчика к соединительной линии с помощью предварительно
приваренной к трубке линии ниппеля. Уплотнение соединения осуществляется медной
шайбой.

8. При
завинчивании накидной гайки М20х1,5 на штуцер датчика во время стыковки датчика
с сигнальной трубкой, необходимо вторым гаечным ключом с размером 27 удерживать
датчик от разворота. Перед присоединением к датчику трубка должна быть
тщательно продута для уменьшения возможности загрязнения приемной камеры
датчика.

9. После
присоединения датчика к импульсной линии, корпус датчика давления необходимо
укрепить к стенке ковера. Монтаж к внутренней стенке осуществляется при помощи
двух скоб типа С-14. К скобам кронштейн датчика крепиться двумя монтажными
болтами М6х20 с гайками М6 и шайбами М6. Скобы крепятся к стенке ковера на
сварку.

10.Электрическое
подсоединение датчика к системе линейной телемеханики «ЭЛСИ-Т» должно
производиться по схеме 3.5.

11.После
монтажа датчика проверить места соединений на герметичность, для чего подать на
датчик рабочее давление.

Рисунок.3.4 — Вид импульсной линии для датчика
давления ТЖИУ 406

Рисунок.3.5 — Электрическое соединение датчика
избыточного давления ТЖИУ 406 к контроллеру «ЭЛСИ-Т»

3.4 Монтаж манометра
показывающего МП-3

Показывающий манометр для измерения избыточного
давления аналогично датчику давления ТЖИУ 406 монтируется в ковере на технологическом
трубопроводе, и также защищен ковером от механического воздействия, воздействия
окружающей среды, атмосферных осадков.

Монтаж манометра на магистральном нефтепроводе
осуществляется на соединительную линию, с расширительным бачком.

Монтаж соединительной линии, расширительного
бачка, отборных устройств и закладных конструкций приведен в п.3.3.

Манометр МП-3 монтируется на ту же импульсную
линию, на которой установлен датчик избыточного давления ТЖИУ 406, только для
манометра делается ответвление импульсной линии — рогатка, на которую и
крепится манометр. Перед манометром в импульсной линии монтируется трехходовой
кран типа 1014-ООБ, который служит для прокачки соединительной линии и
установки — снятию манометра МП-3. Примерный вид импульсной линии показан на
рис. 3.6. Технология прокачки приведена в п.3.3.

При монтаже манометра на импульсную линию
необходимо руководствоваться следующими требованиями:

1. Чтобы
среда, окружающая показывающий манометр не содержала примеси с концентрациями,
вызывающими интенсивную коррозию его составных частей

2. Манометры
общего назначения, технические и показывающие манометры устанавливают
непосредственно на технологическое оборудование и трубопроводы. В местах,
удобных для обзора, не удаленных от мест наблюдения.

3. Приборы
устанавливают на смонтированное отборное устройство, заканчивающееся штуцером с
внутренней резьбой М20х1,5.

4. В
штуцер вкладывается прокладка, материал которой выбирается в зависимости от
параметров измеряемой среды.

5. Манометр
ввертывается в штуцер поворотом за шестигранник до уплотнения с прокладкой. При
этом запрещается завертывать манометр за корпус.

6. Если
корпус манометра занял неудобное для обозрения положение, его исправляют за
счет толщины прокладки или кладут еще одну прокладку с тем, чтобы шкала
манометра была обращена к возможному месту обслуживания.

7. После
окончания монтажа манометра необходимо проверить места соединений на
герметичность, для чего подать на манометр рабочее давление. Места соединения
необходимо покрыть мыльным раствором, при этом не допускается появление
пузырьков газа в местах соединений.

Рисунок. 3.6 — Вид импульсной линии для
манометра МП-3

3.5
Монтаж источника вторичного
электропитания СКАТ-2400

Источник вторичного электропитания СКАТ-2400
предназначен для защиты важных нагрузок от любых проблем связанных с
некачественным электропитанием. Имеется ввиду защита телекоммуникационного,
медицинского, промышленного оборудования, а также любого другого критичного к
форме напряжения и времени переключения ИБП на аккумуляторные батареи.

Широкий диапазон допустимого входного напряжения
без перехода к работе от аккумуляторов и полный микропроцессорный контроль их
состояния позволяет значительно увеличить срок службы аккумуляторов.

Функция «холодного старта» позволяет
включать источник бесперебойного питания при полном отсутствии напряжения в
сети.

Источник вторичного электропитания СКАТ-2400
устанавливается в блок-боксе ПКУ в шкафу телемеханики контроллера «ЭЛСИ-Т».

При монтаже необходимо соблюдать следующие
требования:

·
Источник
необходимо устанавливать в помещениях с ограниченным доступом посторонних лиц к
прибору.

·
Установка
источника ведется в шкафу телемеханики «ЭЛСИ-Т».

·
После
выполнения крепежных гнезд корпус источника крепится к стене шкафа шурупами в
вертикальном положении. При этом расстояние между горизонтальной поверхностью и
нижней стенкой должно быть не менее 200 мм.

·
Производится
подключение соединительных линий к клеммам источника в следующей
последовательности (рис.3.7.): подключаются провода сети 220 В 50 Гц к сетевым
клеммам источника, причем провод «земля» подключается к клеммам с маркировкой
«0», а провод «фаза» подключается к клемме с маркировкой «220В»; подключается
нагрузки источника; подключается аккумулятор.

·
Провод
заземления соединить с клеммой заземления, расположенной на корпусе.

Рисунок.
3.7 — Схема соединения аккумуляторов

3.6 Монтаж линий связи

Так как линейная часть магистрального
нефтепровода (ковер, блок-бокс ПКУ) относиться к наружным установкам,
содержащих горючие газы (ГГ) и легко воспламеняющиеся жидкости (ЛВЖ) , т.е. к
зоне класса В-Iг согласно гл.7
ПУЭ, то электропроводки к приборам и средствам автоматизации во взрывоопасных
помещениях и наружных установках прокладываются, соблюдая следующие требования:

1. На
наружных взрывоопасных установках В-1г:

·
изолированными
проводами в стальных защитных трубах и в стальных коробах (в них можно
прокладывать измерительные цепи напряжением выше 12 В);

·
бронированными
кабелями открыто на кабельных конструкциях, мостах, лотках и в земле.

2. При
необходимости прокладки небронированных кабелей во взрывоопасных помещениях
других классов и на наружных установках В-1г кабели заключают в стальные
защитные трубы. Разрешается прокладывать провода и небронированные кабели с
измерительными цепями напряжением не выше 12 В в стальных коробах по наружным
открытым технологическим эстокадам с трубопроводами горючих газов и ЛВЖ, по
возможности с противоположной стороны от технологических трубопроводов.

3. Во
взрывоопасных помещениях и наружных установках всех классов не разрешается
совместная прокладка электропроводок с пластмассовыми трубами или
пневмокабелями в одних коробах, на мостах, лотках и кабельных конструкциях, за
исключением проводок с искробезопасными цепями.

4. Во
взрывоопасных установках, прокладывают провода и кабели только с медными
жилами. Кабели могут иметь резиновую или поливинилхлоридную изоляцию жил.

5. В
наружных установках В-1г можно использовать провода и кабели с аллюминиевыми
жилами при условии, что аппараты и приборы взрывозащищенного исполнения, имеют
вводные устройства и контактные зажимы, позволяющие присоединять алюминиевые
проводники.

6. Минимальная
допустимая площадь сечения жил проводников и кабелей во взрывоопасных
помещениях и наружных установках должна быть 1,5 мм2 для медных и 2,5 мм2 для
алюминиевых жил.

7. Трубы,
короба, мосты и лотки, прокладываемые во взрывоопасных помещениях, должны иметь
негорючие противокорозийные покрытия.

Внутри взрывоопасных помещений, а также в
непосредственной близости от технологических аппаратов наружных установок
устанавливать соединительные и ответвительные кабельные муфты запрещается.

9. Соединения и
ответвления жил кабелей и проводов должны выполняться: в фитингах — пайкой,
сваркой или опрессовкой; в соединительных коробках — на зажимах, а также пайкой
или опрессовкой.

10. Во взрывоопасных
помещениях и в наружных установках должны быть заземлены все электропроводки
независимо от величины напряжения и рода тока. Заземляющими проводниками могут
служить голые или изолированные проводники, а также нулевые провода.

Монтаж кабелей и электропроводок на линейной
части магистрального нефтепровода можно условно разделить на три стадии:

1. Монтаж
бронированных кабелей в земле от блок-бокса ПКУ до ковера, в котором
установлены первичные преобразователи.

2. Монтаж
электропроводок и кабелей внутри блок-бокса ПКУ к системе линейной телемеханике
«ЭЛСИ-Т».

3. Заделка кабелей в
соединительные коробки и подключение их к приборам и средствам автоматики.

Причем первую и третью стадию можно совместить —
выполнять эти монтажные операции совместно.

3.6.1 Прокладка кабеля
в земле

При прокладки кабелей в земле (траншее)
необходимо руководствоваться гл.2.3 ПУЭ.

Перед прокладкой кабелей в траншее кабельные
барабаны доставляются на место монтажа и устанавливаются на одном из концов
трассы прокладки. Перед размоткой кабеля необходимо произвести сверку
протоколов заводских испытаний кабеля с документами, указанными на барабане.
Установить барабан так, чтобы размотка кабеля производилась сверху, а не снизу.
Вывесить барабан с помощью стальной оси, затем снять обшивку и произвести
внешний осмотр кабеля на барабане.

При прокладке в холодное время необходимо перед
прокладкой осуществить прогрев кабеля. Размотку и прокладку кабеля без
предварительного его прогрева допускается проводить в тех случаях, если
температура воздуха в течение 24 часов до начала прокладки не опускалась ниже
температур: -7 °С для кабелей с резиновой, пластмассовой изоляцией бронированной,
включая с защитным

Кабели можно прогревать в теплом помещении
электрокала-рифером или пропуская электрический ток через жилы кабеля. Прогрев
кабеля током прекращается, когда температура оболочки кабеля достигает +20 °С,
прогрев обычно осуществляется сварочными аппаратами или трансформаторами
специального назначения.

При прокладке кабеля в земле необходимо следить
за тем, чтобы кабель не имел не допустимых изгибов, перекруток и механических
повреждений.

К траншее предъявляются следующие требования
(рис. 3.8):

·
Трасса
траншеи (кабеля) определяется проектом и должна быть принята ответственным
руководителем монтажных работ вместе с представителем эксплуатирующей
организации;

·
Длина
траншеи от блок-бокса ПКУ до ковера по проекту равна 100 метрам;

·
Глубина
траншеи должна быть 0,7 — 0,8 метров;

·
Траншея
должна быть сухой и без воды;

·
Дно
траншеи должно быть выровнено, освобождено от посторонних предметов, выровнено
и посыпано рыхлым песком толщиной 100мм;

·
Сверху
засыпают слоем мелкой земли, не содержащей камней, строительного мусора и
шлака. Толщина этого слоя должна быть не менее 100мм;

·
На
участках, где вероятны механические повреждения, кабели защищают плитами или
кирпичом в один слой поперек их трассы. Применение силикатного, а также
глиняного пустотелого и дырчатого кирпича не допускается;

·
Кабели
на дно траншеи укладываются змейкой с запасом по длине 1-3% для компенсации
смещений грунта и температурных деформаций. При этом запас кабеля в виде колец
(витков) запрещается.

Рисунок 3.8 — Траншея

При прокладке кабелей от блок-бокса ПКУ до
ковера в одной траншее укладывают одновременно два контрольных кабеля, при
этом, согласно гл.2.3. ПУЭ расстояние при параллельной прокладке кабельных линий
между контрольными кабелями не нормируется.

Кабельный ввод контрольных кабелей в ПКУ
осуществляется через предусмотренный в блок-боксе ввод, ввод уплотнитель,
показанный на рис. 3.9.

На ковере с внешней стороны монтируется
аналогичный кабельный ввод, показанный на рис. 3.10, через который
осуществляется ввод контрольных кабелей в ковер и их подключение к первичным
преобразователям установленным внутри ковера.

Рисунок. 3.9 — Кабельный ввод в блок-бокс ПКУ

Рисунок. 3.10 — Кабельный ввод в ковер

3.6.2 Концевые заделки
кабелей

Концевой заделкой называется освобождение жил
проводов, брони и оболочки, герметизация оболочек, изоляции жил и их защита,
присоединение к оболочке и броне заземляющего проводника, электрическое и
маркировочное оконцевание жил. Перед заделкой и соединением концов и кабелей
специальным инструментом (или входящим в индивидуальный набор инструментов
электромонтажника ИН-2) выполняют подготовительные операции по разделке их
концов. Мерительным инструментом определяют длину конца разделываемого кабеля.
Эта длина равна расстоянию от бандажа на наружном покрове кабеля до наиболее
удаленного присоединяемого электрического контакта плюс 100 мм длины, учитывающей
размер на оконцевание и присоединение жил к контактам приборов, аппаратов и
средств автоматизации.

Затем отрезают лишний конец кабеля. Перед этим
на расстоянии 20-30 мм в каждую сторону от места реза поверх наружного покрова
накладывают временные проволочные бандажи; режут кабель слесарной ножовкой или
специальными секторными ножницами. На наружный джутовый покров у линии,
определяющей длину разделки, накладывают бандаж шириной 10-12 мм из броне ленты
или оцинкованной стальной проволоки диаметром 1 мм, после чего покров
разматывают и обрезают у бандажа. Эта операция исключается, если джутовый
покров был удален с кабеля при вводе его в здание. На расстоянии 100 мм от
обреза джутового покрова на броню кабеля накладывают еще один такой же бандаж.
На 3-5 мм от бандажа к концу кабеля броню надрезают по кольцевой линии ножовкой
и удаляют с разделываемого конца. Удаляют также джутовую подушку и бумажную
ленту с оболочки. Кабельную оболочку очищают от битума, протирая ее тряпкой,
смоченной в бензине, и вытирают насухо.

3.6.3 Заделка кабелей и
проводов в клеммные колодки первичных преобразователей

После того, как будут выполнены монтажные работы
по укладке кабеля в земле, разделке концов кабеля, подсоединения жил кабеля к
соединительным коробкам и заземления кабелей, необходимо произвести заделку
кабелей в сальниковый ввод датчиков.

При заделки кабеля в сальниковый ввод датчика
ТЖИУ 406 необходимо руководствоваться следующей технологией:

1. Необходимо
отвернуть винт и снять фиксатор кабельного ввода, затем отвернуть втулку
кабельного ввода, вытянуть кольцо и резиновую втулку.

2. Далее,
освободив фиксатор, отвернуть крышку, открыв тем самым доступ к клеммной
колодке датчика ТЖИУ 406.

3. Подготовленный
к присоединению к клеммной колодке кабель типа КВБбШВ ввести с зачищенными
жилами во внутреннюю полость корпуса через отверстие во втулке, предварительно
одев на кабель втулку, кольцо и резиновую втулку в последовательности,
показанной на рис. 3.11.

4. Защищенный
конец каждой жилы подвести под П-образную скобу 12 клеммной колодки и плотно
поджать ее винтом.

5. Уложив
свободно без натяга жилы, закрепленные на колодке, задвинуть до упора резиновую
втулку и кольцо, после чего завернуть гаечным ключом на «36» втулку
до полного обжатия кабеля резиновой втулкой и, затянув винты, жестко
зафиксировать пластиной броневую изоляцию во втулке.

6. Установить
на место крышку, завернув ее с помощью ключа до упора, после чего установить на
место фиксатор, закрепив его винтом и фиксатор кабельного ввода. Винты
фиксатора опломбировать.

При заделки кабеля в ввод датчика ДПС-5В
необходимо руководствоваться рис. 3.12. При этом заделка производится в
следующей технологической последовательности:

1. Необходимо
отвернуть болты крепления скобы кабельного ввода и снять ее, затем отвернуть
обойму токоввода, вытянуть металлические шайбы и резиновую втулку.

2. Далее,
открутив и сняв болты крепления крышки, отвернуть крышку, открыв тем самым
доступ к клеммной колодке датчика ДПС-5В.

3. Подготовленный
к присоединению к клеммной колодке кабель типа КВВБГ ввести с зачищенными
жилами во внутреннюю полость корпуса через отверстие в горловине крышки,
предварительно одев на кабель металлические шайбы, кольцо и резиновую втулку в
последовательности, руководствуясь, рис. 3.12.

4. Защищенный
конец каждой жилы подвести под скобу клеммной колодки и плотно поджать ее винтом.

5. Уложив
свободно без натяга жилы, закрепленные на колодке, задвинуть до упора
металлическую шайбу, резиновую втулку, после чего надетую на кабель обойму
токоввода обжать скобой, и, затянув болты, жестко зафиксировать скобой броневую
изоляцию в токовводе.

6. Установить
на место крышку датчика, завернув ее болты с помощью ключа до упора. Болты
крышки датчика ДПС-5В опломбировать.

Рисунок. 3.11 — Схема установки элементов на
кабель

Рисунок. 3.12 — Схема установки элементов на
кабель в датчике ДПС-5В

3.6.4 Монтаж кабелей в
блок-боксе ПКУ

На последней третей стадии выполняется монтаж
кабелей непосредственно в самом блок-боксе ПКУ, где кабеля типа КВВГ
применяются для прокладки от соединительной коробки до системы линейной
телемеханики контроллера «ЭЛСИ-Т».

Кабель от соединительной коробки до контроллера
«ЭЛСИ-Т» прокладывается по стене блок-бокса ПКУ на существующих
перфорированных лотках (рис. 3.13).

При прокладке кабеля в лотках необходимо
соблюдать следующие правила:

1. Лотки
рекомендуется использовать в сухих помещениях, при отсутствии газов, вредно
действующих на изоляцию проводов и кабелей.

2. Высота
установки лотков не должна быть меньше 2 м от уровня пола или площадки обслуживания.
В щитовых помещениях и помещениях, в которые имеет доступ обслуживающий
персонал, высота лотков не нормируется (к таким помещениям относится и
блок-бокс ПКУ, который обслуживает только КИП).

3. На
лотках рекомендуется прокладывать провода и кабели, собранные бандажами в пучки
(до 30 проводов в пучке). На лотках пучки располагают в один ряд.

4. На
горизонтальных участках допускается прокладка проводов без объединения их в
пучки.

Рисунок. 3.13 -Схема прокладки кабеля по
перфорированному лотку внутри блок- бокса ПКУ

3.6.5 Монтаж шкафов
телемеханики «ЭЛСИ-Т»

Конструкция контроллера представляет собой набор
модулей, объединенных коммутационной панелью ТК-101.

Панель ТК-101 с подключенными к ней модулями
размещена в шкафу телемеханики, в котором также находятся блоки
предохранителей, гроза разрядники, модуля контролера, клеммные колодки,
кабельные вводы.

Щит управления (шкаф) контроллера
«ЭЛСИ-Т» монтируется в блок-боксе ПКУ на линейной части
магистрального трубопровода, при этом необходимо выполнять следующую
технологию, согласно инструкции по эксплуатации ИФУГ.421243.101 РЭ:

После получения, длительного хранения или
транспортировки контроллеров произвести внешний осмотр транспортного ящика и
проверить целостность упаковки.

Вскрыть транспортный ящик, извлечь из него
упаковочную ведомость. Проверить соответствие комплектности упаковочной
ведомости.

Произвести внешний осмотр упаковочных ящиков и
поверить целостность упаковки.

Извлечь модули контроллера из упаковочного ящика
и чехла, разместить их на чистой подстилке или резиновом коврике и проверить:

·
отсутствие
видимых механических повреждений, вмятин, следов коррозии составных частей
контроллера;

·
наличие
предохранителей;

·
состояние
лакокрасочных покрытий и четкость маркировки;

Установить панель ТК-101 внутрь щита управления
в разъем, предназначенный для панели ТК-101. Отключить тумблеры включения
питания на панели. Установить модули на панель ТК-101 в соответствии с
маркировкой на панели. При установке модулей руководствоваться рис.3.14.

Конструкция контроллера (щита управления)
обеспечивает его крепление на вертикальной несущей поверхности. Крепление
осуществляется за четыре крепежные отверстия в планках, закрепленных с тыльной
стороны панели. Допускается навешивать панель за две точки крепления,
расположенные под крепежными планками. Крепежные планки в этом случае
необходимо снять.

Подключение основного и резервного питания
осуществляется через разъем панели ТК-101, расположенный с правой стороны
панели.

Выключатели питания и предохранители контроллера
расположены с левой стороны панели ТК-101.

Электрические соединения модулей между собой
выполняются через разъемы панели ТК-101.

Рисунок.3.14 — Схема установки модулей в панель
ТК-101

3.7 Электробезопасность
и молниезащита

Важным фактором безопасности является заземление
оборудования. Заземляющее устройство является одним из средств защиты персонала
в помещении от возникновения искры, от напряжения возникающего на металлических
частях оборудования.

Для предотвращения возможности возникновения
потенциала на корпусе оборудования его заземляют путем надежного присоединения
к контуру заземления.

Заземлению подлежат:

·
металлические
корпуса контрольно-измерительных приборов, регулирующих устройств, аппаратов
управления, защиты и сигнализации и т.п.;

·
металлические
щиты и пульты всех назначений на которых устанавливаются приборы, аппаратура и
другие средства автоматизации, а также металлические конструкции для установки
электрических приборов и кнопок управления;

·
металлические
оболочки, броня и муфты контрольных и силовых кабелей, металлорукава,
металлические оболочки проводов, стальные трубы электропроводов, металлические
короба, кабельные конструкции.

Не требуется заземлять корпуса соединительных
коробок, вводы в которые выполнены стальными трубами. Также не заземляются
приборы, аппараты, устанавливаемые на заземленных щитах или металлических
конструкциях в обычных помещениях. Величина сопротивления заземления не должна
превышать 4 Ом.

Если заземленные металлические конструкции
устанавливаются во взрывоопасных помещениях или наружных установках, то
смонтированные на них приоры, аппараты и другие средства автоматизации должны
быть заземлены отдельными проводниками независимо от заземления конструкции, на
которой они установлены.

В помещениях и установках в пределах
взрывоопасных зон должны быть заземлены все проводки электрооборудования
независимо от напряжения переменного и постоянного тока.

Для заземления отдельно стоящих датчиков и щитов
в помещениях и наружных установках должны использоваться отдельные жилы
проводов и кабелей.

Каждая часть электроустановки, подлежащая
заземлению, должна быть присоединена непосредственно к сети заземления при
помощи отдельного ответвления. Последовательное включение в заземляющий
проводник заземляющих частей и электроустановок запрещается.

Территория линейной части магистрального
нефте5провоа является взрывоопасной зоной класса В-1г. Для защиты от поражения
молнией в здания принимается исполнение молниезащиты многократным стержневым
телескопическим молниеприемниками, закрепленными на стенах зданий. Всего к
установке намечается 4 молниеотвода, размещенных равномерно по длине территории
линейной части магистрального нефтепровода. Телескопические молниеприемники
соединяются с общим контуром заземления линейной части полосовыми электродами,
сечение электродов 24х4 мм.

Молниеприемники изготавливаются из металла
любого профиля длиной не менее 200 мм и минимальной площадью сечения не менее
100 мм2, оцинковывают, лудят или красят для защиты от коррозии.

Токоотводы прокладывают кратчайшим путем к
заземлителю и соединяют сваркой.

3.8 Наладка
оборудования линейной части магистрального нефтепровода

Наладка автоматических систем на технологический
режим является завершающим и самым ответственным этапом всего комплекса
наладочных работ. Включение системы производится вначале по отдельным каналам
технологического контроля и измерения, каналам дистанционного управления, после
чего включается вся система. Очередность наладки приборов и средств
автоматизации определяется графиком, согласованным с технологической службой
предприятия и утвержденной главным инженером.

Прежде чем начать наладочные работы в системах и
устройствах измерения давления, необходимо проверить правильность их монтажа.
При этом особое внимание надо обращать на следующее:

). Обеспечение защиты чувствительного элемента
измерительного прибора от воздействия высокой температуры рабочей среды,
больших пульсаций давления и т.д.;

). Предотвращение возникновения в соединительных
линиях газовых мешков при измерении давления жидкости;

). Наличие в случае необходимости устройств ля
сбора и выпуска воздуха в верхних точках при измерении давления жидкости;

). Принятие мер ля предотвращения замерзания
жидкости в импульсных трубках наружных установок.

После проверки правильности монтажа систем
измерения давления и устранения возможных дефектов приступают к их наладке.
Перед подачей давления на прибор необходимо тщательно продуть импульсные линии.

Давление на измерительный прибор подается при
работающем технологическом оборудовании и наличии давления измеряемой среды.
Запорный вентиль нужно открывать плавно, причем, если запорная арматура
установлена у отборного устройства и у манометра, сначала открывают вентиль у
отборного устройства. При открывании трехходового крана перед прибором следуют
остерегаться удара измеряемой среды через продувочное отверстие, особенно при
продувке.

После пробного включения прибора на проверить
установку его стрелки на нуль, для чего отсоединяют прибор от измеряемой среды.
Если по истечении 2 минут стрелка не установиться на нуль, то ее устанавливают
в это положение с помощью корректора нуля прибора. Затем прибор подсоединят к
среде, давление которой измеряется.

Наладка датчика прохождения скребка ДПС-5В и
манометра МП-3 не требуется, так как они поступают с завода-изготовителя в
рабочем виде и внутренняя полость залита герметиком с целью герметизации и
вскрытию не подлежит.

В контроллере «ЭЛСИ-Т» вся наладка сводится к
правильной установке модулей в центральную панель контроллера и его включению в
сеть.

3.9 Эксплуатация
оборудования линейной части магистрального нефтепровода

Надежная работа электрооборудования определяется
сохранением электрических, химических и механических параметров изоляции и их
соответствием условиям эксплуатации. В процессе эксплуатации необходимо
регулярное выполнение профилактических мероприятий.

Внешний осмотр производится в процессе работы
без отключения источников питания. При осмотре оборудования необходимо обращать
внимание на его целостность, наличие крепежных деталей и элементов, пломб,
табличек с предупредительными надписями, заземляющих устройств. Одновременно
производить уход за аппаратурой, не требующей ее отключение от сети. Особое
внимание следует уделять осмотру заземляющих устройств в аппаратуре во
взрывоопасных зонах, а также уплотнения кабелей и проводов.

Перед вскрытием любого взрывонепроницаемого
аппарата или прибора должно быть снять напряжение во всех токоведущих частях.
Во всех случаях следует принимать меры, предотвращающие ошибочную подачу
напряжения со стороны источника питания. Осмотр внутренних частей следует
начинать с проверки их внешнего состояния. Внутри не должно быть пыли, грязи и
влаги. Если они будут обнаружены, то необходимо определить причину их попадания
внутрь оболочки и принять меры, предотвращающие дальнейшее проникновение. При
внутреннем осмотре необходимо обратить внимание на целостность монтажных
проводов, составные места пайки и контактов реле, надежность крепления
отдельных частей. При использовании электрофицированного инструмента и
переносного освещения должны выполняться следующие требования:

·
Напряжение
питания электрифицированного элемента должно быть не выше 36 В в помещениях с
повышенной опасностью, 12 В в помещениях и при производстве работ в шкафных
помещениях.

Техническое обслуживание датчика давления ТЖИУ
406 включает в себя:

·
Техническое
обслуживание датчика в эксплуатации заключается в проведении входного контроля
и в периодичной поверке.

·
При
необходимости, техническое обслуживание включает также корректировку «о» и
чувствительности датчика, слив конденсата из рабочей камеры датчика. Необходимо
следить чтобы трубки соединительной линии и вентили не засорялись и были
герметичны.

·
При
поступлении на предприятие потребитель производит входной контроль, при котором
проверяются: упаковка, комплектность, маркировка, внешний вид,
работоспособность датчика.

·
Периодическая
поверка датчика в эксплуатации осуществляется не реже оного раза в год в сроки,
устанавливаемые в зависимости от условий эксплуатации. При этом проверяют:
внешний вид, работоспособность датчика, регулировка нижнего и верхнего значений
выходного сигнала.

Инструкция по эксплуатации датчика прохождения
скребка ДПС 406 включает следующие пункты:

·
Включить
тумблер «Сеть», при этом должен включиться индикатор «Сеть», а индикатор «ОУ»
вначале должен включиться, а затем погаснуть на две секунды и включиться вновь
на время, в течении которого проводится режим «Контроль» (1-2 минуты).

·
Для
проверки работоспособности прибора из АСУ подать управляющий сигнал «Контроль».
Индикатор «ОУ» включается на время нахождения датчика в режиме «Контроль».
После того как индикатор «ОУ» погаснет, прибор готов к работе.

·
Если
при включении тумблера «Сеть» включаются индикаторы «Сеть» и «ПЛ», то это
означает, что в линии, соединяющей блок датчика и БПР обрыв.

·
Расстыковать
разъем «Датчик». Должен включиться индикатор «ПЛ». При обратном соединении
разъема индикатор «ПЛ» должен погаснуть, а система переходит в режим «Контроль».

·
При
прохождении очистным устройством места, где установлен блок датчика, на БПР
включается индикатор «ОУ», а в АСУ подается сигнал «Сухой контакт».

·
Для
приема следующего очистного устройства система должна быть приведена в исходное
состояние подачей из АСУ управляющего сигнала «Контроль».

Техническое обслуживание источника
бесперебойного питания СКАТ-2400 включает в себя:

·
С
целью поддержания работоспособности источника в период эксплуатации необходимо
проведение регламентных работ.

·
Регламентные
работы «1» включают в себя периодический внешний осмотр с удалением пыли мягкой
тканью и кисточкой и контроль работоспособности по внешним признакам: свечение
светодиодов, наличие напряжения на нагрузке, переход на резервный режим.

·
Регламентные
работы «2» производятся при появлении нарушений в работе источника
бесперебойного питания СКАТ-2400 и включают проверку работоспособности
источника.

·
При
невозможности устранения нарушений в работе источника его отправляют на ремонт.

При эксплуатации контроллера «ЭЛС-Т» необходимо
соблюдать следующие правила:

·
Корпус
контроллера должен быть надежно заземлен. Эксплуатация контроллера без
заземления запрещается.

·
Запрещается
заменять модули и производить подсоединение к контроллера при включенном
напряжении питания контроллера.

·
Запрещается
устанавливать предохранители, номиналы которых не соответствуют документации.

·
Крышки
модулей при работе с контроллером должны быть закрыты.

·
Запрещается
пользоваться неисправной контрольно-измерительной аппаратурой и инструментом.

·
Запрещается
пользоваться электрическим паяльником с напряжением более 36 В м незаземленным
корпусом.

·
При
проверке и техническом обслуживании модулей необходимо пользоваться схемами
испытаний соответствующих модулей и производить заземление клемм корпуса
испытательного пульта.

·
При
установке переносных приборов и выполнении измерений должно быть исключено
касание токоведущих частей.

·
Корпуса
контрольно-измерительных приборов должны быть заземлены.

·
Отсоединение
клеммы «земля» от шины заземления производить после отключения контроллера от
сети питания и внешних цепей.

·
Замена
предохранителей контроллера должна производиться при отключении питания 220 В.

·
Перед
проведением работ с контроллером и модулями необходимо предусмотреть меры
защиты от статического электричества, используя антистатический браслет,
подключенный к шине заземления через резистор с сопротивлением 1 Мом.

4.
ОБЩАЯ ЧАСТЬ

4.1 Охрана труда

4.1.1 Основные
положения по охране труда

К работе в качестве слесаря КИПиА допускаются
лица, прошедшие теоретическое и практическое обучение, имеющие III
квалификационную группу по электробезопасности и прошедшие проверку знаний
требований безопасности. При работах по обслуживанию и ремонту средств КИПиА
основными опасными факторами, которые могут привести к несчастному случаю,
являются возможность поражения электрическим током и отравления газами
нефтепродуктов.

Курить и принимать пищу разрешается только в
специально отведенных местах.

Слесарь, нарушивший требования, может быть
отстранен от работы и привлечен к дисциплинарной ответственности согласно
правил внутреннего трудового распорядка.

В процессе технического обслуживания должны
соблюдаться требования по охране труда и технике безопасности.

Все каркасы оборудования должны быть заземлены.
Перед вводными стойками и перед стойками дистанционного питания напряжением
более 250 В должны быть положены резиновые коврики. В цепях питания и в боксах
должны применяться дужки с изолирующим покрытием той части, за которую берутся
руками. Штифты кабельных боксов, находящихся под напряжением дистанционного
питания, должны быть заключены в изоляционные трубки. В оборудовании коммутации
дистанционного питания предусматривают блокировку, обеспечивающую снятие
напряжения с токоведущих частей при открывании дверцы, крышки или снятия чехла
с оборудования.

4.1.2 Требования
безопасности перед началом работы

1.1 Привести в порядок и надеть спецодежду и
спецобувь. Обувь не должна иметь подков и гвоздей. Запрещается одеваться и
раздеваться вблизи работающих машин, механизмов.

.2 Ознакомиться с распоряжениями, заданиями
руководства:

·
внешним
осмотром убедиться в исправности необходимых для работы электрозащитных
средств, приборов и инструмента; ударные инструменты, молотки не должны иметь
наклепа, заусениц и трещин;

·
ручки
молотков, напильников и другого ручного инструмента должны быть надежно
насажаны;

·
перед
началом работ с ручными электрическими машинами, переносными светильниками и
электроинструментом следует проверить: комплектность и надежность крепления деталей,
внешним осмотром исправности кабеля (шнура), его защитной трубки и штепсельной
вилки, четкость работы выключателя.

1.3 Освободить проходы, подходы к рабочим местам
от ненужных предметов.

.5 Согласовать все виды ремонтных работ на
действующем технологическом оборудовании письменно или устно с руководителем
работ по КИПиА.

.6 Все работы по обслуживанию и ремонту средств
КИПиА, связанные с опасностью поражения электрическим током, должны производить
по наряду или распоряжению.

4.1.3 Организация мероприятий
при проведении работ на линейной части нефтепровода

Работы по техническому обслуживанию и ремонту
систем автоматики и телемеханики в блок-блоксах ПКУ (без работ внутри ковера) с
изменением или без изменения положения линейных задвижек относятся к работе
повышенной опасности, а также к работам в действующих электроустановках до 1000
В. При их выполнении должны соблюдаться требования ПТЭ и ПТБ в
электроустановках. Данные работы должны проводиться бригадой оперативно
ремонтного персонала с количественным составом не менее 2х человек с
квалификационной группой по электробезопасности не ниже 3 группы до 1000 В.
Перед началом работ должен быть оформлен наряд-допуск на производство работ
повышенной опасности, который является письменным документом, разрешающим
производств работ повышенной опасности и определяющим место, время начала и
окончания работ, условия их безопасного производства, ответственных лиц за
безопасное производство работ, состав бригады.

Разрешением на производство указанных работ на
линейной части нефтепроводов являются: телефонограмма диспетчера УМН,
подписанная руководством УМН, оформленный наряд-допуск на проведение работ
повышенной опасности и распоряжение на производство работ в действующих
электроустановках до 1000 В, оформленное в оперативном журнале. Разрешение
руководства УМН на производство вышеуказанных работ выдается только на
основании письменного запроса через отдел АСУ ТП УМН.

Работы в коверах на линейной части нефтепровода
по сезонному обслуживанию производятся при совместных выездах бригад АВП и
слесарей КИПиА с оформлением наряд-допуска на газоопасные работы. Ковера должны
быть оборудованы стационарными лестницами. Категорически запрещается спускаться
в ковер одному человеку без наблюдения за ним сверху. При выполнении работ внутри
ковера категорически запрещается: наступать или опираться на трубную импульсную
обвязку, разделительный сосуд и игольчатый вентиль на трубопроводе. Протяжка
соединений импульсных линий, не связанных с первичным игольчатым вентилем,
производиться только при зарытом вентиле на трубопроводе. Замена
преобразователя давления «ТЖИУ», показывающего манометра должна
производиться только при закрытом вентиле на трубопроводе.

4.1.4 Порядок
завершения работ

После завершения всех работ на нефтепроводе
ответственный за проведение работ обязан доложить диспетчеру об окончании работ
и положении линейных задвижек на участке нефтепровода. Ключи управления
задвижкой на «РУСМе» и штурвале при этом должны быть установлены в
положение «Телемеханическое», силовые автоматы задвижек — включены,
кнопка «Стоп» механически разблокирована, телесигнализация должна
соответствовать действительному положению задвижки, телеизмерения должны
соответствовать действительным показаниям приборов по месту, рабочее место
должно быть убрано. Работы считаются оконченными только после получения
диспетчером УМН телефонограммы об окончании работ за подписью ответственного за
производство работ и закрытие наряда-допуска.

4.2 Пожарная
безопасность

4.2.1 Содержание
территорий, производственных помещений и оборудования

Все рабочие ИТР и служащие управления
магистральных нефтепроводов должны проходить специальную подготовку по пожарной
безопасности, состоящую из противопожарных инструктажей (первичного и
вторичного) и занятий по пожарно-техническому минимуму.

Первичный противопожарный инструктаж и
соблюдение мер пожарной безопасности должны проходить все вновь принимаемые на
работу ИТР, рабочие и служащие.

Вторичный инструктаж проводит на рабочем месте
лицо, ответственное за противопожарную безопасность на объектах.

Территория объекта должна иметь освещение,
соответствующее проекту, постоянно держаться в чистоте, быть оборудована
пожарными постами и указателями согласно проекта.

Территория объекта должна иметь звуковую систему
оповещения людей на случай аварии или пожара.

Ко всем зданиям и сооружениям объекта должен
обеспечиваться свободный доступ. Проезды и подъезды к зданиям, а также подходы
к пожарному инвентарю и оборудованию должны быть свободными.

На территории объекта по согласованию с пожарной
охраной должны быть определены места для курения, оборудованные урнами для
окурков и емкостями с водой. В этих местах должны быть вывешены надписи «Место
для курения».

Не допускается замазучивание производственной
территории, помещений и оборудования, загрязнения ЛВЖ и ГГ, мусором и отходами
производства.

Запрещается на территории предприятия разведение
костров, выжигание травы, нефти.

Промасленный либо пропитанный бензином,
керосином и иными горючими жидкостями обтирочный материал следует складировать
в специальные металлические ящики с плотно закрывающимися крышками. По
окончании рабочего дня ящики необходимо выносить в безопасное в пожарном
отношении место.

Производственные помещения и их оборудование
надо периодически отчищать от пыли и других горючих отходов. Спецодежду
работающих необходимо своевременно стирать и ремонтировать. Промасленную
спецодежду разрешается временно хранить в развешенном виде в металлических
шкафах. ля лучшего проветривания дверцы шкафов должны иметь отверстия в верхней
и нижней части.

4.2.2 Обеспечение
безопасности людей при пожаре

Безопасность людей на случай пожара должны
обеспечиваться:

— конструктивно-планировочным решением зданий и
помещений, гарантирующим осуществление быстрой эвакуации людей с ограничивающим
распространением пожара;

неприменением горючих материалов, а также
материалов, способных распространить горение по поверхности и выделять
удушающие газы, ля отделки стен и потолков на путях эвакуации людей;

постоянным содержанием в надлежащем состоянии
специального оборудования, способствующего успешной эвакуации людей в случае
пожара или аварийной ситуации (системы экстренного оповещения, аварийное
освещение);

ознакомление всех работающих с основными
требованиями пожарной безопасности и мерами личной предосторожности, которые
необходимо соблюдать при возникновении пожара, а так же планом эвакуации людей
из помещения;

исправным освещением в ночное время путем
эвакуации.

4.3 Охрана окружающей
среды и недр

Управление магистральных нефтепроводов, являясь
субъектом-природопользователем, обязано:

1. Осуществлять все виды деятельности с
обязательным учетом возможных последствий воздействия на окружающую природную
среду;

2. неукоснительно выполнять комплекс всех
необходимых природоохранных мероприятий при эксплуатации объектов;

. оснащать технологические процессы и
оборудование аппаратурой для контроля уровня их воздействия на окружающую
природную среду;

4. соблюдать установленные и согласованные
технологические режимы, обеспечивающие наименьшее воздействие на окружающую
природную среду;

5. обеспечивать надежную и эффективную работу
всех очистных сооружений, установок и средств контроля и утилизации отходов;

6. своевременно представлять необходимую и
достоверную информацию об аварийных случаях, предаварийных ситуациях и
стихийных бедствиях и принимаемых мерах по ликвидации их последствий.

Каждое управление магистральных нефтепроводов
должно иметь природохранную службу, обеспечивающую рациональное
природопользование и минимизацию вреда окружающей среде под влиянием
производственно-хозяйственной деятельности предприятия.

4.3.1 Охрана
атмосферного воздуха

При эксплуатации объектов магистральных
нефтепроводов происходит загрязнение атмосферного воздуха выбросами различных
источников:

— отходящими продуктами сгорания перекачивающих
агрегатов, котельных, огневых, нагревательных установок;

— парами нефтепродуктов при ведении
технологического процесса.

Общие технологические мероприятия по ограничению
выбросов вредных веществ предусматривают:

— модернизацию производственного оборудования в
целях повышения экологической безопасности с выводом из эксплуатации
устаревших, экологически опасных видов оборудования и производств;

— повышение общей надежности
оборудования, что позволяет сократить количество операций пусков-остановок;

применение газогорелочных устройств,
обеспечивающих достижение оптимальных показателей процесса горения топлива, в
части снижения содержания оксидов азота, оксида углерода и углеводородов в
отходящих газах;

нормирование выбросов вредных веществ с
продуктами сгорания энерготехнологического оборудования;

применение установок по нейтрализации
выбросов загрязняющих веществ.

4.3.2
Охрана поверхностных и подземных вод

Водоохранные мероприятия включают:

— разработку системы очистки сточных вод и
строительство очистных сооружений (очистке подвергаются хозбытовые,
производственные и сточные воды);

— выпуск сточных вод в водные объекты
(выбор места выпуска регламентируется Правилами охраны поверхностных вод);

обвалование и другие виды изоляции
загрязняемых производственных территорий (резервуарные парки, места заправки
горюче-смазочными материалами и др.), особенно расположенных вблизи водных
объектов. На обвалованных территориях сооружаются отводные каналы для сброса
ливневых вод с целью их очистки.

4.3.3 Охрана почв,
недр

При эксплуатации магистральных нефтепроводов
происходят следующие воздействия на почву:

— загрязнение почв нефтепродуктами, при
аварийных разливах нефти, на территории склада ГСМ; вокруг продувочных свечей
пылеуловителей, вблизи фильтров — сепараторов;

— разливы нефти при авариях магистральных
нефтепроводов

Критерием степени загрязнения почв является
превышение содержания в них ПДК вредных веществ.

Природоохранная служба управления магистральных
нефтепроводов проводит постоянный контроль экологического состояния почв на
землях, отведенных во временное и постоянное пользование.

Основные задачи контроля:

— выявление загрязненных почв и определение
степени их загрязнения химическими веществами;

— выявление деградированных почв с
потерей плодородия и определение показателей деградации почвенных свойств и
показателей состояния почвенной биоты и растений;

разработка рекомендаций по
рекультивации нарушенных земель.

Мероприятия по охране почв включают:

— сокращение площади земель, отводимых под
трубопроводы, — ширина полосы для одного подземного трубопровода не более 20-45
м, для 2-3 трубопроводов — 60-130 м (СН 452-73). Нормы отвода земель для
магистральных трубопроводов;

— строительство противоэрозионных
сооружений вдоль трасс магистральных нефтепроводов, озеленение рекультивируемых
земель, проведение мероприятий по улучшению почвенных условий фито-. агро- и
культуротехнической мелиорацией;

при проведении связанных с нарушением
земель работ снятие и транспортировку плодородного слоя почвы в места
временного складирования в соответствии с требованиями ГОСТ 17.5.3.06-85, ГОСТ
17.5.3.05-84, ГОСТ 17.4.2.02-83 и пр.;

планировку и очистку поверхности почвы,
загрязненной углеводородной жидкостью. путем применения эффективных химических
средств их деградации в соответствии с РД 39-0147103-365-86. РД
39-0147098-015-90 и пр.

4.3.4 Охрана
окружающей природной среды от отходов производства

Природоохранная служба предприятия должна
принимать непосредственное участие в проведении мероприятий, направленных на
снижение образования отходов. внедрение мало- и безотходных технологий, как-то:
использование жидких отходов из пылеуловителей в качестве моторного топлива,
сбор и хранение отходов с целью их повторного использования или реализации и
пр.

Промышленные и бытовые отходы предприятия подлежат
удалению, т. е. утилизации, обезвреживанию, складированию или захоронению.

Обращение с отходами и их удаление производятся
в соответствии с требованиями нормативных документов, современными методами и
технологиями утилизации и обезвреживания производственных и бытовых отходов,
исключающими их накапливание на промплощадках, а также загрязнение атмосферного
воздуха, подземных вод и недр.

Для обезвреживания и утилизации отходов
рекомендуется использовать блочные установки по термической переработке отходов
малой производительности. Блочные установки, состоящие из отдельных блоков
заводской готовности, предназначены для сжигания твердых бытовых и промышленных
отходов, включая осадки сточных вод; их производительность — от 0,1 до 1,5 т/ч
по сжигаемым отходам; установки оснащены системой нейтрализации и очистки
продуктов сгорания.

4.4 Мероприятия по
гражданской обороне

.4.1 Организация
обучения на промышленном объекте и подготовка руководящего состава

Обучение населения защите от воздействия оружия
массового поражения и других средств нападения противника — одна из основных
задач Гражданской обороны России. Оно организуется и проводится на основании
указаний старших начальников ГО и их штабов.

На объекте в соответствии с функциональными
обязанностями по гражданской обороне рабочие и служащие условно подразделяются
на следующие категории обучаемых: руководящий состав гражданской обороны;
формирования; рабочие и служащие; население, не занятое в сферах производства и
обслуживания, проживающее в ведомственном жилом секторе.

Цель обучения — подготовка руководящего состава
объекта к практическому выполнению своих функциональных обязанностей по
гражданской обороне, а также постоянное совершенствование знаний и закрепление
навыков в решении задач гражданской обороны на объекте. От уровня теоретических
знаний и практических навыков руководящего состава зависит их умение управлять
силами и средствами гражданской обороны в сложных условиях обстановки.

Обучение по гражданской обороне руководящего
состава осуществляется на курсах гражданской обороны, в институтах, на
факультетах и курсах повышения квалификации, а также на объектах. На объекте из
лиц руководящего состава создается учебная группа. В состав этой группы входят
заместители начальника ГО объекта, работники штаба ГО, начальники служб ГО и
главные специалисты, начальники цехов и им равных структурных подразделений,
командиры формирований общего назначения, их заместители и начальники штабов
(командиры формирований, входящие в состав этих подразделений, обучаются по
программе подготовки формирований). Состав учебной группы руководящего состава
определяет начальник гражданской обороны объекта своим приказом. Обучение
руководящего состава может проводиться путем сборов или периодических занятий
на учебно-материальной базе своего объекта. Занятия с учебной группой
руководящего состава проводят: начальник гражданской обороны объекта, его
заместители, начальник штаба ГО объекта, начальники служб, главные специалисты,
а также работники вышестоящих штабов ГО, организаций и учреждений.

4.4.2 Подготовка
формирований

Ее цель — готовить формирования к слаженным
действиям в очагах поражения (зонах заражения), районах стихийных бедствий,
крупных аварий и катастроф в соответствии с предназначением.

На командно-начальствующий состав возлагается
ответственность по поддержанию на необходимом уровне готовности формирований к
выполнению возложенных на них задач в сложных условиях быстро меняющейся
обстановки. Обучение личного состава формирований на объекте проводится
ежегодно и включает общую, специальную подготовку и тактико-специальные учения.

Общая подготовка осуществляется в нерабочее
время по программе подготовки рабочих и служащих и организуется по цехам,
производствам, отделам, бригадам и т. д.

Специальная подготовка и тактико-специальные
учения проводятся в рабочее время. При планировании обучения личного состава
формирований предусматривается, чтобы занятия с командирами формирований
предшествовали занятиям с рядовым составом по общим темам. Изучение тем общей и
специальной подготовки может осуществляться параллельно.

Для подготовки командно-начальствующего состава
на объекте по общей тематике специальной подготовки создаются учебные группы не
более 30 человек из командиров различных формирований. Специальные темы
изучаются в составе групп, комплектуемых из одноименных формирований или по
родственным специальностям.

Обучение рядового состава формирований по
специальной подготовке (по всем темам) проводится их командирами (начальниками)
на учебно-материальной базе своего объекта с целью привития обучаемым
практических навыков в выполнении своих функциональных обязанностей- на
тактическом фоне с использованием средств имитации, создающих обстановку,
максимально приближенную к реальной.

В конце учебного года по результатам
тактико-специальных учений, а также степени усвоения программы каждому
обучаемому и формированию в целом выставляется оценка.

4.4.3 Подготовка
рабочих и служащих

При их подготовке каждому обучаемому дается
определенный объем знаний и практических навыков в эффективном использовании
всех средств и способов защиты от оружия массового поражения и других средств
нападения противника.

Обучение осуществляется по программе,
предусматривающей привитие твердых и уверенных практических навыков в
использовании основных средств и способов защиты, действий в очагах поражения и
зонах заражения, а также оказания само- и взаимопомощи при поражениях. Занятия
в основном проводятся практически.

Важным элементом обучения, способствующим
решению этой задачи, является выполнение специальных нормативов при отработке
тем программы. Выполнение и сдача нормативов — это одна из форм практического
обучения способам защиты от воздействия оружия массового поражения.

Основное внимание при отработке нормативов
следует обращать на практические занятия, тренировки, выполнение зачетных
требований. Умение выполнять нормативы дает возможность установить единый
подход в определении степени готовности обучаемых к защите от воздействия
оружия массового поражения и других средств нападения противника.

Для проведения занятий на каждом объекте по
цехам, отделам к другим подразделениям создаются учебные группы численностью до
30 человек, в которые входят все рабочие и служащие, в том числе и состоящие в
формированиях. Руководители занятий подбираются из числа начальников служб,
командиров формирований, главных специалистов, начальников цехов, мастеров,
инженерно-технического состава и других подготовленных лиц, назначенных
приказом начальника ГО объекта.

Источник

ТРЕБОВАНИЯ К АВТОМАТИЗАЦИИ

Общие сведения
Требования к автоматизации
Автоматическая защита и управление насосными агрегатами
Автоматическая защита и управление подпорными насосами
Автоматизация вспомогательных систем
Автоматическое пожаротушение
Объем автоматизации операторной
Телемеханизация объектов
Информационная система Транснефти

Основные требования к системе автоматизации объектов магистральных нефтепроводов

Система автоматизации магистрального нефтепровода предназначена для мониторинга, защиты и управления. Система должна автоматически обеспечивать автономное поддержание заданных функций и их изменение по команде оператора.

Система автоматизации главной насосной станции должна обеспечивать следующее:

Центральный мониторинг и управление главной насосной станцией и дожимными установками.
Автоматическую защиту главной насосной станции и бустерных установок.
Автоматическую защиту и управление главной и бустерной насосными станциями.
Автоматический контроль давления.
Автоматизацию вспомогательных систем.
Автоматическую система пожаротушения.

При расположении на одной площадке нескольких основных насосных станций автоматизация и дистанционное управление ими должны быть объединены, включая:

Управление основным насосным агрегатом, вспомогательными системами, задвижками для подключения насосной станции к магистральному нефтепроводу, автоматическими регуляторами давления и автоматическими системами пожаротушения.
Измерение и регистрация давления на входе и выходе НПС (до и после регулятора давления), а также разности давлений на входе в НПС и температуры перекачиваемой нефти.
Активация аварийных предупреждений и аварийных сигналов.
Управление задвижками запуска скребков и устройствами индикации положения задвижек.
Переход на управление от МДП или РПД.

К основным функциям системы автоматизации насосных перекачивающих станций относятся функции защиты, управления и контроля.

Общестанционные элементы автоматизированной защиты должны выполнять отключение оборудования НПС по параметрам:

Минимальное давление на входе в НПС.
Максимальное давление до регулятора давления в узле НПС.
Максимальное давление на выходе НПС после регулятора давления.
Максимальный перепад давления на регуляторе давления.
Минимальное давление в системе подачи масла.
Затопление в главной насосной станции (или в общем бункере).
Пожар в помещении со взрывоопасной зоной.
Превышение допустимого уровня загазованности в помещении со взрывоопасной атмосферой.
Падение давления в камерах безпромвальной установки.
Достижение аварийного уровня нефти в резервуаре сбора утечек.

Агрегатная защита заключается в отключении главного насосного агрегата в соответствии с параметрами:

Минимальное давление масла (при использовании принудительной системы смазки).
Максимальная температура подшипников агрегата и корпуса насоса.
Повышенная утечка масла из уплотнений.
Минимальное избыточное давление в корпусе двигателя.
Максимальная вибрация.
Неисправность цепей управления и защиты двигателя.
Другие параметры, указанные в технической документации производителя.

Автоматические функции защиты включают в себя дезактивацию основного насосного агрегата во время работы, запуск (или остановку) вспомогательных систем, сигнализацию в случае неисправности и многое другое.

В зависимости от параметров, для которых активированы функции защиты, все рабочие агрегаты должны быть отключены одновременно или рабочие агрегаты должны быть отключены последовательно, начиная с первого по потоку нефти.

Как правило, для защиты магистрального трубопровода и магистрального насосного агрегата с давлением на входе НПС, выходе насоса и выходе НПС должны использоваться два устройства защиты по давлению. Эти устройства защиты должны быть настроены на разные давления (предельное и аварийное) для обеспечения взаимного резервирования.

Устройство защиты от аварийного давления должно обеспечивать одновременное отключение всех работающих основных насосных агрегатов. Защита по предельному давлению должна приводить к отключению одного агрегата за один раз. При повторном достижении предельного значения отключается следующий агрегат.

Предельное значение защиты от предельного давления на выходе должно быть установлено выше, чем фиксированное значение регулятора давления на выходе насосной станции (рабочее давление насосной станции), чтобы обеспечить «запас прочности», когда система автоматического регулирования давления работает в допустимых пределах.

Разница между предельной уставкой давления на выходе насоса и давлением аварии должна обеспечивать селективную функцию защиты.

Автоматическая защита от давления на входе насосной станции должна активироваться с выбираемой временной задержкой (максимум 15 секунд), чтобы гарантировать, что она не будет активирована в случае газовой пробки, запуска агрегата или остановки агрегата на соседней станции. При отсутствии резервного давления датчик давления насосной станции может быть настроен на одинаковое давление для срабатывания защиты с различными интервалами от 5 до 8 секунд.

В случае отключения из-за изменения режима работы трубопровода или ошибки параметров, вызванной перегрузкой в энергосистеме, насосная станция должна иметь возможность дистанционного перезапуска из МДП или РДП после выяснения причины ошибки режима. Для защиты всего объекта дистанционный запуск основного насосного агрегата с МДП или РДП должен быть запрещен, а блокировка должна быть отключена на месте (в кабине); это ограничение не исключает управления вспомогательными системами и арматурой подключения насосного агрегата к магистрали.

Функция управления должна позволять управлять магистральной насосной станцией из операторной, МДП или РДП. Магистральная насосная станция должна работать в автоматическом режиме (при активации из операторной, МДП или РДП), режиме ожидания, кнопочном и тестовом режимах.

Пуск магистрального насоса может быть осуществлён при открытой (полностью открытой), закрытой или открывающейся задвижке.

Функции контроля включают:

Проверка соответствия текущих значений основных технических параметров значениям, указанным в правилах технической эксплуатации основного насосного агрегата.
Контроль изменения состояния оборудования НПС и активация защитных функций с помощью звуковой и визуальной сигнализации.
Постоянный контроль значений технологических параметров и параметров состояния оборудования.

Не нашли нужную информацию? Воспользуйтесь поиском по сайту

Источник

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на трубопроводах в качестве централизованной системы автоматических защит от превышения давления, обеспечивающей безаварийность технологического процесса транспортировки нефти или нефтепродуктов. Система включает сервер автоматического управления магистрального трубопровода, соединенный посредством объединенной сети с сервером системы диспетчерского контроля и управления, при этом сервер автоматического управления магистрального трубопровода включает в себя модуль хранения набора заранее выбранных режимов работы трубопровода, модуль хранения набора заранее рассчитанных переходов между режимами работы трубопровода, модуль контроля технологического процесса перекачки нефти, модуль автоматического определения готовности технологического оборудования к переходу между режимами, модуль автоматического формирования команд переключения между режимами из модуля хранения набора заранее выбранных режимов работы трубопровода либо из модуля хранения набора заранее рассчитанных переходов между режимами работы трубопровода, модуль автоматического формирования команд аварийной остановки нефтеперекачивающих станций. Технический результат — возможность настройки автоматического, то есть без участия оперативного персонала, перевода процесса из аварийного и/или предаварийного режима на безопасный режим с пониженной производительностью перекачки нефти, а также автоматизированного, то есть по нажатию одной кнопки, перевода процесса между режимами, что обеспечивает снижение влияния человеческого фактора на процессы диспетчерского управления и контроля транспортировки нефти или нефтепродуктов по трубопроводам. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Область техники, к которой относится изобретение.

Данное изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на трубопроводах в качестве централизованной системы автоматических защит от превышения давления, обеспечивающей безаварийность технологического процесса транспортировки нефти или нефтепродуктов.

В данном описании используются следующие сокращения:

АРМ — автоматизированное рабочее место

ДП — диспетчерский пункт

ЕСУ — единая система управления

ЕСДУ — единая система диспетчерского управления

ЛВС — локальная вычислительная сеть

ЛТМ — линейная телемеханика

ЛЧ — линейная часть

МН — магистральный нефтепровод

МНА — магистральный насосный агрегат

МНПП — магистральный нефтепродуктопровод

МНС — магистральная насосная станция

МТ — магистральный трубопровод

НПС — нефтеперекачивающая станция

ОСТ — организация системы «Транснефть»

ПС — перекачивающая станция

ПТК — программно-технический комплекс

РДП — районный диспетчерский пункт

РП — резервуарный парк

СА — система автоматизации

САУ — система автоматизации управления

СДКУ — система диспетчерского контроля и управления

СКР — система контроля режимов

СКСВ — система контроля за сейсмическими воздействиями

СОУ — система обнаружения утечек

СТМ — станционная телемеханика

ТДП — территориальный диспетчерский пункт

ТУ — технологический участок

ЦДП — центральный диспетчерский пункт

ЦСПА — централизованная система автоматических защит

В данном описании используются следующие понятия:

Сервер (англ. server) — электронное устройство, выполняющий сервисные функции по запросу клиента, предоставляя ему доступ к определенным ресурсам. В целях настоящего описания рассматривается сервер, имеющий постоянное подключение к объединенной сети, которая может передавать данные на сервер с клиентских устройств. Сервер может обрабатывать эти данные и передавать результат обработки обратно на клиентское устройство.

Объединенная сеть, а также все соединения между всеми модулями и блоками включают в себя различные топологии, конфигурации и компоновки компонентов межсетевого соединения, выполненные с возможностью соединять между собой корпоративные, глобальные и локальные вычислительные сети, и включает в себя, без ограничения, традиционные проводные, беспроводные, спутниковые, оптические и эквивалентные сетевые технологии.

Модуль — это то же, что и вычислительный модуль — это модуль сервера, который представляет собой микропроцессор, специально приспособленный для обработки сигналов.

База данных или модуль хранения базы данных — это модуль сервера, в котором хранятся данные, соответствующие данному модулю данные, который может быть выполнен как накопитель на жестком магнитном диске, или как флэш-память (flash memory), которая относится к полупроводникам электрически перепрограммируемой памяти. При этом некоторые модули могут быть объединены в отдельных реализациях. Например, разные базы данных могут храниться в одном модуле памяти.

Уровень техники.

В настоящее время существуют ЦСПА, позволяющие выполнять комплексный анализ параметров перекачки по трубопроводу с целью своевременного обнаружения нештатных и аварийных ситуаций, а также выполняющие функции автоматического управления процессом по полной остановке перекачки по магистральному трубопроводу в аварийной ситуации.

Из уровня техники известна система автоматизированного управления и автоматической защиты магистрального трубопровода, включающая в себя сервер системы диспетчерского контроля и управления, имеющий резервный модуль сервера системы диспетчерского контроля и управления, соединенный посредством объединенной сети с автоматизированным рабочим местом оператора, а также, соединенный посредством объединенной сети с удаленными модулями автоматики магистрального трубопровода (патент на изобретение №2588330, дата публикации 27.06.2016).

Данная система является наиболее близкой по технической сути и достигаемому техническому результату и выбрана за прототип предлагаемого изобретения как системы.

Недостатком этого прототипа также является невозможность настройки автоматического, то есть без участия оперативного персонала, перевода процесса из аварийного и/или предаварийного режима на безопасный режим с пониженной производительностью перекачки нефти. Другим недостатком системы является невозможность автоматизированного, то есть по нажатию одной кнопки, перевода процесса между режимами. Все это не выполняется автоматически и подвержено влиянию человеческого фактора на процессы диспетчерского управления и контроля транспортировки нефти или нефтепродуктов по трубопроводам.

Раскрытие изобретения.

Настоящее изобретение, главным образом, имеет целью предложить систему автоматизированного управления и автоматической защиты магистрального трубопровода, включающую в себя сервер системы диспетчерского контроля и управления, имеющий резервный модуль сервера системы диспетчерского контроля и управления, соединенный посредством объединенной сети с автоматизированным рабочим местом оператора, а также соединенный посредством объединенной сети с удаленными модулями автоматики магистрального трубопровода, позволяющую, по меньшей мере, сгладить, как минимум, один из указанных выше недостатков, а именно возможность настройки автоматического, то есть без участия оперативного персонала, перевода процесса из аварийного и/или предаварийного режима на безопасный режим с пониженной производительностью перекачки нефти, а также автоматизированного, то есть по нажатию одной кнопки, перевода процесса между режимами, что обеспечивает снижение влияния человеческого фактора на процессы диспетчерского управления и контроля транспортировки нефти или нефтепродуктов по трубопроводам, что и является поставленной задачей.

Для достижения этой цели система, включающая в себя сервер системы диспетчерского контроля и управления, имеющий резервный модуль сервера системы диспетчерского контроля и управления, соединенный посредством объединенной сети с автоматизированным рабочим местом оператора, а также соединенный посредством объединенной сети с удаленными модулями автоматики магистрального трубопровода, дополнительно содержит сервер автоматического управления магистрального трубопровода, соединенный посредством объединенной сети с сервером системы диспетчерского контроля и управления, при этом сервер автоматического управления магистрального трубопровода включает в себя модуль хранения набора заранее выбранных режимов работы трубопровода, модуль хранения набора заранее рассчитанных переходов между режимами работы трубопровода, модуль контроля технологического процесса перекачки нефти, модуль автоматического определения готовности технологического оборудования к переходу между режимами, модуль автоматического формирования команд переключения между режимами из модуля хранения набора заранее выбранных режимов работы трубопровода либо из модуля хранения набора заранее рассчитанных переходов между режимами работы трубопровода, модуль автоматического формирования команд аварийной остановки нефтеперекачивающих станций.

Благодаря данным выгодным характеристикам появляется возможность выбирать заранее режимы работы трубопровода и вносить их параметры в базу данных; производить заранее хранение набора заранее рассчитанных переходов между режимами работы трубопровода, производить автоматически контроль технологического процесса перекачки нефти, производить контроль технологического процесса перекачки нефти, производить автоматическое определения готовности технологического оборудования к переходу между режимами, выполнять автоматическое формирование команд аварийной остановки нефтеперекачивающих станций, осуществлять автоматическое формирование команд переключения между режимами из модуля хранения набора заранее выбранных режимов работы трубопровода либо из модуля хранения набора заранее рассчитанных переходов между режимами работы трубопровода. Все это и возможность настройки автоматического, то есть без участия оперативного персонала, перевода процесса из аварийного и/или предаварийного режима на безопасный режим с пониженной производительностью перекачки нефти, а также автоматизированного, то есть по нажатию одной кнопки, перевода процесса между режимами, что обеспечивает снижение влияния человеческого фактора на процессы диспетчерского управления и контроля транспортировки нефти или нефтепродуктов по трубопроводам

Существует преимущественный вариант исполнения данной системы, при котором сервер автоматического управления магистрального трубопровода имеет резервный модуль сервера автоматического управления магистрального трубопровода.

Благодаря данным выгодным характеристикам появляется возможность автоматического резервирования данных сервера автоматического управления магистрального трубопровода.

Существует еще один вариант исполнения данной системы, при котором сервер автоматического управления магистрального трубопровода соединен посредством объединенной сети с автоматизированным рабочим местом администратора.

Благодаря данным выгодным характеристикам появляется возможность дополнительно передавать данные и получать из с автоматизированного рабочего места администратора.

Существует также вариант исполнения данной системы, при котором сервер автоматического управления магистрального трубопровода соединен посредством объединенной сети с автоматизированным рабочим местом мониторинга и диагностики.

Благодаря данным выгодным характеристикам появляется возможность дополнительно передавать данные и получать из с автоматизированного рабочего места мониторинга и диагностики.

Совокупность существенных признаков предлагаемого изобретения неизвестна из уровня техники для способов аналогичного назначения, что позволяет сделать вывод о соответствии критерию «новизна» для изобретения в отношении способа. Кроме того, данное решение неочевидно для специалиста в данной области.

Краткое описание чертежей.

Другие отличительные признаки и преимущества данного изобретения ясно вытекают из описания, приведенного ниже для иллюстрации и не являющегося ограничительным, со ссылками на прилагаемые рисунки, на которых:

— фигура 1 изображает функциональную схему системы автоматизированного управления и автоматической защиты магистрального трубопровода, согласно изобретению,

— фигура 2 изображает этапы работы системы, согласно изобретению.

На фигуре 1 обозначены:

1 — Резервный ДП

2 — Смежные ДП

3 — ЦДП

4 — ПТК САУ МН

5 — АРМ САУ МН

6 — Сервер САУ МН

7 — Подсистема представления данных

8 — ЛВС основного ДП

9 — АРМ мониторинга и диагностики

10 — АРМ администратора

11 — Смежные системы (системы, определяющие аварийные ситуации на ТУ МН и выдающие сигнал на аварийную остановку, исполняемую САУ МН)

12 — АРМ СДКУ

13 — Сервер СДКУ

14 — Резервный модуль сервера автоматического управления магистрального трубопровода (Система резервного копирования).

15 — Подсистема хранения исторических данных

16 — Подсистема обеспечения единого времени

17 — СТМ

18 — ЛТМ

Согласно фигуре 1 система автоматизированного управления и автоматической защиты магистрального трубопровода включает в себя сервер системы диспетчерского контроля и управления 13, имеющий резервный модуль сервера системы диспетчерского контроля и управления 14, соединенный посредством объединенной сети с автоматизированным рабочим местом оператора 12, а также соединенный посредством объединенной сети с удаленными модулями автоматики магистрального трубопровода. На фигуре 1 не показаны.

Система включает сервер автоматического управления магистрального трубопровода 6, соединенный посредством объединенной сети с сервером системы диспетчерского контроля и управления 13, при этом сервер автоматического управления магистрального трубопровода 6 включает в себя:

61 — модуль хранения набора заранее выбранных режимов работы трубопровода,

62 — модуль хранения набора заранее рассчитанных переходов между режимами работы трубопровода,

63 — модуль контроля технологического процесса перекачки нефти,

64 — модуль автоматического определения готовности технологического оборудования к переходу между режимами,

65 — модуль автоматического формирования команд переключения между режимами из модуля хранения набора заранее выбранных режимов работы трубопровода либо из модуля хранения набора заранее рассчитанных переходов между режимами работы трубопровода,

66 — модуль автоматического формирования команд аварийной остановки нефтеперекачивающих станций.

Опционально сервер автоматического управления магистрального трубопровода 6 имеет резервный модуль сервера автоматического управления магистрального трубопровода 14.

Опционально сервер автоматического управления магистрального трубопровода соединен посредством объединенной сети с автоматизированным рабочим местом мониторинга и диагностики 9.

Опционально сервер автоматического управления магистрального трубопровода 6 может быть соединен посредством объединенной сети с автоматизированным рабочим местом администратора 10.

Осуществление изобретения.

Система автоматизированного управления и автоматической защиты магистрального трубопровода работает следующим образом. Приведем наиболее исчерпывающий пример реализации изобретения. Имея в виду, что данный пример не ограничивает применения изобретения.

Согласно фигуре 2:

Этап А1. САУ МН осуществляет контроль возникновения аварийных ситуаций в трубопроводе на основе оперативных данных, полученных от сервера ввода-вывода СДКУ/ ЕСДУ, аналогично ЦСПА, и при наличии аварийной ситуации выполняет автоматическую остановку технологического участка трубопровода посредством выдачи в сервер ввода-вывода СДКУ/ ЕСДУ команд аварийной остановки нефтеперекачивающих станций аналогично ЦСПА.

Этап А2. Дополнительно САУ МН осуществляет контроль технологического процесса перекачки нефти (режима работы трубопровода) на основе сравнения набора заранее заданных значений с оперативными данными, полученных от сервера ввода-вывода СДКУ/ ЕСДУ. Каждый отдельный такой набор соответствует одному режиму работы трубопровода, полный перечень таких наборов составляет карту режимов работы трубопровода. При несоответствии текущего состояния трубопровода любому набору САУ МН выбирает наиболее подходящий к текущему состоянию набор работы трубопровода и автоматически составляет алгоритм перехода на режим, соответствующий выбранному набору, и выполняет его путем подачи команд управления в сервер ввода-вывода СДКУ/ ЕСДУ.

Этап А3. Дополнительно САУ МН осуществляет управление технологическим процессом перекачки нефти (изменение режима работы трубопровода) путем подачи команд управления в сервер ввода-вывода СДКУ/ ЕСДУ по заранее заданному алгоритму. Каждый отдельный алгоритм соответствует переходу из одного режима работы трубопровода в другой. Перед выполнением алгоритма САУ МН выполняет контроль готовности трубопровода к выполнению алгоритма на основе готовности каждой технологической установки к выполнению каждой технологической операции, предусмотренной алгоритмом. Готовность технологической установки к выполнению технологической операции формируется на уровне системы автоматизации нижнего уровня и передается через сервер ввода-вывода СДКУ/ ЕСДУ.

Последовательность этапов является примерной и позволяет переставлять, убавлять, добавлять или производить некоторые операции одновременно.

Промышленная применимость.

Предлагаемая система автоматизированного управления и автоматической защиты магистрального трубопровода может быть осуществлена специалистом на практике и при осуществлении обеспечивают реализацию заявленного назначения, что позволяет сделать вывод о соответствии критерию «промышленная применимость» для изобретения.

В соответствии с предложенным изобретением изготовлен опытный образец системы автоматизированного управления и автоматической защиты магистрального трубопровода.

Опытный образец САУ МН развернут в АО «Транснефть-Верхняя Волга» и выполняет управление и обеспечивает защиту пяти ТУ МН общей протяженностью 1637 км и имеющих в своем составе 20 НПС. Проведены приемочные испытания и опытная эксплуатация на действующем производстве. Опытный образец САУ МН принят в промышленную эксплуатацию.

Испытания опытного образца системы автоматизированного управления и автоматической защиты магистрального трубопровода показали, что она обеспечивает возможность настройки автоматического, то есть без участия оперативного персонала, перевода процесса из аварийного и/или предаварийного режима на безопасный режим с пониженной производительностью перекачки нефти, а также автоматизированного, то есть по нажатию одной кнопки, перевода процесса между режимами, что обеспечивает снижение влияния человеческого фактора на процессы диспетчерского управления и контроля транспортировки нефти или нефтепродуктов по трубопроводам.

Эффект от применение данного изобретения может состоит в:

— повышении надежности и безопасности технологического процесса транспортировки нефти или нефтепродуктов по трубопроводам;

— сокращении трудозатрат на обеспечение диспетчерского управления и контроля транспортировки нефти или нефтепродуктов по трубопроводам;

— снижении влияния человеческого фактора на процессы диспетчерского управления и контроля транспортировки нефти или нефтепродуктов по трубопроводам.

— исключение работы трубопровода на нештатных режимах.

1. Система автоматизированного управления и автоматической защиты магистрального трубопровода, включающая в себя сервер системы диспетчерского контроля и управления, имеющий резервный модуль сервера системы диспетчерского контроля и управления, соединенный посредством объединенной сети с автоматизированным рабочим местом оператора, а также соединенный посредством объединенной сети с удаленными модулями автоматики магистрального трубопровода, отличающаяся тем, что система включает сервер автоматического управления магистрального трубопровода, соединенный посредством объединенной сети с сервером системы диспетчерского контроля и управления, при этом сервер автоматического управления магистрального трубопровода включает в себя:

• модуль хранения набора заранее выбранных режимов работы трубопровода,

• модуль хранения набора заранее рассчитанных переходов между режимами работы трубопровода,

• модуль контроля технологического процесса перекачки нефти,

• модуль автоматического определения готовности технологического оборудования к переходу между режимами,

• модуль автоматического формирования команд переключения между режимами из модуля хранения набора заранее выбранных режимов работы трубопровода либо из модуля хранения набора заранее рассчитанных переходов между режимами работы трубопровода,

• модуль автоматического формирования команд аварийной остановки нефтеперекачивающих станций.

2. Система по п. 1, отличающаяся тем, что сервер автоматического управления магистрального трубопровода имеет резервный модуль сервера автоматического управления магистрального трубопровода.

3. Система по п. 1, отличающаяся тем, что сервер автоматического управления магистрального трубопровода соединен посредством объединенной сети с автоматизированным рабочим местом администратора.

4. Система по п. 1, отличающаяся тем, что сервер автоматического управления магистрального трубопровода соединен посредством объединенной сети с автоматизированным рабочим местом мониторинга и диагностики.

Источник

Системы автоматики и телемеханизированного управления магистральными нефтепроводами

СИСТЕМЫ АВТОМАТИКИ Л ^ И
ТЕЛЕМЕХАНИЗИРОВАННОГО < УПРАВЛЕНИЯ I W
МАГИСТРАЛЬНЫМИ глава Н ЕФТЕП
РОВОДАМ И

Автоматизация и
телемеханизация объектов магистральных
нефтепроводов (МН) должны обеспечивать
безопасную и безаварийную организацию
эксплуатации их при оптимальном числе
обслуживающего персонала.

Средства
автоматизации магистральных нефтепроводов
предназначены для контроля и управления
объектами МН из операторной
нефтеперекачивающей станции (НПС), местного
диспетчерского пункта (МДП), районного
диспетчерского пункта (РДП) или
центрального диспетчерского пункта (МДП), а
средства телемеханизации — для
дистанционного управления технологическим
оборудованием НПС и линейной части МН из
РДП или ЦДП.

С развитием систем
автоматизации и переходом на
микропроцессорные системы автоматизации
должны решаться задачи мониторинга
значений технологических параметров и
параметров состояния технологического
оборудования, анализа режимов работы
технологического оборудования в реальном
масштабе времени.

13.1.
ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМЕ
АВТОМАТИЗАЦИИ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ
НЕФТЕПРОВОДОВ

Система автоматизации
объектов магистральных нефтепроводов
предназначена для контроля, защиты и
управления. Система автоматически должна
обеспечивать автономное поддержание
заданного режима и его изменение по
командам оператора.

Система
автоматизации магистральной насосной
должна обеспечивать:

централизацию
контроля и управления магистральной и
подпорной насосной;

автоматическую
защиту магистральной и подпорной
насосной;

автоматическую защиту и
управление магистральными и подпорными
насосными агрегатами;

автоматическое
регулирование давления; автоматизацию
вспомогательных систем; автоматическое
пожаротушение.

При размещении на общей
площадке нескольких магистральных
насосных следует совмещать для них решение
задач автоматизации и телемеханизации,
которое включает:

управление
магистральными насосными агрегатами,
вспомогательными системами, задвижками
подключения НПС к магистральному
нефтепроводу, задатчиками автоматических
регуляторов давления и системой
автоматического
пожаротушения;

обеспечение измерения и
регистрации давления на приеме и выходе НПС
(до и после регуляторов давления), а также
измерение перепада давления на фильтрах и
температуры перекачиваемой нефти на приеме
НПС;

срабатывание предупредительной и
аварийной сигнализации;

управление
задвижками устройства приема и пуска
(пропуска) скребка и сигнализации положения
задвижек; переключение на управление из МДП
или РДП.

К основным функциям системы
автоматизации НПС относятся функции
защиты, управления и
контроля.

Остановимся на содержании
функций защиты, которые реализуются на
общестанционном и агрегатном
уровне.

Общестанционные защиты должны
отключать оборудование НПС по
параметрам:

минимальное давление на
приеме НПС; максимальное давление в
коллекторе НПС до узла регулирования
давления;

максимальное давление на
выходе НПС после узла регулирования
давления;

максимальный перепад на
регуляторе давления; минимальное давление
в системе маслоснабжения; затопление
помещения магистральных насосов (или
общего укрытия);

пожар в помещениях со
взрывоопасными зонами;

превышение
допустимого уровня загазованности в
помещениях со взрывоопасными
зонами;

понижение давления в камерах
беспромвальной установки;

достижение
аварийного уровня нефти в резервуаре —
сборнике утечек.

Агрегатные защиты
должны отключать магистральные насосные
агрегаты по параметрам:

минимальное
давление масла (при принудительной системе
смазки);

максимальная температура
подшипников агрегата и корпуса
насоса;

повышенная утечка нефти через
уплотнения;

минимальное избыточное
давление в корпусе
электродвигателя;

максимальная
вибрация;

неисправность цепей
управления и защит
электродвигателя;

иным параметрам,
предусмотренным технической документацией
заводов-изготовителей.

Ряд защитных
функций выполняется с помощью
автоматической защиты, в том числе:
отключение работающих магистральных
насосных агрегатов; включение (или
отключение) вспомогательных систем;
сигнализация о возникновении
повреждения.

В зависимости от параметра,
по которому сработала защита, она должна
осуществлять одновременное отключение
всех работающих агрегатов; поочередное
отключение работающих агрегатов, начиная с
первого по потоку нефти.

Для защиты
магистрального трубопровода и
магистральных насосных агрегатов по
давлениям на приеме НПС, на выходе насосов и
выходе НПС должны, как правило, применяться
две защиты по давлениям. Эти защиты
настраиваются на разные значения по
давлениям (предельное и аварийное) и
обеспечивают взаимное
дублирование.

Защиты по аварийным
давлениям должны предусматривать
одновременное отключение всех работающих
магистральных насосных агрегатов. Защиты
по предельным давлениям должны
воздействовать на отключение одного
агрегата. При повторном достижении
предельного параметра должно
осуществляться отключение следующего
агрегата и т.д.

Уставка защиты по
предельному давлению на выходе насосной
должна устанавливаться выше, чем задание
регулятору давления на выходе насосной в
установившемся режиме (рабочего давления
насосной) для обеспечения «зазора
безопасности» при работе системы
автоматического регулирования давления в
допустимых пределах.

Разница уставок
между защитами по предельному и аварийному
давлению на выходе насосной должна
обеспечивать селективность срабатывания
защит.

Срабатывание автоматических
защит по давлению на приеме насосной должно
осуществляться с выбираемой (в пределах до
15 с) выдержкой времени, необходимой для
исключения их срабатывания при прохождении
воздушных пробок, запуске агрегатов,
отключении агрегатов на соседних станциях
и т.п. При отсутствии необходимого запаса по
давлению допускается настройка датчиков
защиты по давлению на приеме насосной на
одинаковое значение давления и
срабатывание защит с разными выдержками
времени с интервалом 5 —8 с.

При
отключении по параметрам, отклонение
которых от нормы вызвано изменениями
режима в трубопроводе или перегрузкой
энергосистемы, должна предусматриваться
возможность повторного дистанционного
пуска насосных агрегатов из МДП или РДП
после выяснения причины нарушения режима.
Для общестанционных защит должен
осуществляться запрет дистанционного
пуска магистральных насосных агрегатов из
МДП и РДП с возможностью снятия блокировки
по месту (из операторной). Этот запрет не
должен препятствовать управлению
вспомогательными системами и задвижками
подключения насосной к
магистрали.

Функции управления должны
предусматривать возможность управления
НПС из операторной, МДП и РДП. При этом
магистральные насосные агрегаты могут
работать в автоматическом (при пуске из
операторной, МДП или РДП), резервном,
кнопочном и испытательном режимах.

Пуск
магистральных насосных агрегатов может
осуществляться на открытую (полностью),
закрытую и открывающуюся
задвижку.

Функции контроля заключаются
в следующем: контроль за соответствием
текущих значений основных технологических
параметров значениям, предусмотренным
правилам технической эксплуатации
МН;

контроль за изменением состояния
оборудования НПС, срабатывания защит, что
должно сопровождаться звуковой и световой
сигнализацией;

непрерывный мониторинг
значений технологических параметров,
параметров состояния оборудования.

13.2. АВТОМАТИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА И
УПРАВЛЕНИЕ МАГИСТРАЛЬНЫМИ НАСОСНЫМИ
АГРЕГАТАМИ

Управление магистральными
насосными агрегатами может осуществляться
в следующих режимах:

автоматический,
в котором пуск или остановка агрегата
происходит по программе при получении
соответствующей команды непосредственно
из операторной, МДП или пункта управления
более высокого уровня;

резервный, в
котором осуществляется автоматическое
включение данного агрегата при отключении
из-за неисправности одного из работавших
насосных агрегатов устройствами защиты
работавшего агрегата. При переводе
агрегата в «резервный» режим должна
быть выполнена часть программы запуска,
предшествующая включению масляного
выключателя;

кнопочный, в котором
управление каждым элементом агрегата
выполняется по индивидуальным командам из
операторной или по
месту;

испытательный, в котором
проводится проверка работы схемы
управления агрегатом без включения
масляного выключателя (или приводов всех
элементов магистрального насосного
агрегата).

В зависимости от пусковых
характеристик электродвигателя, схемы
электроснабжения и системы разгрузки
уплотнений могут применяться различные
программы пуска, отличающиеся положением
задвижки на выходе насоса в момент пуска
основного электродвигателя: на открытую
(полностью) задвижку; на закрытую
задвижку;

на открывающуюся задвижку
(задвижка стронулась с закрытого положения
или находится в промежуточном
положении).

Программа пуска «на
открытую задвижку» является
предпочтительной, так как обеспечивает
наименьшие динамические нагрузки в
трубопроводной обвязке агрегата и
наименьшие хлопки обратных клапанов,
установленных на обводной линии насосов.
Программу рекомендуется применять, если
пусковые характеристики электродвигателя
и схема электроснабжения рассчитаны на
соответствующие пусковые
режимы.

Программа пуска «на закрытую
задвижку» применяется, если
установленное электрооборудование не
может обеспечить пуск на открытую
задвижку.

Программа пуска «на
открывающуюся задвижку» применяется,
когда неприемлема программа «на открытую
задвижку» и когда установленные у насоса
задвижки имеют привод небольшой мощности и
поэтому не могут быть открыты при перепаде
давления, создаваемом насосным агрегатом
при закрытой задвижке.

Программа
автоматического отключения должна
предусматривать остановку магистрального
насосного агрегата, а также закрытие
задвижек агрегата.

При срабатывании
систем автоматической защиты
магистральной насосной или магистрального
насосного агрегата должна выполняться
программа автоматического отключения
магистральных насосных агрегатов,
переведенных на автоматический и резервный
режимы.

В схемах автоматики
магистрального насосного агрегата
рекомендуется предусматривать:

время
задержки срабатывания защиты (по вибрации)
на период переходного процесса при
включении и отключении любого из
магистральных насосных агрегатов (в
пределах до 15 с);

прекращение программы
пуска агрегата и остановку задвижек при
получении команды на его отключение до
завершения ранее выполнявшейся программы
запуска;

отключение агрегата и выдачу
аварийного сигнала при произвольном
изменении положения любой из задвижек
включенного агрегата, работающего в
автоматическом или резервном
режиме;

подачу команды на включение
основного электродвигателя коротким
импульсом длительностью 1 с;

постоянный
контроль за исправностью цепей включения и
отключения масляного
выключателя;

перевод в другой режим
управления без изменения состояния
агрегата, если такое изменение не
предусматривается при переводе в другой
режим.

Для каждого магистрального
насосного агрегата, кроме показывающих
манометров, для контроля за давлением на
приеме и выходе насоса следует
устанавливать приборы контроля за
давлением масла (при принудительной
смазке), охлаждающей воды, а также кнопки
аварийного отключения (при размещении
насоса и электродвигателя в разных
помещениях кнопки отключения
устанавливают в обоих помещениях)
.

Аппаратура автоматики,
устанавливаемая в операторной, может
предусматривать:

сигнализацию
состояния основного электродвигателя
(включен, отключен) и параметров
срабатывания автоматической защиты
агрегата;

автоматическое управление
агрегатом и перевод его в различные режимы
работы;

измерение мощности,
потребляемой электродвигателем (или силы
тока), и длительности (в часах) работы
агрегата;

контроль за температурой
обмоток статора электродвигателя,
подшипников насосного агрегата,
охлаждающей воды (или воздуха), корпуса
насоса, если это предусматривается
документацией на агрегат.

Индикация
состояния агрегата и режима его работы,
наличия аварийного состояния
осуществляется селективно, а остальную
информацию допускается воспроизводить по
вызову.

13.3.
АВТОМАТИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА И УПРАВЛЕНИЕ
ПОДПОРНЫМИ НАСОСНЫМИ
АГРЕГАТАМИ

Система автоматизации
подпорных насосных должна
обеспечивать:

централизацию контроля и
управления подпорной
насосной;

автоматическую защиту
подпорной насосной; автоматическую защиту
и управление подпорными насосными
агрегатами;

автоматизацию
вспомогательных систем.

При
централизации контроля и управления
следует предусматривать:

дистанционное
управление каждым подпорным насосным
агрегатом;

сигнализацию состояния
агрегата (включен, отключен, аварийно
отключен);

дистанционное управление
задвижками на коллекторах подпорной
насосной;

автоматическое включение
резервного подпорного агрегата.

Система
автоматической защиты подпорного
насосного агрегата должна обеспечивать его
остановку при неисправности. Объем
параметров защиты определяется
заводом-изготовителем агрегата (насоса и
двигателя).

Система управления
агрегатом должна предусматривать
возможность управления агрегатом в
автоматическом, резервном и испытательном
(рекомендуется) режимах.

Автоматическое
управление агрегатом должно
предусматривать выполнение заданной
программы его включения или отключения при
получении соответствующей команды из
пункта управления (операторной, МДП или
РДП).

Последовательность выполнения
программы при включении и отключении
должна определяться исходя из особенностей
конструкции агрегата и технологической
схемы подпорной насосной.

При
необходимости схема автоматического
управления должна включать управление
вспомогательными системами агрегата в
нерабочем состоянии (подогрев масла,
циркуляция нефти, опорожнение коллектора и
т.п.).

У каждого подпорного насоса по
месту должны устанавливаться показывающие
манометры для контроля за давлением на
выходе.

Конструкция отборных устройств
для контроля за давлением подпорных
насосов должна обеспечивать их
работоспособность при низких температурах
окружающего воздуха.

13.4.
АВТОМАТИЗАЦИЯ ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ
СИСТЕМ

Система автоматизации
вспомогательных сооружений включает
автоматизацию систем водоснабжения,
канализации, теплоснабжения (котельной), а
также автоматизацию дизельных
электростанций (ДЭС).

Автоматизация
вспомогательных систем имеет целью
своевременное включение и отключение
механизмов и, при необходимости,
регулирование соответствующих параметров
работы систем для обеспечения нормальных
условий работы технологического
оборудования.

Вспомогательные системы
(смазки, охлаждения, вентиляции) являются
общими для всех агрегатов, всегда работают
при работающих магистральных и подпорных
агрегатах, могут включаться одновременно
одной командой. Их отключение может
проводиться также общей командой и может
выполняться автоматически после остановки
всех агрегатов.

Одновременно с
включением и отключением вспомогательных
систем может осуществляться открытие и
закрытие задвижек подключения НПС к
магистральному трубопроводу.

Системы
вентиляции, служащие для создания подпора в
помещениях, камерах или оборудовании, и
системы приточной вентиляции для
взрывоопасных помещений должны включаться
перед пуском магистральных и подпорных
насосных агрегатов.

При установке в
помещениях со взрывоопасными зонами
сигнализаторов загазованности с двумя
пределами сигнализации при достижении
первого (предельного) уровня
загазованности должны включаться системы
аварийной вентиляции и подаваться звуковой
и световой сигналы.

При длительном
сохранении концентрации выше предельного
(порядка 10 мин) рекомендуется осуществлять
отключение всех работающих насосных
агрегатов.

В системе централизованной
смазки рекомендуется
предусматривать:

регулирование,
измерение и сигнализацию температуры
масла;

сигнализацию максимального и
минимального уровней в баках
маслосистемы;

сигнализацию
максимального и минимального уровней в
аккумулирующем баке при работе
маслосистемы.

Насосы откачки утечек
нефти могут управляться автоматически в
зависимости от предельных уровней в
резервуаре-сборнике. Автоматическое
отключение насоса, откачивающего нефть из
резервуара-сборника, может проводиться по
минимальному уровню или через определенное
время после включения. Аналогично может
осуществляться автоматизация откачки
утечек для подпорных насосных,
резервуарных парков и т.д. На НПС без
емкости следует учитывать блокировку
запуска насоса, выполняющего откачку
утечек на прием магистральной насосной, в
случае, если давление в магистрали на
приеме превышает максимальное давление, а
также при отключении насосной от
магистрали.

В системе откачки утечек
рекомендуется предусматривать
автоматическое включение резервного
насоса параллельно основному, если через
заданное время (порядка 1 мин) после
запуска основного насоса уровень в
сборнике не снизится.

Схема откачки
утечек на НПС без емкости должна
предусматривать контроль за аварийным
максимальным уровнем в емкости сбора
утечек с помощью самостоятельного датчика,
несвязанного с предельными уровнями.

На
всех НПС магистральных нефтепроводов
должно предусматриваться автоматическое
пожаротушение помещений со взрывоопасными
зонами согласно СНиП 2.04.09-84.

Системы
автоматического пожаротушения должны
одновременно выполнять функции
автоматической пожарной
сигнализации.

Система автоматического
пожаротушения должна
включать:

автоматическую световую и
звуковую сигнализацию в пункте управления
и защищаемом помещении о возникновении
пожара;

автоматическое, дистанционное и
местное управление средствами
автоматического
пожаротушения;

автоматическую защиту
помещений и оборудования по пожару —
автоматическое отключение насосных
агрегатов, закрытие задвижек подключения
магистральной насосной к нефтепроводу или
резервуарному парку, отключение системы
вентиляции в защищаемом помещении и
включение аварийной вентиляции при
срабатывании газосигнализаторов согласно
СНиП 2.04.05-91;

устройства переключения с
автоматического пуска на ручной с
соответствующей
сигнализацией.

Селективная
сигнализация пожара, дистанционное
управление средствами автоматического
пожаротушения должны предусматриваться в
операторной (или МДП) с дублированием
сигнализации о пожаре и срабатывании
системы автоматического пожаротушения на
пожарном посту.

Автоматическое
пожаротушение помещений со взрывоопасными
зонами может быть пенным или
порошковым.

Автоматизация пенного
пожаротушения должна
включать:

автоматическое и
дистанционное включение насосов раствора
пенообразователя;

автоматический пуск
рабочих насосов, в том числе и
насосов-дозаторов;

автоматический пуск
резервных насосов, в том числе и
насоса-дозатора, в случае отказа пуска
рабочего насоса (или рабочий насос не
выходит на режим) в течение установленного
времени;

автоматическое открытие
запорной арматуры с
электроприводом;

местное управление
устройствами компенсации утечки раствора
пенообразователя и сжатого воздуха из
трубопроводов и гидропневматических
емкостей;

местное и дистанционное
включение насосов; отключение
автоматического пуска насосов;
автоматический контроль за приборами,
регистрирующими срабатывание узлов
управления и формирующими импульс на
включение пожарных насосов и
насосов-дозаторов;

автоматический
контроль за аварийным уровнем воды,
пенообразователя в емкости, дренажном
приямке;

контроль за исправностью
звуковой и световой сигнализации в
помещениях и на территории; отключение
звуковой сигнализации.

Формирование
командного импульса автоматического пуска
насоса-дозатора осуществляется элементами
электроуправления, фиксирующими пуск
пожарного насоса.

Автоматизация
порошкового пожаротушения должна
включать:

автоматический пуск
системы;

отключение и восстановление
режима автоматического пуска
системы;

дистанционный пуск
системы;

контроль за исправностью
электрических цепей управления
пиропатронами (определение
обрыва);

контроль за давлением воздуха
(азота) в баллонах; контроль за световой и
звуковой сигнализацией; отключение
звуковой сигнализации.

На объектах
магистральных нефтепроводов должны
применяться тепловые или световые датчики
пожарной сигнализации (пожарные
извещатели). Пожарные извещатели теплового
типа (тепловые извещатели) должны иметь
температуру срабатывания, на 20 — 40 °С
превышающую максимальную температуру
окружающего воздуха.

Датчики пожарной
сигнализации в резервуарах дрлжны
устанавливаться рядом с пеногенераторами и
их число соответствовать числу
пеногенераторов. В каждой точке необходимо
установить по два извещателя.

Запуск
системы автоматического пожаротушения
должен осуществляться при срабатывании
двух датчиков пожарной сигнализации
(пожарных извещателей). Эта схема может быть
реализована двумя лучами, к которым
подключены разные датчики, или с помощью
пожарного концентратора, принцип действия
которого позволяет определить число
сработавших в луче датчиков.

Тепловые
пожарные извещатели следует устанавливать
на

зво потолке на
расстоянии 100 — 300 мм от перекрытия,
допускается подвеска извещателей на тросе.
Кроме того, их необходимо монтировать в
каждом отсеке потолка, ограниченном
строительными конструкциями (балками,
прогонами, ребрами плит и т.п.), выступающими
от потолка на 0,4 м и более.

В одном
помещении следует устанавливать не менее
двух пожарных извещателей.

Система
автоматического пенного пожаротушения
должна предусматривать селективное
управление запорными устройствами на
линиях подачи пены к защищаемым объектам, а
также задержку подачи пены на время,
определяемое плавлением легкоплавких
замков пенокамеры или соображениями
техники безопасности.

Аппаратура
автоматического управления насосами
пожаротушения и запорными устройствами на
пенопроводах может устанавливаться в
помещении пожарных насосов или операторной
(МДП) НПС.

Схемы управления насосами и
запорными устройствами в системе
автоматического пожаротушения могут
предусматривать возможность независимого
автоматического, дистанционного и местного
управления.

Включение системы
автоматического пожаротушения должно
сигнализироваться в защищаемом помещении
световым и звуковым сигналами. Световой
сигнал должен устанавливаться в
обслуживаемых помещениях в месте,
доступном для обзора из любой точки
помещения, а в необслуживаемых помещениях
— перед входом в помещение.

При
пожаротушении световой сигнал оповещения в
виде надписи на световом табло «Пена —
уходи» и звуковой сигнал оповещения
должны выдаваться одновременно в пределах
защищаемого помещения.

Система
водоснабжения должна предусматривать
автоматическую подачу воды в резервуары
противопожарного запаса, а также закрытие
задвижек на линиях подачи воды в систему
производственно-технического
водоснабжения при минимальном уровне в
этих резервуарах и при включении пожарных
насосов.

Дистанционный контроль за
уровнем и температурой воды в наземных
резервуарах противопожарного запаса воды и
раствора пенообразователя может
осуществляться сигнализацией предельных
уровней в операторной (МДП).

В
операторной (МДП) следует предусматривать
световую сигнализацию:

положения
задвижек на линиях подачи пены к защищаемым
помещениям;

максимального и
минимального давления в сети подачи воды
при работе насосов
пожаротушения;

работы и
неисправности насосов системы
автоматического
пожаротушения;

предельных уровней и
температуры воды в резервуарах
противопожарного запаса воды и раствора
пенообразователя; отключения звуковой
сигнализации о пожаре; отключения
автоматической подачи пены в
насосную.

13.6. ОБЪЕМ АВТОМАТИЗАЦИИ
ОПЕРАТОРНОЙ (МДП)

Задачи управления,
регулирования, измерения и сигнализации
обычно решаются на уровне операторной (или
МДП).

Объекты управления;
магистральные и подпорные насосные
агрегаты; подготовка насосной; насосы
системы пожаротушения; задвижки узла
подключения, резервуарного парка, узла
учета, на линиях подачи пены; деблокировка
сигналов защит по давлениям; аварийная
остановка насосной.

Объекты
регулирования — давление на приеме и
выходе насосной.

Объекты измерения:
давление на входе в резервуарный парк,
приеме и выходе насосной, выходе насосов;
расход по трубопроводу; параметры качества
нефти (на станциях с емкостью); уровень
нефти в резервуарах; давление на входе узла
учета.

Объекты сигнализации:
магистральные, подпорные насосные агрегаты
(включен, готов к дистанционному запуску,
авария, в резерве); подготовка насосной
(включено); насосы системы пожаротушения
(включено); задвижки узла подключения,
резервуарного парка, узла учета, на линиях
подачи пены (открыто, закрыто); скребок
(принят, запущен); пожар в защищаемом
помещении; загазованность насосной;
затопление насосной; переполнение
резервуаров-сборников; неисправность
вспомогательных систем; неисправность
вспомогательных сооружений; аварии
вспомогательных систем и сооружений;
повышенное давление в подводящем
трубопроводе; срабатывание защиты по
переливу; превышение расхода в
резервуарном парке; предельный и аварийный
уровни в резервуарах; отключение
параметров качества нефти; неисправность
пункта учета нефти.

Система
автоматизации также должна выполнять
функции отображения и регистрации, расчета
и анализа эксплуатационных параметров
работы основного оборудования,
документирования и архивации,
связи.

13.7. ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ ОБЪЕКТОВ
МАГИСТРАЛЬНЫХ
НЕФТЕПРОВОДОВ

Средства
телемеханизации объектов магистральных
нефтепроводов предназначены для
обеспечения дистанционного управления
технологическим оборудованием НПС из РДП
или ЦДЛ.

Объектами телемеханизации
МН являются магистральные насосные,
подпорные насосные, оборудование
инженерных сооружений и
энергохозяйства.

Телемеханизация
должна обеспечивать: централизованный
контроль за режимом работы нефтепровода
для обеспечения его безаварийной работы и
оптимизации режимов
работы;

централизованное управление
магистральными, подпорными агрегатами и
задвижками;

централизованный сбор
информации о возникновении аварийных
ситуаций для сокращения времени
локализации
аварий;

централизованный сбор
информации о режиме работ и техническом
состоянии оборудования.

Системы
телемеханики должны удовлетворять
следующим
требованиям:

телесигнализация
аварийных сообщений и телеуправление
магистральными, подпорными агрегатами и
задвижками для локализации аварийных
ситуаций должны иметь быстродействие в
пределах 2 —5 с;

цикл опроса
телеизмерений состояния оборудования и
режимов работы нефтепровода должен
приниматься в пределах 20 — 40
с.

Объектами телемеханизации
являются: магистральные и подпорные
насосные; вспомогательные системы;
резервуарные парки; узлы учета нефти; узлы
приема и пуска (пропуска) устройств очистки
и диагностики трубопровода;
энергохозяйство.

звз

Система телемеханики
НПС должна выполнять следующие
функции:

контроль за состоянием
магистральных и подпорных насосных
агрегатов, положением запорной арматуры и
изменением ее состояния, срабатыванием
аварийных защит, отключением
электропитания и переходом на резервное
питание, переходом на местное управление,
подготовкой магистральных и подпорных
насосных агрегатов к дистанционному
управлению, подготовкой задвижек к
дистанционному управлению, приемом и
пуском устройств очистки и
диагностики;

управление
оборудованием НПС (магистральная насосная,
вспомогательные системы, подпорная
насосная, узлы приема и пуска (пропуска)
устройств очистки и диагностики,
резер-вуарный парк);

измерение
посредством датчиков давления, датчиков
температуры и вибрации, средств измерения
электрических параметров (силы тока,
напряжения, мощности);

обмен
информацией с уровнем РДП по
телемеханическим протоколам, а также с
системой автоматики по стандартным
интерфейсам.

13.8.
ИНФОРМАЦИОННАЯ СИСТЕМА

ОАО «АК
“ТРАНСНЕФТЬ”

Информационная
система ОАО «АК «Транснефть» в
настоящее время представляет набор
программных комплексов, каждый из которых
используется для организации
информационного обеспечения в своей
процессной области. Все программные
комплексы (кроме фи-нансово-экономического
блока и управления персоналом)
располагаются на трех уровнях: ОАО «АК
«Транснефть»; ОАО МН, районное
нефтепроводное управление
(РНУ).

Между уровнями происходит
обмен данными как сверху вниз, так и снизу
вверх, т.е. исходные данные, формируемые на
уровне РНУ, собираются в МН и затем сходятся
на уровне АК. С уровня АК происходит
репликация обработанной
информации.

Рассмотрим отдельные
программные комплексы, составляющие
информационную систему АК
«Транснефть».

Автоматизированная
система контроля и иполнения договоров
(АСКИД) предназначена для
оперативного учета и ведения документов
различных видов, подготовки отчетов,
сопровождающих процессы приема,
транспортировки и сдачи нефти, а также
для решения специальных задач,
обеспечивающих мониторинг и управление
указанными процессами (табл.
13.1).

Система диспетчерского контроля и
управления (СДКУ) предназначена для
обеспечения диспетчерского контроля над
технологическим процессом транспортировки
нефти, а также для управления
технологическим процессом и
предоставления информации о его состоянии
другим информационным системам. Система
работает на трех основных уровнях:
центральный диспетчерский центр (Т ТЛ11),
территориальный диспетчерский центр (ТДЦ),
региональный диспетчерский центр (РДЦ)
(табл. 13.2).

Таблица 13.1

Основные
функция системы и подразделения, где эти
функции используются

Функция

Подразделение

Ведение справочников: организации,
маршруты, тарифы, служебная информация

Ведение и учет договоров с
грузоотправителями в AK, передача договоров
в АО. Заключение договоров подряда (АК с
АО)

Ведение маршрутных поручений
(МП), оперативный контроль и учет их
выполнения Формирование и учет заданий на
платеж Учет движения нефти в валовых
показателях (оперативный учет, товарный
учет, инвентаризация по результатам
месяца)

Учет качества нефти
(реализовано в подзадаче АСКАН)

Формирование «баланса
нефтепроизводителя» по каждому ОАО и АК
(учет сдачи, приема, остатков нефти)

Формирование “Актов сверки» по МП и
грузоотправителям в целом

Подготовка «Актов выполненных услуг
по договору

подряда», счетов
фактур и «Электронных карточек на

перекачку партии нефти». Расчет
налогов

Контроль взаиморасчетов,
выявление задолженности.

Подготовка реестров реализации

Визуализация данных валового учета
перекачанной

нефти

АК, ОАО. РНУ,

ПСП

АК,
ОАО

АК, ОАО, РНУ.

ПСП

АК

АК, ОАО, РНУ. ПСП

РНУ.
ПСП

АК, ОАО, РНУ. ПСП

АК

АК, ОАО, РНУ

Таблица 13.2

Основные
функции системы и подразделения, где эти
функции используются

функция

Подразделение

Сбор сигналов от датчиков Отображение
состояния объектов на мнемосхемах

Дистанционное управление агрегатами
НПС

МДП

ЦДЦ, тдц
МДП, РДЦ, тдц

РДЦ
получает данные системы телемеханики на
линейных участках трубопроводов. Далее
полученные данные аккумулируются и
периодически передаются в ТДЦ и ЦДЦ.
Управление отдельными системами линейных
участков возможно с любого уровня, но
реально осуществляется только в
РДЦ.

Систему «СКУТОР» можно
представить как единую справочную систему
с базой данных по всей инфраструктуре ОАО
«АК «Транснефть», ориентированную на
управление техническим обслуживанием и
ремонтом объектов нефтепроводов и решение
специфических расчетных задач, связанных с
этими процессами.

Система «СКУТОР»
обеспечивает:

обобщенное, схематическое
изображение сети трубопроводов с
нанесенными на нее основными объектами и
сооружениями, обеспечивающими транспорт
нефти (нефтепровода, НПС,
РП);

возможность детализации и вызова
технологических схем и соответствующих
объектов транспорта нефти путем выбора их
на схеме;

получение справочных
(паспортных) данных по объектам, в том числе
и по соответствующим элементам схем; расчет
статического и динамического стока нефти;
получение отчетных форм и экспорт
данных.

Основные функции системы:

1.
Получение справочной информации (в том
числе и в графическом виде) по следующим
элементам
инфраструктуры:

вдольтрассовые
сооружения; внутритрубные обследования;
грунты;

документы — схемы, акты, отчеты,
письма (показ документов, получение отчетов
о наличии схем и отчетов по привязкам);
изоляция;

номенклатура ЦБПО;

НПС
(показ информации об оборудовании,
установленном на
НПС);

нормативно-справочная информация
(НСИ) нормативные документы, параметры
типов нефти, параметров типов грунтов,
сортамент труб, классы оборудования и их
паспорта, сведения об
организациях;

отказы и аварии
(отображение имевших место аварий за
выбранный период времени на схемах ОАО с
помощью графических значков);

профили
участков нефтепроводов (показ профиля
данного участка в графическом виде и
распечатка его, отображение километровых
столбов участков);

паспорт нефтепровода
(дополнительно по сведениям об НПС,
находящихся на нем, и его участках);
пересечения нефтепроводов; подводные
переходы; раскладка труб; резервуарные
парки;

ремонты линейной части
(отображение проведенных работ за
выбранный период времени на схемах ОАО с
помощью условных графических значков); узлы
учета нефти; установленное оборудование;
участки (перегоны НПС — НПС);
электрохимзащита; энергоснабжение.

2.
Графическое изображение
укрупненных схем нефтепроводов (с
возможностью детализации в интерактивном
режиме) и вывод этих схем на печать.

3.
Отображение на схемах аварий и
ремонтов.

4. Ведение информации
о внутритрубных исследованиях, а
именно:

перенос, привязка и
корректировка данных системы
«Эксперт»;

привязка данных
внутритрубных обследований к
геодезическим ориентирам;

коррекция
данных внутритрубной диагностики;
получение отчетов о внутритрубных
исследованиях.

5. Расчет
статического стока (самостока) нефти.

6.
Расчет динамического стока
нефти.

Информация в системе
«СКУТОР» делится (в известной степени
условно) на неоперативную со временем
обновления не менее месяца и оперативную со
временем обновления до месяца.

Работая с
системой «СКУТОР», пользователь может:
просматривать данные неоперативной
информации через табличные формы просмотра
информации;

добавлять, изменять, удалять
данные неоперативной информации через
табличные формы ввода
информации;

вызывать расчетные задачи,
включенные в систему, и пользоваться
результатами расчетов;

просматривать
схемы магистральных нефтепроводов, их
участков, отдельных объектов (таких, как
НПС), осуществляя переход от одних схем к
другим или, работая со схемой, вызывать
информацию по конкретному объекту из
табличной формы просмотра;

отображать
аварии и ремонты на нефтепроводах в виде
значков на соответствующих
схемах;

получать отчетные формы,
предусмотренные системой
«СКУТОР»;

осуществлять экспорт
данных из системы в некоторые другие
приложения, такие как, MS Word, Excel для создания
своих собственных отчетов;

работать с
оперативной информацией системы,
просматривая и (если даны соответствующие
права) корректируя соответствующие
данные.

Для пользователей существует
система разграничения прав доступа по
должностям и отделам.

В состав системы
«СКУТОР» входят следующие
компоненты:

SKYTOR — ядро системы,
включающее библиотечные модули, которые
обеспечивают передачу управления между
различными базами данных (БД) и
компонентами системы, а также запуск
прикладных задач;

CLIENTS — клиентская
часть справочной БД, содержащая модули,
запросы, формы, локальные таблицы,
настройки, средства администрирования,
обеспечивающая запуск прикладных задач
других компонент системы, поддерживающая
ввод (модификацию), а также отбор данных (по
фильтрам);

CONSTRU8 — программы БД
конструктивных элементов технологического
оборудования;

GRAMS — компонент,
реализующий привязку элементов
технологических схем и другой графической
информации к прочим объектам БД системы
«СКУТОР»;

ORGANS — справочник
организаций и их телефонов;

SPIDER —
компонент сбора оперативной
информации;

STOKLIB — компонент, решающий
задачу расчета статического стока
нефти;

DINSTOK — компонент, решающий задачу
расчета динамического стока нефти;

HLP —
hip-файлы справочной системы.

К системе
«СКУТОР» можно подключать
дополнительные модули:

информационные
подсистемы просмотра данных на основе
программы SLIDER по отдельным техническим
заданиям ОАО и РНУ;

подсистему просмотра
данных внутритрубных обследований центра
технической диагностики (ЦТД)
«Диаскан», обеспечивающую разбор
файлов отчетов ЦТД и загрузку их в БД а
также графическую интерпретацию
результатов на основе программы
SLIDER.

Основной объем информации вносится
в систему на уровне РНУ с последующим
уточнением и корректировкой на уровне ОАО.
На уровне АК предусматриваются минимальные
корректировки информации в
системе.

Программное обеспечение
системы «СКУТОР» можно разделить на
две группы: серверная часть и клиентская
часть.

Серверная часть состоит из ядра
системы, обеспечивающего функционирование
компонентов системы «СКУТОР»;
технологических схем транспорта нефти и
других графических материалов;
конструктивных элементов технологического
оборудования; оперативных данных;
справочников — телефонных абонентов и
сведений об организациях; информации о
состоянии объектов
нефтепроводов.

Клиентская часть
позволяет просматривать технологические
схемы транспорта нефти и получать доступ к
формам отображения информации как путем
непосредственного указания элементов на
схемах, так и посредством кнопочного
управления из форм. Функции просмотра схем
и построения графиков сделаны в виде
объектных модулей.

Таблица 11.9 Значения
интеграла столкновений для полярных
компонентов

т*	0	0.25	0,50	0.75	1.0	1.5	2,0	2.5
*0,1*	4,1005	4,266	4,833	5,742	6,739	8,624	10,34	11,89
0,2	3,2626	3,305	3,516	3,914	4,439	5,570	6,637	7,618
0,3	2,8399	2,836	2,936	3,168	5,511	4,329	5,126	5,874
0,4	2,5310	2,522	2,586	2,749	3,004	3,640	4,282	4,985
0,5	2,2837	2,277	2,329	2,460	2,665	3,187	3,723	4,249
0,6	2,0838	2,081	2,130	2,243	2,417	2,862	3,329	3,786
0.7	1,9220	1,924	1,970	2,072	2,225	2,614	3,028	3,435
0,8	1,7902	1,795	1,840	1,934	2,070	2,417	2,788	3,560
0,9	1,6823	1,689	1,733	1,820	1,944	2,258	2,596	2,933
1,0	1,5929	1,601	1,644	1,725	1,838	1,124	2,435	i 2,746
1,2	1,4551	1,465	1,504	1,574	1,670	1,913	2,181	. 2,451
1,4	1,3551	1,365	1,400	1,461	1,544	1,754	1,989	2,228
1,6	1,2800	1,289	1,321	1,374	1,447	1,630	1,838	2,053
1,8	1,2219	1,231	1,259	1,306	1,370	1,532	1,718	1,912
2,0	1,1757	1,184	1,209	1,251	1,307	1,451	1,618	1,795
2,5	1,0933	1,100	1,119	1,150	1,193	1,304	1,435	1,578
3,0	1,0388	1,044	1,059	1,083	1,017	1,204	1,310	1,428
3,5	0,99863	1,004	1,016	1,035	1,062	1,133	1,220	1,319
4.0	0,96988	0,9732	0,9830	0,9991	1,021	1,079	1,153	1,236
5,0	0,92676	0,9291	0,9360	0,9473	0,9628	1,005	1,058	1,121
6,0	0,89616	0,8979	0,9030	0,9114	0,9230	0,9545	0,9955	1,044
7,0	0,87272	0,8741	0,8780	0,8815	0,8935	0,9181	0,9505	0,989
8,0	0,85379	0,8549	0,8580	0,8632	0,8703	0,8901	0,9164	0,948
9,0	0,83795	0,8338	0,8414	0,8456	0,8515	0,8678	0,8895	0,916
10,0	0,82435	0,8251	0,8273	0,8308	0,8356	0,8493	0,8676	0,890
12,0	0,80184	0,8024	0,8039	0,8065	0,8101	0,8201	0,8337	0,850
14,0	0,78363	0,7840	0,7852	0,7872	0,7899	0,7976	0,8081	0.Я21
16,0	0.76834	0,7687	0,7696	0,7712	0,7790	0,7730	0,7878	0,7983
18,0	0,75516	0,7554	0,7562	0,7575	0,7592	0,7642	0,7711	0,7797
20,0	0,73464	0,7435	0,7445	0,7455	0,7470	0,7512	0,7569	0,7642
25,0	0,71982	0,7200	0,7204	0,7211	0,7221	0,7250	0,7289	0,7339
30,0	0,70097	0,7011	0,7014	0,7019	0,7026	0,7047	0,7076	0,7112
35,0	0,68545	0,6855	0,6858	0,6861	0,6867	0,6883	0,6905	0,8932
40,0	0,67232	0,6724	0,6726	0,6728	0,6733	0,6745	0,6762	0,6784
50,0	0,65099	0,6510	0,6512	0,6513	0,6516	0,6524	0,6534	0,6546
75,0	0,61397	0,6141	0,6143	0,6145	0,6147	0,6148	0,6148	0,6147
100,0	0,58870	0,5889	0,5894	0,5900	0,3903	0,5901	0,5895	0,5885

Пример. Рассчитать
вязкость сероводорода при
атмосферном давлении и температуре
67 °С.

По табл. II.I
находим для H,S М = 34,082;
а = 3,49; (е/k) = 343; 6 *=. 0,21.
Рассчитываем Т*

т* = (67 +
273)/343 = 0,991.

Для^Г^# = 0,991 и б = 0,21 по
табл. II.9 находим

= 1,6077.

По формуле
(11.17) рассчитываем вязкость

_ 0,00269^34,082 340
_АЛ|,„

^^H*S    3,492
   1,6077    0,0148
   сП.

11.4.3. РАСЧЕТ ВЯЗКОСТИ ПРИ
ЗАДАННОМ ДАВЛЕНИИ

Для определения
вязкости газа прк заданных давлении
р и температуре Т необходимо
следующее.

1. Одним из способов,
описанных выше, определить вязкость газа
при атмосферном давлении и температуре
Т — р_ат;

2. Найти
критические и приведенные параметры газа
гоглэсяо п. II.3.

3. По графику,
приведенксму на ркс. II.6, для найденных
р„_р и Гпр определить ц* =
|л/,и_ат.

4. По известным
,ц_ат и и* рассчитать искомую
вязкость при заданных р и Т
— Ц =

Рис.
II.в. Зависимость отношения вязкостей ji* от
приведенного давления р_Пр при
различных приведенных температурах
Г_гр

Пример. Определить
вязксс-ь rasa, состав е<ото?ого приведен в
табл. II.7, при температуре 67 °С н давлении .SC
вгс/сн*.

Вязкость при атмосферное
давлении ji_aT принимаем равной 0.СН2-)
сП.

Критические параметры для rasa
данного состава = 47,6 кгс/см*. Т_кр =
218,4 К-

Определяем приведекные
гарамегры

_Рпр
= 150/47,6 —3.1-5; Г_пр = 340/2 IB.4 =
1,56.

По рис. II.6 находим ц^§ =
1.5.

Рассчитываем вязкость прк ISO
кгс/см⁵ н 3 40 К:

(.1 = 1,5
0,0124- = 0. Q1S5 сП.

II. 5.
КОЭФФИЦИЕНТ С В ЕРХСЖИМА ЕМОСТН

ПРИРОДНОГО
ГАЗА

Коэффициент сверхсжимаеиосгн
rasa—функция давления, температуры и состава
газа.

Метод определения
коэофниие[ та сверх сжимаемости следует
выбирать исходя нз состава газа.
Большинстве мстодоб определения
коэффициента сверхсжи-

докритическое) давление для всех
компонентов смеси, затем но аддитивности
находят псевдокритическое давление всей
смеси. Аналогичным образом вычисляют
псевдокритическую температуру
смеси.

Для иллюстрации этого
положения приведем пример
расчета.

Пример 1.5. Требуется
вычислить коэффициент сверхсжимаемости
газа при давлении 12 МПа и температуре 290 К.
Молярный состав газа, %: N₂ — 0,03;
СН₄ — 0,8985; С₂Н₆ — 0,03 С0₂ —
0,006; С,Н_В — 0,013; н-С₄Н₁₀ —
0,004; мзо-С₄Н₁₀ — 0,005
«-С₅Н₁₂ — 0,004; z-C₅H₁₂ — 0,003;
С_еН₁₄ — 0,025; C₇H_1G — 0,002
С₈Н₁₈ — 0,002.

Решение. На
основании свойств аддитивности сначала
определяют псевдокритические параметры
смеси. Пример расчета приведен в табл.
1.6.

По данным табл. 1.6
псевдокритическая температура смеси
Г_кр — 201 К, псевдокритическое давление
р_к? = 4,744 МПа. Зная эти величины, по
уравнениям (1,14) и (1.15) определяют
псев-доприведенные параметры смеси:

12
290

р’п = —
= 2,53; г; = — =
1,44.

4,744 210

При этих
псевдоприведенных параметрах из рис. 1.4
определяется коэффициент сверхсжимаемости
z ~ 0,77.

В случаях, когда состав
смеси неизвестен, псевдокритические
параметры газа можно найти с помощью
графиков Брауна (рис. 1.5).

Таблица
1.6

Псевдокритические параметры
газовой смеси

Компонсн ты	Молярная доля	г_ф,к	Р*р. ^мпа	Псевдокритические параметры
	р_кр, МПа
сн,	0,8985	199,5	4,88	171,16	4,384
с,н_у	0,0300	305,4	5,07	9,16	0,152
^СЛ	0,0130	369,8	4,42	4,81	0,057
м-С_дН,₀	0,0050	408,1	3,80	2,04	0,019
ызо-С,Н_1а	0,0040	425,2	3,95	1,70	0,016
н-С Й	0,0030	460,4	3,51	1,38	0,011
и.вд-С.Н.,	0,0040	469,7	3,50	1,88	0,014
С₆^м	0,0025	507,4	3,13	1,27	0,008
с₇н_\|6	0,0020	540,1	2,75	1,08	0,006
	0,0020	568,8	2,51	1,14	0,005
N ‘	0,0300	125,9	3,53	3,78	0,106
со₂	0,0060	304	7,64	1,82	0,046
Итого	1,0000	—	—	201,22	4,824

Псев
до при 8б дв иное давление

Рис. 1.4.
Коэффициент сверхсжимаемости газа:

a
— в зависимости от приведенных
параметров; б — при низком
приведенном давлении

Пример
1.6. По данным предыдущего примера по
графикам Брауна определить коэффициент
сверхсжимаемости газа.

Решение.
Сначала по табл. 1.6 находят относительную
плотность газа:

д _ _
18,659 _ q
Q4

29 29 ~
¹

ми исчезает. При
повышении температуры жидкости процесс
диффузии ускоряется, при понижении
температуры замедляется.

Диффузия в
газах происходит значительно быстрее, чем в
жидкостях, так как скорость движения и
длина пути, проходимого молекулой от одного
соударения до другого, в газах значительно
больше, чем в
жидкостях.

Кинетическую теорию
газов можно построить на основании
некоторых общих положений и опытных фактов
[2], а именно:

это полная хаотичность
движения
молекул;

пропорциональность средней
скорости молекул квадратному корню из
абсолютной температуры;

средние
кинетические энергии молекул разных газов,
находящихся при одинаковой температуре,
равны между собой.

В молекулярной
физике рассматриваются явления, вызванные
действием колоссального количества частиц.
В одном кубическом сантиметре газа при
нормальных условиях содержится 2.69 •
1Q¹⁹ молекул. Каждая молекула при
нормальных условиях испытывает в секунду
около миллиарда столкновений с другими
молекулами, в результате чего постоянно
меняется ее скорость, а путь молекулы
является весьма сложной ломаной линией,
подобной пути броуновской
частицы.

Для решения задач
молекулярной физики пользуются
статистическими закономерностями. В
статистической физике рассматривается
конкретная молекулярная модель и к ней
применяются математические методы
статистики.

Большое число
соударений, испытываемое молекулой газа,
объясняет факт медленного перемещения
молекул в газах, хотя тепловые скорости
молекул порядка сотен метров в секунду.
Испытывая миллиард столкновений в секунду,
молекула непрерывно меняет направления
своего движения, результирующее
перемещение оказывается очень небольшим.
Молекула за секунду уходит от своего
начального положения на несколько
миллиметров или даже меньше.

Среднее
расстояние, которое проходит молекула
между двумя столкновениями, называется
средней длиной свободного пробега молекул.
Для расчета этой величины при низких
давлениях Чапмен и Каулинг предложили
следующую формулу:

где
X — средняя длина свободного
пробега молекул, см; N — число
молекул в 1 см³; о — диаметр молекулы,
см.

Средняя длина свободного пробега
молекул не зависит от их массы и
температуры. При атмосферном давлении дя
всех газов она составляет порядка 10′⁵
см, что в 200 — 400 раз больше диаметра молекул.
Для идеальных газов при давлении 10 МПа это
значение становится соизмеримым с
диаметром молекул, а при 1,3-10^бМПа
достигает 1 см.

Средняя длина
свободного пробега молекул обратно
пропорциональна числу молекул в единице
объема, т.е. обратно пропорциональна
плотности газа или давлению.

При
давлении р, отличном от атмосферного
р_ат,

^ ⁼ ^-атРат /
Р^ш

Основное уравнение
кинетической теории газов: произведение
давления газа р на его объем
V равно одной трети произведения
массы т молекулы на число молекул
N’ и на квадрат средней квадратичной
скорости с:

_ру =
-N’mc².
(1.1)

Средняя
квадратичная скорость равна корню
квадратному из суммы квадратов всех
скоростей, поделенной на число молекул
ЛГ:

^С V N’
’

Это уравнение можно записать еще в
виде

_v= 2ATm?l₌
2_n,-j,₌2_е_(1

2)

3 2 3 3
^к ’

где Е’
=тс²/2 — средняя кинетическая
энергия одной молекулы; Е —
кинетическая энергия всего газа.

1.2.2. ОСНОВНЫЕ ГАЗОВЫЕ
ЗАКОНЫ

Из основного уравнения
кинетической теории газов (1.1) и (12) можно
вывести все газовые законы, ранее
установленные экспериментально.

J Д
ПРОТИВОКОРРОЗИОННАЯ -i- ЗАЩИТА
НЕФТЕПРОВОДОВ

Г Л А В А
И РЕЗЕРВУАРОВ

14.1.
КЛАССИФИКАЦИЯ КОРРОЗИОННЫХ
ПРОЦЕССОВ

Коррозия металлов — это
процесс, вызывающий разрушение металла или
изменение его свойств в результате
химического либо электрохимического
воздействия окружающей
среды.

Классификация коррозионных
процессов приведена на рис. 14.1. В условиях
магистральных трубопроводов наиболее
распространена электрохимическая коррозия
— окисление металлов в электропроводных
средах, сопровождающееся образованием
электрического тока.

Термин
«электрохимическая коррозия»
объединяет коррозионные процессы
следующих видов:

коррозия в
электролитах — коррозия металлов в жидких
средах, проводящих электрический ток (вода,
растворы кислот, щелочей,
солей);

почвенная коррозия — коррозия
подземных металлических сооружений под
воздействием почвенного
электролита;

электрокоррозия —
коррозия металлических сооружений под
воздействием блуждающих
токов;

атмосферная коррозия — коррозия
металлов в атмосфере воздуха или другого
газа, содержащего пары воды;

биокоррозия
— коррозия, вызванная жизнедеятельностью
микроорганизмов, вырабатывающих вещества,
ускоряющие коррозионные
процессы;

контактная коррозия —
коррозия металлов в присутствии воды,
вызванная непосредственным контактом двух
металлов.

Процесс коррозии начинается с
поверхности металлического сооружения и
распространяется вглубь его. По
результатам осмотра поверхности
сооружения можно судить об

Рис.
14.1. Классификация коррозионных
процессов

интенсивности и характере
коррозионного разрушения
конструкции.

Различают сплошную и
местную коррозию. В первом случае
продуктами коррозии покрыта вся
поверхность, находящаяся в контакте с
коррозионной средой. Сплошная коррозия
может быть равномерной, протекающей с
одинаковой скоростью по всей поверхности, и
неравномерной, протекающей с неодинаковой
скоростью на различных участках
поверхности металла (например, коррозия
углеродистой стали в морской
воде).

Местная коррозия — это окисление
металла на отдельных участках
металлической поверхности. Она может быть
следующих видов (рис. 14.2):

пятнами с
глубиной повреждения много меньшей его
диаметра;

язвенная с глубиной
повреждения примерно равной его
диаметру;

точечная с глубиной
повреждения много большей его
диаметра;

подповерхностная, при которой
коррозионный процесс идет под слоем
неповрежденного
металла;

структурно-избирательная, при
которой разрушается какой-то один
компонент сплава;

межкристаллитная, при
которой коррозионное разрушение имеет
место на границе между
кристаллами;

коррозионное
растрескивание, при котором
коррозион-

а	б		в	г

шш		lljlfll			Щш
д		е		лл/* «/IV

Рис.
14.2. Виды местной коррозии
металла:

а — пятнами; б —
язвенная; в — точечная; г —
подповерхностная; д —
структурно-избирательная; е —
межкристаллитная; ж — коррозионное
растрескивание

но-механическое
воздействие приводит к образованию трещин
в металле.

Очевидно, что местная
коррозия более опасна, чем сплошная.

В
зависимости от вида коррозии ее скорость
оценивают по-разному. Так, скорость
сплошной равномерной коррозии определяют
по потере металла за единицу времени с
единицы поверхности. Скорость язвенной,
точечной, межкристаллит-ной коррозии
характеризуют увеличением глубины
коррозионного повреждения в единицу
времени. Показателем скорости
структурно-избирательной коррозии
является изменение прочности металла
(например, временного сопротивления) в
единицу времени.

14.2. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ
ОБ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПРОЦЕССАХ НА ПОВЕРХНОСТИ
ТРУБОПРОВОДА, НАХОДЯЩЕГОСЯ В
ПОЧВЕ

Металлический изолированный
трубопровод, уложенный в грунт, имеет
незначительные контакты с влагой почвы
через неплотности в слое изоляции.
Почвенная влага представляет собой
электролит различного состава и
концентрации. Контакт металла с почвенным
электролитом вызывает образование
коррозионных элементов.

Если на
поверхности металла, погруженного в
электролит, имеются участки с различными
электрическими потенциалами и они
соединены через массу металла, то во
внешней цепи, соединенной через электролит,
ток течет от более высокого потенциала к
более низкому. Участок с более высоким
потенциалом будет анодом, а участок с
меньшим потенциалом — катодом.

На
металлической поверхности трубопровода
могут возникать катодные и анодные участки
при наличии какой-либо неоднородности
электрохимического потенциала
поверхности. Эта неоднородность является
причиной возникновения коррозионных
элементов (коррозионных пар), приводящих к
местному разрушению металлической
поверхности. Причины неоднородности
электрохимических потенциалов —
структурная неоднородность металла,
включения в стали, неравномерное
распределение деформированных зон
(напри-мер, местный наклеп), местные
напряжения, неодинаковое качество
защитного изоляционного слоя или местные
дефекты в нем.

Причиной образования
коррозионных элементов (пар) могут быть
также риски и насечки на поверхности
металла.

В дефектных местах
изоляционного покрытия металл оказывается
более электроотрицательным, становится
анодом и разрушается.

В почве при
условии неравномерной аэрации (притока
воздуха) к поверхности трубопровода
создаются аэрацион-ные участки, на
поверхности которых протекает местная
коррозия.

Неравномерный
электрохимический потенциал также может
создавать недостаточное перемещение в
почве растворенных солей и кислот
вследствие их недостаточной диффузии (рис.
14.3).

При электрохимической коррозии
реакция взаимодействия электролита с
металлом подразделяется на два
самостоятельно протекающих процесса:
анодный и катодный.

Анодный процесс
состоит в том, что ионы металла пере-

Рис.
14.3. Схема возникновения коррозионных
элементов:

а — при неодинаковой
концентрации солей в почве; б — при
различном составе почвы; в — при
местном нарушении изоляционного покрытия;
1 — небольшая концентрация солей в
почве; 2 —
высокая

концентрация солей в почве; 3
— трубопровод; 4 — песок; 5 — глина;
6 — почва; 7 — дефектное место в
изоляционном покрытии; К — катод; А — анод
ходят в раствор почвенного электролита, где
происходит их гидратация. В результате на
анодных участках происходит разрушение
металла вследствие выноса ионов металла в
почву. При этом в металле эквивалентное
количество электронов переходит на катод.
Анодный процесс для металла может быть
изображен в виде
реакции

лИ₂0

e^[M] ^
M⁺лИ₂0. (14.1)

В
результате накопления электронов в металле
и катионов в растворе, значительно
смещающих скачок электродного потенциала в
отрицательную сторону, анодный процесс
должен был бы прекратиться, если бы в
системе не происходили другие электродные
процессы.

Рассмотрим протекание
анодного процесса на стальном подземном
сооружении. Основным компонентом стали
является железо. Поэтому главное место
будут занимать электрохимические процессы
на железе.

Первичным процессом на
железном аноде будет переход
двухвалентного иона железа в электролит (в
почву):

лИ₂0

2 е ^Fe ^ Fe ++лИ₂0.
(14.2)

Процесс на этом обычно не
заканчивается. Двухвалентный ион железа
может участвовать в различных химических
реакциях с веществами почвы. Однако это уже
вторичные процессы.

Поскольку почвы
обладают основными или нейтральными
свойствами, в них присутствуют ионы
ОН^—. При взаимодействии с ними
образуется гидрат железа

Fe ^{+ +} +
20H^— = Fe(0H)₂. (14.3)

Если в
объеме электролита почвы, примыкающего к
анодным участкам, достаточно железа, то
будет протекать реакция дальнейшей
гидратации железа:

2Fe(0H)₂ + —
0₂ + И₂0 = 2Fe(0H)₃.
(14.4)

Катодный процесс
характеризуется ассимиляцией избыточных
электронов, появившихся в металле,
каким-либо деполяризатором D, содержащимся
в растворе. Деполяризатором D может быть
атом или ион, способный восстановиться на
катоде

В кислой почве будет происходить
водородная деполяризация катодного
процесса:

H+ + e ^ H (14.6)

и
далее

H + H ^ H₂.
(14.6а)

Более распространенным
катодным процессом в почвенных условиях
является кислородная
деполяризация:

0₂ + 2H₂0 + 4e ^
40H^—. (14.7)

Протекание
кислородной деполяризации в коррозионном
процессе в грунте требует наличия
кислорода в месте катодного процесса.
Поэтому условия доставки кислорода к месту
протекания катодного процесса в известной
мере определяют ход коррозионного
процесса.

Анодный процесс протекает на
участках с более отрицательным начальным
потенциалом поверхности, катодный — с
более положительным. Материальный эффект
процесса кор -розионного разрушения
металла преобладает на анодных участках,
так как из сооружения уносятся ионы железа
в почву.

Схематически процессы катодной
и анодной поляризации при работе
коррозионного гальванического элемента
представлены на рис. 14.4.

Характеристики
коррозионного элемента не остаются
постоянными вследствие протекания тока в
цепи гальванического коррозионного
элемента. В результате этого потенциалы
анода и катода изменяются в сторону
взаимного сближения. Их первоначальная
разность V_K0 — V_A0 уменьшается до
V_K — V_A. Это изменение
потенциалов называется анодной или
катодной поляризацией.

Металл
Электролит

Рис. 14.4. Схема работы
коррозионного гальванического
элемента

Анодная поляризация —
смещение потенциала анода в положительную
сторону при прохождении анодного тока.
Катодная поляризация — смещение
потенциала катода в отрицательную сторону
при прохождении катодного
тока.

Приведенные на рис. 14.5 кривые
называются поляризационными кривыми
анодного и катодного процессов: кривая
Е_а — А для анодного процесса и
кривая Е_К — К для катодного
процесса.

Поляризационная кривая —
графически построенная зависимость
потенциала электрода Е от плотности
i проходящего тока.

Ток I
гальванического элемента зависит от
разности катодного и анодного напряжений и
сопротивления электрической цепи

(14.8)

где
Р_А, Р_К — поляризационные
сопротивления анода и катода; R —
сопротивление электрической
цепи.

Рис.
14.5. Поляризационные
кривые

Если
сопротивление электрической цепи упадет до
нуля (R = 0), ток I не может увеличиваться
бесконечно вследствие наличия
поляризационных
сопротивлений.

Производные потенциала
по плотности тока dE_K/di_K и
dE_A/di_A представляют истинную
поляризуемость катода и анода при данной
плотности тока i. Численно они равны
тангенсам углов:

tg а = —^А;
(14.9)

tg в =
(14.10)

diK

где tg а —
поляризуемость анода при плотности i
тока; tg в — поляризуемость катода при той же
плотности i тока.

Мерой измерения
легкости протекания электродного процесса
служит величина di/dE. Ее можно назвать
истинной эффективностью катодного или
анодного процесса при данной плотности
тока.

14.2.1. ВЛИЯНИЕ НЕОДНОРОДНОСТИ
СОСТАВА И ВНЕШНИХ УСЛОВИЙ НА ПОВЕРХНОСТЬ
МЕТАЛЛА

Для строительства
трубопроводов и резервуаров применяют
малоуглеродистые и низколегированные
стали. Кроме железа, они содержат углерод
(до 2 %), легирующие примеси (хром, никель,
марганец, медь) и примеси, которые
невозможно полностью удалить в
металлургическом процессе (сера, фосфор,
кислород, азот, водород). Неоднородный
состав сталей благоприятствует
возникновению коррозионных пар в
соответствующей среде.

Для
возникновения тока при электрохимической
коррозии металла необходимо наличие
катодной и анодной зон. В анодной зоне
протекает реакция окисления, заключающаяся
в потере металлом своих электронов и
образованием ион-атомов:

Ме ^ Ме^п + +
ne.

Переходя в раствор электролита,
ион-атомы металла вызывают его постепенное
разрушение — коррозию.

В катодной зоне
протекает реакция восстановления —
присоединение свободных электронов
каким-либо веществом, называемым
деполяризатором. Если роль деполяризатора
играют ионы водорода 2Н+ + 2e ^ 2н ^ Н₂, то
такая реакция называется реакцией
водородной деполяризации. Если же
деполяризатором выступает кислород:

в
кислой среде 0₂ + 4Н+ + 4e ^ 2Н₂0; в
щелочной среде 0₂ + 2Н₂0 + 4e ^
4(0Н)^—,

то такая реакция называется
реакцией кислородной деполяр
изации.

Из рассмотрения механизма
электрохимической коррозии следует, что
интенсивность процесса зависит от скорости
образования ион-атомов металла (и свободных
электронов), а также от наличия кислорода и
воды. Учитывая, что на ско-

Рис.
14.8. Примеры возникновения коррозионных
элементов на трубопроводе из-за различия
условий на поверхности металла:

а
— прокладка под насыпью автодороги; б —
пересечение грунтов разной плотности; в
— разное удаление участков сечения трубы
от поверхности грунта; 1 — песок; 2 —
суглинок; 0₂ — кислород; А — анодная
зона; К — катодная зона; стрелками показано
направление движения ион-атомов
металла

Рис. 14.7.
Коррозионные элементы на
трубопроводе:

а — окалина; б —
царапина; в — вмятина; г — сварной
шов; А — аподная зона, К катодная зона;
стрелками показано направление движения
ион-атомов металла

рость
образования ион-атомов влияют температура,
концентрация раствора электролита и другие
внешние условия, то можно сделать следующее
заключение: если на поверхности одного и
того же металла создать различные условия,
то одна часть его поверхности станет анодом
по отношению к другой.

Примеры
образования гальванических элементов из
одного металла приведены на рис. 14.6.

В
первом случае (см. рис. 14.6, а) анодом является
электрод, помещенный в подогретый
электролит. Это связано с тем, что в
подогретом электролите растворение
металла происходит более интенсивно.
Аналогичная картина наблюдается и в
слабоконцентрированном растворе
собственной соли по сравнению с
концентрированным раствором этой соли (см.
рис. 14, б). Наконец, при подаче к одному из
электродов воздуха на нем облегчается
протекание реакции кислородной
деполяризации, характерной для катода (см.
рис. 14.6, в).

К образованию коррозионных
элементов на трубопроводе (рис. 14.7) приводят
доступ кислорода к различным участкам его
поверхности, разная влажность грунта,
неоднородность микроструктуры металла.
Примеры возникновения коррозионных
элементов приведены на рис. 14.8.

14.2.2.
ВЛИЯНИЕ СОСТАВА ПЕРЕКАЧИВАЕМОЙ СРЕДЫ НА
КОРРОЗИЮ МЕТАЛЛА

Нефти представляют
собой смесь различных углеводородов с
неуглеводородными компонентами (спирты,
фенолы, соединения серы, кислорода и др.).
Если предельные и непредельные
углеводороды совершенно инертны к
металлам, то неуглеводородные компоненты
вступают с металлом в химическую реакцию.
Особенно опасны сернистые соединения
(элементарная сера, сероводород,
меркаптаны), которые являются причиной от 3
до 20 % случаев коррозионного повреждения
внутренней поверхности трубопроводов.
Сернистые соединения нефти попадают при ее
переработке и в нефтепродукты.

Большую
опасность в коррозионном отношении
представляют также органические кислоты,
образующиеся в результате окисления
углеводородной и неуглеводородной
составляющих товарных топлив при их
хранении и применении.

Таким образом,
нефть и нефтепродукты в той или иной мере
являются коррозионно-активными.

14.2.3.
МЕХАНИЗМ НАВЕДЕНИЯ БЛУЖДАЮЩИХ
ТОКОВ НА ПОДЗЕМНЫЕ МЕТАЛЛИЧЕСКИЕ
СООРУЖЕНИЯ И ИХ РАЗРУШЕНИЕ

Появление
блуждающих токов в подземных металлических
сооружениях связано с работой
электрифицированного транспорта и
электрических устройств, использующих
землю в качестве токопровода. Источниками
блуждающих токов являются линии
электрифицированных железных дорог и
трамваев, линии электропередач, установки
катодной защиты и др.

При работе
электрифицированного транспорта ток
совершает движение от положительной шины
тяговой подстанции по контактному проводу
к двигателю транспортного средства, затем
через колеса попадает на рельсы, по которым
возвращается к отрицательной шине тяговой
подстанции. Однако из-за нарушения
перемычек между рельсами (увеличение
сопротивления цепи), а также из-за низкого
переходного сопротивления рельсы — грунт
часть тока стекает в землю. Здесь она
натекает на подземные металлические
сооружения, имеющие низкое продольное
сопротивление, и распространяется до места
с нарушенной изоляцией, расположенного
недалеко от сооружения с еще меньшим
продольным сопротивлением. В месте
стекания блуждающих токов металл
сооружения теряет свои ион-атомы, т.е.
разрушается.

Блуждающие токи опасны тем,
что они стекают, как правило, с небольшой
площади поверхности, что приводит к
образованию глубоких язв в металле в
течение короткого времени.

14.2.4.
ОСОБЕННОСТИ КОРРОЗИИ РЕЗЕРВУАРОВ
ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Резервуары
подвержены атмосферной, почвенной и
внутренней коррозии, протекающей, в
основном, по электрохимическому механизму.
Замечено, что резервуары интенсивнее
корродируют в промышленно развитых
регионах, а также вблизи морского
побережья, что связано с более
коррозионно-активным составом атмосферы.
Атмосферной коррозии подвержена наружная
поверхность кровли и обечайки. Разрушению в
результате почвенной коррозии
подвергается наружная поверхность днища.
Механизм коррозии в данном случае тот же,
что и трубопроводов.

По характеру
коррозионных повреждений внутренней
поверхности и степени воздействия
коррозионно-активных компонентов
нефтепродуктов резервуар разделяют на
следующие характерные зоны:

внутренняя
поверхность кровли и верхняя часть корпуса,
находящаяся в контакте с паровоздушной
смесью;

часть корпуса, находящаяся в
области попеременного смачивания (зона
ватерлинии);

часть корпуса, находящаяся
в области постоянного смачивания нефтью
(нефтепродуктами);

днище и нижний
(первый) пояс, находящиеся в контакте с
подтоварной водой.

Скорость
коррозионного разрушения кровли
определяется составом подсасываемого в
резервуары воздуха и его влажностью. При
уменьшении температуры кровли и обечайки
резервуара (например, ночью) на их
внутренней поверхности, контактирующей с
газовым пространством, происходят обильная
конденсация паров воды и насыщение
образовавшегося конденсата кислородом. В
условиях наличия электролита (вода) и
активного деполяризатора (кислород)
происходит электрохимическое разрушение
металла.

В области попеременного
смачивания коррозия протекает достаточно
интенсивно. Здесь не только присутствуют
необходимые для этого компоненты (вода,
кислород), но также сказывается эффект
дифференциальной аэрации. В результате
образуется гальванический элемент, в
котором анодом является несмоченная
поверхность, а катодом — смоченная,
разделенные ватерлинией.

В области
постоянного смачивания нефтью
(нефтепродуктами) также происходит
коррозионное разрушение металла. При
повышении температуры обечайки пристенные
слои нефти (нефтепродукта) также
нагреваются и из них выделяется
растворенный кислород. 0дновременно с этим
нагретая нефть (нефтепродукт) поднимается
вверх, увлекая за собой подтоварную воду. В
результате слои нефти (нефтепродукта),
примыкающие к обечайке, обогащаются не
только кислородом, но и водой, что создает
благоприятные условия для коррозии
металла.

Ночью, при охлаждении слоев
продукта, прилегающих к стенке,
конвективные токи направлены вниз. При этом
нефть (нефтепродукт) захватывает кислород
из газового пространства и капельки воды,
осаждающиеся на холодной стенке из
паровоздушной смеси, что также
способствует коррозии обечайки
резервуаров.

Более высокая скорость
коррозии смоченной поверхности
резервуаров с бензином (до 0,5 мм/год), чем
резервуаров с дизельным топливом (до 0,25
мм/год) или мазутом (не более 0,025 мм/год)
объясняется тем, что в углеводородах с
меньшей плотностью растворимость
кислорода больше. Аналогичная связь между
скоростью коррозии резервуаров и
плотностью жидкости наблюдается у нефтяных
резервуаров.

Коррозия днища и нижнего
(первого) пояса резервуара происходит
благодаря наличию в нем подтоварной воды. В
резервуаре для нефти и нефтепродуктов эта
вода содержит соли и кислоты. Наиболее
интенсивно разрушается днище в области
приемораздаточного патрубка, где на
процесс электрохимической коррозии
накладывается механическое разрушение
металла твердыми частицами
перемещающимися с трением по днищу во время
операций приема — отпуска продукта.

Из
сказанного можно сделать вывод, что
коррозия трубопроводов и резервуаров —
процесс неизбежный. Однако человек,
вооруженный знанием механизма коррозии,
может затормозить его таким образом, чтобы
обеспечить сохранение работоспособности
этих сооружений в течение длительного
времени.

14.3. ЗАЩИТНЫЕ
ПОКРЫТИЯ ДЛЯ
НЕФТЕПРОВОДОВ

Изоляционные покрытия,
применяемые на подземных магистральных
трубопроводах, должны удовлетворять
следующим основным требованиям: высокие
диэлектрические свойства;
сплошность;

хорошая адгезия —
прилипаемость к металлу трубопровода;
водонепроницаемость;

высокая
механическая прочность и эластичность;
высокая биостойкость;

термостойкость
(не размягчаться под воздействием высоких
температур и не становиться хрупкими при
низких температурах);

простота
конструкции покрытий и возможность
механизации их
нанесения;

недефицитность материалов,
входящих в состав покрытия;
долговечность.

Противокоррозионную
защиту подземных трубопроводов
осуществляют покрытиями на
основе:

полимерных материалов
(полиэтилен, термоусаживающие-ся и
термореактивные полимеры, эпоксидные
краски и др.), наносимых в заводских или
базовых условиях;

термоусаживающихся
материалов (полимерные липкие ленты,
битумные и асфальтосмолистые мастики),
наносимых в базовых или трассовых
условиях.

ГОСТ Р 51164 — 98 «Трубопроводы
стальные магистральные. Общие требования к
защите от коррозии» рекомендует 22
конструкции защитных покрытий
трубопроводов нормального и усиленного
типов. Покрытия усиленного типа
значительно более разнообразны по
конструкции (их 19). К ним предъявляются
повышенные требования по таким показателям
как прочность и относительное удлинение
при разрыве, адгезия к стали, переходное
сопротивление и др.

Защитные покрытия
усиленного типа применяют на трубопроводах
диаметром 820 мм и более независимо от
условий прокладки. Кроме того, этот тип
покрытия используют независимо от диаметра
трубопроводов при прокладке их в зонах
повышенной коррозионной опасности:
засоленные почвы любого района страны;
болотистые, заболоченные, черноземные и
поливные почвы, а также участки
перспективного обводнения или
орошения;

подводные переходы и поймы
рек, а также переходы через железнодорожные
и автомобильные дороги;

участки
промышленных и бытовых стоков, свалок
мусора и шлака;

участки блуждающих токов
источников постоянного тока; участки
трубопроводов с температурой
транспортируемого продукта выше 30
°С;

территории насосных станций;
пересечения с различными трубопроводами;
участки трубопроводов, прокладываемых
вблизи рек, каналов, озер, водохранилищ, а
также населенных пунктов и
предприятий.

Во всех остальных случаях
применяют защитные покрытия нормального
типа.

В зависимости от используемых
материалов различают мастичные, полимерные
и комбинированные покрытия.

К мастичным
относятся покрытия на основе битумных и
асфальтосмолистых мастик.

Конструкция
битумных покрытий сложилась в результате
их длительного применения. Сначала идет
слой грунтовки, получаемый при нанесении на
трубу раствора битума в бензине или
дизтоплива. 0н заполняет все
микронеровности на поверхности металла.
Грунтовка служит для более полного
контакта, а, следовательно, лучшей адгезии
между поверхностью металла и основным
изоляционным слоем — битумной
мастикой.

Битумные мастики представляют
собой смесь тугоплавкого битума
(изоляционного — БНИ-1У-З, БНИ-IV, БНИ-V;
строительного — БН-70/30,
БН-90/10), наполнителей
(минераль

ных — асбеста, доломита,
известняка, талька; органических —
резиновой крошки; полимерных —
полипропилена, низкомолекулярного
полиэтилена, полидиена) и пластификаторов
(полиизобутилена, полидиена, масел соевых,
масла зеленого, автола). Битумную мастику
наносят на трубу при температуре 150—180 °С.
Расплавляя холодную грунтовку, мастика
проникает во все микронеровности
поверхности металла, обеспечивая хорошую
адгезию изоляционного покрытия.

Для
защиты слоя битумной мастики она
покрывается сверху защитной оберткой
(стеклохолстом, бризолом, бика-рулом,
оберткой ПДБ и ПРДБ).

Сведения о
конструкциях мастичных покрытий на основе
битумных мастик приведены в табл.
14.1.

Изоляционные покрытия на основе
битумных мастик применяют при темпераутре
транспортируемого продукта не более 40 °С и
на трубопроводах диаметром не более 820
мм.

Т а б л и ц а 14.1

Конструкции
битумных изоляционных покрытий

Тип

Конструкция и материалы

0бщая толщина, мм, не менее

Нормальный

Усиленный

Грунтовка, мастика (2 мм), армирующая
обертка (1 слой), мастика (2 мм), защитная
обертка

Грунтовка, мастика (3 мм),
армирующая обертка (1 слой), мастика (3 мм),
армирующая обертка (1 слой), защитная
обертка

4.0

6.0

Для защиты трубопроводов
применяют полимерные покрытия на основе
следующих материалов: экструдированный
полиолефин, полиуретановые смолы,
термоуса-живающиеся материалы, эпоксидные
краски, полимерные или битумно-полимерные
ленты.

Сведения о конструкции
полимерных покрытий приведены в табл.
14.2.

Тип полимерного покрытия выбирают в
зависимости от условий его эксплуатации.
Одним из определяющих параметров является
температура транспортируемого продукта
?_п. Так, усиленное ленточное покрытие
применяют при ?_п < < 40 °С,
покрытие на основе экструдированного
полиолефи-на — при ?_п не более 60 °С,
покрытие на основе термостойких полимерных
лент, полиуретановых смол, эпоксидных
красок — при ?_п не более 80 °С, покрытие
на основе термо-усаживающихся материалов —
при ?_п до 100 °С. Есть ограничения по
использованию изоляционных материалов в
зависимости от диаметра трубопровода. Так,
некоторые типы ленточных полимерных
покрытий и покрытия на основе эпоксидных
красок применяют на трубах диаметром не
более 820 мм. Покрытия же на основе
экструдированного полиоле-

Т а б л и ц а
14.2

Конструкции полимерных
покрытий

Тип	Конструкция и материалы	Общая толщина, мм, не менее*
Нормальный	Грунтовка, полимерная или битумно-полимерная, лента полимерная или битумно-полимерная (1 — 2 слоя), защитная обертка	1,2 — 3,6
Усиленный	Грунтовка, полимерная, лента полимерная (1—3 слоя), защитная обертка	1,2 — 2,4
Усиленный	На основе термоусаживающих -ся материалов	1,2 — 2,4
Усиленный	Грунтовка на основе термореактивных смол, термоплавкий полимерный подслой, защитный слой на основе экструдированного полиолефина	² 1 СО
Усиленный	На основе эпоксидных красок	0,35
Усиленный	На основе полиуретановых смол	2 — _,5
* В зависимости от диаметра трубопровода.

фина и
полиуретановых смол допускают к
использованию на трубопроводах диаметром
от 273 до 1420 мм.

С 2001 г. в ОАО «АК
«Транснефть» покрытие трубопроводов
полимерными лентами прекращено.
Используются только комбинированные
покрытия.

На участках со сложными
почвенно-климатическими условиями и
особенно на подводных переходах, где трубы
нередко укладывают методом протаскивания,
к изоляционным покрытиям предъявляют особо
высокие требования: значительная
механическая прочность, низкая степень
истираемости, высокая адгезия к металлу,
химическая стойкость, долговечность. В этих
условиях очень привлекательно выглядят
антикоррозионные покрытия из полиуретанов.
Данный материал обладает высокими
изолирующими свойствами, значительной
твердостью, эластичностью, чрезвычайно
высоким сопротивлением истиранию,
царапанию и биоповреждениям. Кроме того,
полиуретаны стойки к воде, растворам солей
и обладают хорошей адгезией к
металлам.

14.3.3. КОМБИНИРОВАННЫЕ
ПОКРЫТИЯ

На протяжении многих лет в
нашей стране наряду с мастичными широко
применялись покрытия на основе полимерных
липких лент. Опыт их использования показал,
что они очень технологичны (простота
нанесения, удобство механизации работ),
однако легко уязвимы — острые выступы на
поверхности металла, острые камешки легко
прокалывают такую изоляцию, нарушая ее
сплошность. С этой точки зрения хороши
покрытия на основе битумных мастик,
проколоть которые достаточно сложно.
Однако с течением времени битумные мастики
«стареют»: теряют эластичность,
становятся хрупкими, отслаиваются от
трубопроводов.

В настоящее время
разработана и применяется конструкция
комбинированного изоляционного покрытия,
лишенная указанных недостатков. Покрытие
представляет собой комбинацию битумного и
пленочного покрытий: на слой грунтовки
наносится битумная мастика толщиной 3 — 4
мм, которая сразу же обматывается
поливинилхлоридной пленкой без
подклеивающего слоя. Размер нахлеста
регулируется в пределах 3 — 6 см. В момент
намотки полимерного слоя часть мастики
выдавливается под нахлест, что
обеспечивает герметизацию мест
нахлеста.

В последние годы разработаны и
применяются комбинированные изоляционные
покрытия на основе мастик «Транскор»,
«БиТЭП» и др., разработанные 0А0
«ВНИИСТ».

14.4.
ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА

НЕФТЕПРОВОДОВ ОТ
КОРРОЗИИ

Практика показывает, что даже
тщательно выполненное изоляционное
покрытие в процессе эксплуатации стареет:
теряет свои диэлектрические свойства,
водоустойчивость и адгезию. Встречаются
повреждения изоляции при засыпке
трубопроводов в траншее, при их
температурных перемещениях, при
воздействии корней растений. Кроме того, в
покрытиях остается некоторое количество
незамеченных при проверке дефектов.
Следовательно, изоляционные покрытия не
гарантируют необходимой защиты подземных
трубопроводов от коррозии. Исходя из этого
защита трубопроводов от подземной коррозии
независимо от коррозионной активности
грунта и района их прокладки должна
осуществляться комплексно: защитными
покрытиями и средствами электрохимической
защиты (ЭХЗ).

Электрохимическую защиту
трубопроводов проводят катодной
поляризацией. Если катодную поляризацию
осуществляют с помощью внешнего источника
постоянного тока, то такая защита
называется катодной, а если поляризацию
ведут путем присоединения защищаемых
трубопроводов к металлу, имеющему более
отрицательный потенциал, то такая защита
называется протекторной.

Катодная
поляризация осуществляется в течение всего
срока эксплуатации трубопровода на всем
его протяжении. Перерыв в действии каждой
установки систем электрохимической защиты
допускается при ведении регламентных и
ремонтных работ один раз в квартал (до 80 ч),
но не более 10 сут в год.

14.4.1. КАТОДНАЯ
ЗАЩИТА

Принципиальная схема катодной
защиты показана на рис. 14.9. Источником
постоянного тока является станция катодной
защиты 3, где с помощью выпрямителей
переменный ток от вдольтрассовой ЛЭП 1,
поступающий через трансформаторный пункт 2,
преобразуется в постоянный. 0трицательным
полюсом источник с помощью кабеля
4

Рис. 14.9. Принципиальная схема
катодной защиты

подключен к
защищаемому трубопроводу 6, а
положительным — к анодному заземлению 5.
При включении источника тока электрическая
цепь замыкается через почвенный
электролит.

Принцип действия катодной защиты
(рис. 14.10) аналогичен процессу электролиза.
Под воздействием приложенного
электрического поля источника начинается
движение полусвободных валентных
электронов в направлении анодное
заземление — источник тока — защищаемое
сооружение. Теряя электроны, атомы металла
анодного заземления переходят в виде
ион-атомов в раствор электролита, т.е.
анодное заземление разрушается. Ион-атомы
подвергаются гидратации и отводятся вглубь
раствора. У защищаемого же сооружения
вследствие работы источника постоянного
тока наблюдается избыток свободных
электронов, т.е. создаются условия для
протекания реакций кислородной и
водородной деполяризации, характерных для
катода.

Исследованиями установлено, что
минимальный защитный потенциал стальных
сооружений, уложенных в песчаных и
глинистых грунтах, изменяется от —0,72 до —1,1
В по медносульфатному электроду сравнения
(МСЭ). Однако стальные подземные сооружения
становятся защищенными на 80 — 90 % уже в том
случае, когда их потенциал равен —0,85 В. Это
значение принято в качестве минимального
защитного потенциала, который необходимо
поддерживать на защищаемом сооружении в
грунтах с удельным электросопротивлением
не менее 10 Ом-м или содержанием
водорастворимых солей не более 1 г на 1 кг
грунта или при температуре
транспортируемого продукта не более 20 °С. В
грунтах с меньшим электросопротивлением,
большим содержанием водорастворимых солей,
при более высокой температуре
транспортируемого продукта, а также при
опасном влиянии блуждающих токов или при
возможности микробиологической коррозии
минимальный защитный потенциал должен
приниматься равным — 0,9 В.

При
осуществлении электрохимической защиты
участка трубопровода, стенка которого
более чем на 10 % толщины повреждена
коррозией, минимальный защитный потенциал
должен быть на 0,05 В
отрицательнее.

^0₂ +Н_гО + 2ё—
20Н 2

777—777—777—777—777—777—777—777—777—777—777-777

Анодное
заземление

Рис.
14.10. Механизм действия катодной
защиты

Минимальный
защитный потенциал должен поддерживаться
на границе зоны действия станции катодной
защиты (СКЗ). Так как значение защитного
потенциала убывает с удалением от точки
подключения СКЗ (точка дренажа), то
максимальный защитный потенциал имеет
место в точке дренажа. Чтобы предотвратить
разрушение и отслаивание изоляционного
покрытия вследствие выделения
газообразного водорода, максимальное
значение защитного потенциала ограничено.
Так, для стального сооружения с битумной
или полимерной изоляцией это значение
составляет —1,15 В по

МСЭ. Когда
сооружение не имеет защитного покрытия,
максимальное значение защитного
потенциала не регламентируется.

В
установках катодной защиты используют
сосредоточенные, распределенные, глубинные
и протяженные анодные заземления. Для
уменьшения скорости их растворения
электроды анодного заземления
устанавливают в коксовую мелочь. Срок
службы анодного заземления должен
составлять не менее 15 лет.

14.4.2.
ПРОТЕКТОРНАЯ ЗАЩИТА

Принцип действия
протекторной защиты аналогичен работе
гальванического элемента (рис. 14.11).

Два
электрода — трубопровод 1 и протектор 2,
изго- тов-ленный из более
электроотрицательного металла, чем сталь,
— опущены в почвенный электролит и
соединены проводником 3. Так как материал
протектора является более
электроотрицательным, то под действием
разности потенциалов происходит
направленное движение электронов e от
протектора к трубопроводу по проводнику 3.
0дновременно ион-атомы материала
протектора переходят в раствор, что
приводит к его разрушению. При этом сила
тока контролируется с помощью
контрольно-измерительной колонки 4.

Рис.
14.11. Принципиальная схема протекторной
защиты 392

Физико-химические
характеристики материалов для
изготовления протекторов

Показатель		Металл
	Mg	Zn	Al
Равновесный электродный по	-2,34	-0,76	-1,67
тенциал по нормальному водородному электроду сравнения, В Токоотдача, А-ч/кг	2200	820	2980
Коэффициент использования, %	50	90	85

Таким образом,
разрушение металла все равно имеет место.
Но не трубопровода, а
протектора.

Теоретически для защиты
стальных сооружений от коррозии могут быть
использованы все металлы, расположенные в
электрохимическом ряду напряжений левее
железа, так как они более
электроотрицательны. Практически же
протекторы изготовляют только из
материалов, удовлетворяющих следующим
требованиям:

разность потенциалов
материала протектора и железа (стали)
должна быть как можно больше;

ток,
получаемый при электрохимическом
растворении единицы массы протектора
(токоотдача), должен быть
максимальным;

отношение массы
протектора, израсходованной на создание
защитного тока, к общей потере массы
протектора (коэффициент использования)
должно быть наибольшим.

Данным
требованиям в наибольшей степени
удовлетворяют магний, цинк и алюминий,
физико-химические характеристики которых
приведены в табл. 14.3.

Видно, что отдать
предпочтение какому-либо одному металлу
трудно. Поэтому протекторы изготовляют из
сплавов этих металлов с добавками,
улучшающими работу протекторной защиты. В
зависимости от преобладающего компонента
сплавы бывают магниевые, алюминиевые,
цинковые. В качестве добавок используют
марганец (способствует повышению
токоотдачи), индий (препятствует
образованию плотной окисной пленки на
поверхности сплава, а значит, его
пассивации)и др.

Применяют защиту
протекторами, расположенными как
поодиночке, так и группами. Кроме того,
защита от коррозии трубопроводов может
быть выполнена протяженными протекторами.
Защиту одиночными и групповыми
коллекторами рекомендуется использовать в
грунтах с удельным сопротивлением не более
50 Ом-м, а протяженными — не более 500
Ом-м.

Метод защиты трубопровода от
разрушения блуждающими токами,
предусматривающий их отвод (дренаж) с
защищаемого трубопровода на сооружение —
источник блуждающих токов, либо
специальное заземление, называется
электродренажной защитой.

Применяют
прямой, поляризованный и усиленный дренажи.
Прямой электрический дренаж — это
дренажное устройство двусторонней
проводимости. Схема прямого электрического
дренажа (рис. 14.12, а) включает: реостат R,
рубильник К, плавкий предохранитель Пр и
сигнальное реле СР. Сила тока в цепи
трубопровод — рельс регулируется
реостатом. Если значение тока превысит
допустимое значение, то плавкий
предохранитель сгорит, ток потечет по
обмотке реле, при включении которого
включается звуковой или световой
сигнал.

Прямой электрический дренаж
применяют в тех случаях, когда потенциал
трубопровода постоянно выше потенциала
рельсовой сети, куда отводятся блуждающие
токи. В противном случае дренаж превратится
в канал для натекания блуждающих токов на
трубопровод.

Поляризованный
электрический дренаж — это дренажное
устройство, обладающее односторонней
проводимостью (рис. 14.12, б). 0т прямого
дренажа поляризованный отличается
наличием элемента односторонней
проводимости — вентильного элемента (ВЭ).
При поляризованном дренаже ток протекает
только от трубопровода к рельсу, что
исключает натекание блуждающих токов на
трубопровод по дренажному
проводу.

Усиленный дренаж (рис. 14.12,
в) применяют в тех случаях, когда нужно
не только отводить блуждающие токи с
трубопровода, но и обеспечить на нем
необходимое значение защитного потенциала.
Усиленный дренаж представляет собой
обычную катодную станцию, подключенную
отрицательным полюсом к защищаемому
сооружению и положительным — не к анодному
заземлению, а к рельсам
электрифицированного транспорта. За счет
такой схемы подключения обеспечивается,
во-первых, поляризованный дренаж (благодаря
работе вентильных элементов в схеме СКЗ), а
во-вторых, катодная станция удерживает
необходимый защитный потенциал
трубопровода.

После ввода трубопровода
в эксплуатацию проводят регулировку
параметров работы системы его защиты от
корро-394

Рис. 14.12. Принципиальные
схемы электрических дренажей:

R —
реостат; К — рубильник; Пр — плавкий
предохранитель; СР — сигнальное реле; ВЭ —
вентильный элемент; А — измерительный
амперметр; Тр — трансформатор; П —
соединительный провод

зии. При необходимости можно
вводить в эксплуатацию дополнительные
станции катодной и дренажной защиты, а
также протекторные установки.

14.5. ПРОТИВОКОРРОЗИОННАЯ
ЗАЩИТА

РЕЗЕРВУАРОВ

Защиту
резервуаров от коррозии также осуществляют
пассивными и активными методами.

К
пассивным относится применение защитных
покрытий всех видов, которые изолируют
агрессивную среду от поверхности
резервуара.

Для предотвращения контакта
наружной поверхности днища резервуара с
почвенной влагой под ним устраивают
гидрофобизированное основание. Чаще всего
для этих целей используют пески, смешанные
в соотношении 9:1 с одним из вяжущих: мазут,
нефть, жидкие нефтяные битумы, дегти и т.п.
Толщина гидрофобизированного основания
составляет 0,1 -0,3 м.

Пассивную защиту
внутренней поверхности резервуара
осуществляют с помощью покрытий на основе
лакокрасочных и полимерных материалов,
цинка и др. Лакокрасочными называют
вещества жидкой консистенции, способные
после нанесения их тонким слоем на
поверхность отверждаться (высыхать) с
образованием пленки (лакокрасочного
покрытия). Для покрытия резервуаров
наибольшее применение получили эпоксидные
лакокрасочные материалы, отличающиеся
сравнительно простой технологией
нанесения и позволяющие получать стойкие
качественные покрытия.

По назначению
лакокрасочные материалы делятся на грунты,
шпатлевки и покровные
слои.

Противокоррозионные грунты
предназначены для непосредственного
нанесения на предварительно
подготовленную поверхность с целью
обеспечения хорошего сцепления покрытия с
металлом. По механизму действия грунты
бывают трех типов: изолирующие,
пассивирующие и протекторные. Изолирующие
грунты выполняют роль механической и
электрической изоляции защищаемого
сооружения от окружающей среды.
Пассивирующие грунты не только изолируют
защищаемую поверхность, но и образуют на
ней смешанный слой окислов и солей металла,
который благодаря своим пассивирующим
свойствам защищает металл от коррозии даже
при наличии неплотностей в лакокрасочном
покрытии. Про-396 текторные грунты
содержат металлы более
электроотрицательные, чем железо (цинковый
и алюминиевый порошки). В первое время после
нанесения такой грунт оказывает
интенсивное протекторное действие. Через
какой-то период это действие ослабевает, но
защитные свойства покрытия сохраняются
благодаря изолирующему действию продуктов
коррозии металла —
протектора.

Шпатлевку —
промежуточный слой — наносят на уже
загрунтованную поверхность. Ее назначение
— увеличение непроницаемости и толщины
покрытия. В настоящее время используются
эпоксидные шпатлевки типов ЭП-0010 и ЭП-4022,
наносимые толщиной 90—140 мкм и
отверждающиеся в течение 24 ч при
температуре 18 — 20 °С.

Покровные слои
(краски и эмали) предназначены для
заключительного окрашивания поверхности с
целью обеспечения стойкости и
непроницаемости покрытия в процессе
эксплуатации. Положительно
зарекомендовали себя эпоксидные эмали ЭП-56,
ЭП-255 и ЭП-773. Новым типом покровного слоя
является асмольно-эпоксидная эмаль
ЭП-АС-6/2-1, представляющая собой композицию,
содержащую нефтеполимер «Асмол»,
технический углерод, эпоксидную смолу и др.
Эмаль выпускается комплектно в виде двух
компонентов: полуфабриката эмали и
отвердителя. Их смешивают непосредственно
перед употреблением в соотношении 50:3 и
наносят на поверхность резервуара вручную
кистью, валиком или с помощью
пневматического распыления в два слоя.
Полное отверждение эмали при 18 — 22 °С
происходит в течение 7 сут.

Для защиты
внутренней поверхности резервуаров от
коррозии применяются также
токопроводящие полиуретановые
покрытия. Например, покрытие ПУ-1 (ТУ
2226-011-16802026 — 97), разработанное НИЦ
«Поиск» (г. Уфа), получено на основе
полиэфира Лапрол5003-2Б-10 и представляет
собой однокомпонентную систему,
отверждаемую влагой воздуха. Время
отверждения составляет 12 — 24 ч при
температуре от —20 до + 50 °С, толщина
наносимого покрытия до 300 мкм. Покрытие ПУ-1
на металлической поверхности представляет
собой прозрачную, тонкую, блестящую, очень
эластичную пленку с высокой адгезией к
металлу. Для придания специальных свойств в
состав покрытия могут быть введены
пигменты, порошки металлов (например,
алюминия или цинка), технический углерод,
сажа, графит.

Покрытие ПУ-1 наносится на
поверхность кистью или валиком, либо с
помощью аппарата безвоздушного распыления.
Перед нанесением покрытия металлические
поверхности зачищаются до образования
поверхности с развитой шероховатостью.
Покрытие формируется путем
последовательного нанесения трех слоев
материала. Перед нанесением каждого
последующего слоя предыдущий
просушивают.

Для снятия статического
электричества в покрытие ПУ-1 вводят
технический углерод или металлический
наполнитель.

Импортным аналогом
покрытия ПУ-1 является покрытие NORCO
(Франция). Сравнительные испытания этих
покрытий показали, что ПУ-1 не уступаем ему
по качеству.

Рекомендуемая конструкция
покрытия для резервуаров такова:
антикоррозионный праймер с цинком (1 слой),
ПУ-1 (2 слоя). Последний может быть выполнен с
добавкой сажи для снятия статического
электричества.

Другим эффективным
средством защиты внутренней поверхности
резервуаров от коррозии являются
металлизаци-онные покрытия из алюминия и
цинка. Процесс металлизации включает в
себя две последовательно проводимые
операции: термоабразивная подготовка
поверхности и газотермическое нанесение
металлизационного антикоррозионного
покрытия.

Термоабразивную подготовку
поверхности проводят высокотемпературной
газовой струей с введенным в нее абразивом
(песок фракций < 1,5 мм). Конструкция
рабочего аппарата представляет собой
компактную жидкостную горелку, работающую
на авиационном топливе или осветительном
керосине. Топливо распыляется в камере
сгорания и смешивается с воздухом,
поступающим от компрессоров. В процессе
сгорания газовоздушной смеси образуется
высокотемпературная газовая струя, в
которую вводится абразив (технологический
песок). На выходе из сопла аппарата скорость
истечения рабочей струи составляет более
1200 м/с, что превосходит показатели обычного
струйного аппарата более чем в 3 раза.
Сочетание термического и механического
способов воздействия на обрабатываемую
поверхность позволяет не только удалить
ржавчину, старые покрытия, приобретенные
наросты и отложения, но и обезжирить
поверхность, сделать ее химически активной.
При последующем нанесении
антикоррозионного покрытия это
способствует улучшенной адгезии материала
покрытия к материалу
основы.

Металлизация поверхности
резервуара осуществляется методом
газотермического напыления расплавленного
алюминия или цинка не позднее 6 ч после
очистки поверхности резервуара.
Газотермическое напыление осуществляют с
помощью того же аппарата, что и
термоабразивную подготовку, но на 398 нем
дополнительно устанавливают механизм
пневмоподачи алюминиевой или цинковой
проволоки, а в камере сгорания монтируют
специальную насадку для подачи проволоки в
зону плавления.

Напыляемый металл в виде
мелких расплавленных частиц вылетает из
сопла аппарата со сверхзвуковой скоростью,
которая обеспечивает значительную силу
соударения частиц с покрываемой
поверхностью. При соударении происходит
расплющивание частицы наплавляемого
металла и ее отвердевание с одновременным
диффузионным проникновением части
напыляемого металла в стенку резервуара.
Этим достигается высокая адгезионная
прочность покрытия. Последующие слои за
счет высокой кинетической энергии частиц
плотно ложатся на ранее напыленный
металл.

Толщину покрытия устанавливают
в зависимости от его назначения и
требуемого срока антикоррозионной защиты.
При толщине покрытия 120-250 мкм срок его
службы составляет 10-15 лет.

Некоторые
технические характеристики системы по
нанесению металлизационного покрытия,
используемой в ОАО
«Приволжскнефтепровод», таковы:
давление подводимого

сжатого
воздуха 0,9 МПа; производительность по
подготовке поверхности до 25 м²/ч;
производительность по металлизации
поверхности до 20 м²/ч; расход топлива
на 1 м² обрабатываемой поверхности до
2,3 л.

Преимуществами процесса
металлизации резервуаров по сравнению с
другими способами нанесения
антикоррозионных покрытий (лакокрасочные
материалы, эпоксидные и фенольные смолы,
полимеры и т.д.) являются его высокая
технологичность, длительный срок службы
покрытия и возможность проведения работ
даже в зимнее время года.

К пассивным
методам относится также защита от коррозии
внутренней поверхности кровли, днища и
обечайки, контактирующим с газовым
пространством резервуара и подтоварной
водой, с помощью ингибиторов — веществ,
добавление которых в малом количестве в
коррозионную среду тормозит или
значительно подавляет коррозионный
процесс. В газовое пространство вводят
летучие ингибиторы, а в подтоварную воду —
водорастворимые. Применение ингибиторов не
дает большого эффекта в связи с регулярным
дренированием подтоварной воды, с одной
стороны, и постоянными «дыханиями»
резервуаров, с другой.

Активными
методами борьбы с коррозией резервуаров
является их катодная и протекторная защита.
Катодную защиту используют
преимущественно для предотвращения кор
-розионного разрушения днища.
Принципиальная схема катодной защиты днища
от почвенной коррозии (рис. 14.13) аналогична
схеме защиты трубопроводов: «минус”
источника постоянного тока 2
присоединяется посредством дренажного
кабеля 3 к резервуару 1, а «плюс” — к
анодному заземлению

4. На резервуаре
поддерживается минимальный защитный
потенциал —0,87 В по МСЭ. Если же коррозия
днища усиливается под влиянием
жизнедеятельности анаэробных
сульфа-то-восстанавливающих бактерий, то
минимальный защитный потенциал
увеличивается до —0,97 В по МСЭ. Катодные
станции целесообразно применять для защиты
резервуаров от почвенной коррозии, если
площадь контакта оголенного металла с
окружающим грунтом превышает 15
м².

Катодную защиту используют и
для предотвращения кор -розионного
разрушения внутренней поверхности днища
резервуаров (рис. 14.14). Это делается в
случаях если высок уровень подтоварной
воды; удельное сопротивление подтоварной
воды более 1 Ом-м или концентрация солей
менее 6 г/л; подтоварная вода содержит
сероводород.

Принципиальная схема
катодной защиты в этом случае
предусматривает установку точечных,
радиальных или компактных кольцевых анодов
непосредственно внутри
резервуаров.

Следует отметить, что
применение катодной защиты резервуаров с
нефтепродуктами опасно в пожарном
отношении. Искра, появившаяся при разрыве
электрической цепи, может привести к пожару
и взрыву.

В случае применения
протекторной защиты возможность
образования искры исключается, так как
разность потенциалов между протектором и
защищаемой конструкцией невелика.
Протекторную защиту резервуара от
почвенной ко рро-зии осуществляют
одиночными, групповыми сосредоточенными и
групповыми рассредоточенными протекторами
(рис. 14.15). Более сложную схему защиты
используют в грунтах с большим удельным
сопротивлением.

Широкое
распространение получила протекторная
защита днища и первого пояса резервуара от
внутренней ко ррозии. Для этих целей
используют магниевые протекторы типа

Рис.
14.14. Принципиальная схема катодной защиты
внутренней поверхности днища
резервуара:

1 — станция катодной
защиты; 2 — блок безопасности; 3 —
кабельная линия; 4 — датчик блока
безопасности; 5 — питающая сеть; 6 —
резервуар; 7 — анод; 8 —
разветвительная муфта; 9 — узел
подключения анода; 10 — вводная
коробка

Рис. 14.15. Принципиальная схема
протекторной защиты резервуара от
внутренней коррозии:

а —
одиночными протекторами; б — групповыми
сосредоточенными протекторами; в
-групповыми рассредоточенными
протекторами; 1 — резервуар; 2 —
протекторы; 3 —

дренажный провод; 4 —
контрольно-измерительные
ко

лонки

ПМР, разработанные
ВНИИСТ и Березниковским титано-маг-ниевым
комбинатом. Протектор типа ПМР (рис. 14.16)
представляет собой цилиндр с отношением
высоты к диаметру 0,2-0,4, имеющий углубление в
верхней части в виде оп р окинутого
усеченного конуса. Это сделано для того
чтобы увеличить поверхность протектора и
соответственно силу тока в начальный
период его работы. В центре протектора
впрессована стальная втулка для
обеспечения контакта протектора с днищем.
Серийно выпускаемые протекторы ПМР-5, ПМР-10,
ПМР-20 различаются геометрическими
размерами и весом (значение последнего в
килограммах указывается в марке
протектора).

Протекторы типа ПМР
рекомендуется располагать на днище по
концентрическим окружностям, расстояние
между которыми принимают равным удвоенному
радиусу действия одного протектора. При
установке протекторов сначала зачищают
площадку в форме круга диаметром 1,4 — 1,5 м,
затем в ее центре приваривают стальной
стержень диаметром 8 мм и высотой 35 — 60 мм, а
зачищенное место изолируют. Далее
протектор нанизывают на приваренный
стержень и приваривают к нему посредством
впрессованной стальной втулки, после чего
место крепления покрывают эпоксидной
смолой.

0400

0364

0300

014

Рис.
14.16. Протектор ПМР-20

маемости основано на
грилсенеиии принципа соответственных
состоянгй 2 использованием
зависимостей его от приведенных
параметров. В тех случаях, когда в природном
газе содержится значительное количество
тяжелых углеводородов или
неуглеводородпых компонентов, определение
коэффициента сверхсжимаемости по двум
приведенным параметрам может привести к
серьезным погрешностям. В этом случае
рекомендуется вводить третей параметр,
характеристический.

11.5.1. Определение коэффициента
сверхсжимаемости по двум
приведенным параметрам

В тех
случаях, когда количество неуглеводородных
и тяжелых углеводородных компонентов в
газз уенсе 10 об. %, коэффициент
сверхсжимаемости z определяют по
двум параметрам — р_кр и Т_кр.
Псрядок определения следующий.

1.
Способами, описанными в п. [ 1.3,
находят критические параметры р_кр к
Т_кр.

2. Рассчитывают
приведенные параметры р_пр и
Т_пр.

3. По
графикам, приведенным па рис. П.7 и 11.8,
определяют для рассчитанных р_пр и
Т_Пр коэффициент г. При этом рис. II.7
используется в том случае, когда содержание
метана в газе более 98 об. %. Этим способом
определяется козффи-циент
сверхсжимаемостл ~акже в тех случаях, когда
компонентный состаз газа неизвестен, а
извсстнг только относительная
плотность.

Пример. Рассчитать
коэффициент сверхсжнчаемости газа при р
= .50 кгс/см^а и Т = 303 К,
состав которого нрнЕеден в табл.
II.4.

Определим критические параметры
газа

Ркр = 47,6
кгс/см²; Ткр = 218,4 К-

Найдем
приведенные параметры

Рпр = 150/47,6 =3,15;
Т_пр =303/218,4 = 1,388-

По графику рис.
II.fi для полученных р_пр и
7_Пр находим z = 0,7.

11.6.2.
Определение коэффициента сверхжимаемости
по трем параметрам

В тех случаях,
когда суммарная молярная концентрация
высоко кипящих углеводородных и
нсуглеводородных компонентов превышает 10%,
а также при наличии в газе полярных веществ
для определения коэффициента 2 вводится
третий параметр. Одним нз наиболее
употребительных в качестве
хаэактеристи-ческого параметра является
фактор а центр ичнс стимол екул_о», который
для смеси определяется по
формуле

(11.18)

где со,- —
ацентрический фактор г-го
компонента.

Для компонентов
природного газа факторы ацентр ичк ости
приведены в табл. II. 1. Для фракций С₇ +
в. если неизвестен состав фракции,
ацентрический фактор можно определять по
формуле

(11.19)

где
Гкип,-—температура кипения i-ro
компонента.

При этом критические
параметры определяются по графику в
зависимости от молекулярной массь:
фракции.

Коэффициент
СБсрхсжимаемости z по трем
параметрам определяется ио формуле

(11.20)

Значения
zⁱ⁰⁾ и г^ш в зависимости от
р_пр и Т_пр
находят по графикам, приведенным на рис. II.9
и 11.10.

6,0    9,0    Ю,0
   11,0    12,0
   Рщ

1,0
2,0

Ряс. LI.7. Зависимость коэффициента
сверхсжимаемости от приведенного давления
и температуры для метана

о 0,2 as 0,7
to %г и

Приведенное давление
/?„_р Рис. 1.4. (Продолжение)

Затем
из графиков Брауна (см. рис. 1.5) определяют
псев-докритические параметры
газа:

Рк_Р = 4,6; Г_кр = 210
К.

Далее рассчитывают
псевдоприведенные параметры
газа:

Р, = ~_Г 3.5;
7;_p=.|U ,,38.

По этим параметрам из
рис, 1.4 определяют коэффициент
сверхсжимаемости z = 0,71.

При
двух разных режимах между показателями
газа существует
зависимость

P^V _
Pl^V2

0,5    0,6
   0,7    ОД    0,9
   0,6    0,7    US
   0,9

Относительная
платность еаза

Рнс. 1.5. Зависимость
приведенного критического давления
(а) и температуры (б) от
относительной плотности газа (графики
Брауна)

С помощью уравнения (1.17) можно
определить объем и^и давление газа после
изменения его первоначальных
параметров.

Для иллюстрации этого
положения приведем пример
расчета.

Пример 1.7. Баллон с
природным газом находится под давлением 21
МПа при температуре 303 К. Объем баллона 0,5
м³. Для заполнения баллона
использовался газ, имеющий параметры: р
— 6 МПа, Т = 20 *С. Критические
параметры газа: p_KV = = 4,8 МПа,
Т_Х9 = 200 К.

Требуется
определить объем газа, необходимый для
заполнения баллона при давлениях 6 и 0,102 МПа
(атмосферное).

Решение. Рассчитывают
коэффициент сверхсжимаемости газа z
при разных режимах.

1.
Определяют z при давлении 6
МПа. Для этого рассчитывают приведенные
параметры

^ = 1,465; pi-J-,1,25.

По
приведенным параметрам (см. рис. 1.4)
определяют коэффициент сверхсжимаемости
газа z = 0,87.

Аналогичным
образом находят коэффициент
сверхсжимаемости газа при давлении р
= 21 МПа и Т = 303 К.

Ч = — =
‘.515; г = 0,78; р’_р = — = 4,735.

200
4,8

2. При
атмосферном давлении Т = 293 К
коэффициент сверхсжимаемости газа с
незначительной погрешностью можно
принимать равным единице.

Закон
Бойля — Мариотта

В основном
уравнении (1.1} для данной массы газа
N’ и т — постоянные величины,
при неизменной температуре, с — тоже
постоянно, так как скорость молекул
пропорциональна корню из абсолютной
температуры. Таким образом, правая часть
уравнения есть произведение постоянных
величин, отсюда получается закон Бойля —
Мариотта: для данной массы газа при
неизменной температуре произведение
объема на давление есть величина
постоянная:

Давление смеси газов
равно сумме парциальных
давлений,

т.е. тех давлений,
которые имел бы каждый из входящих в смесь
газ, если бы в объеме, занятом смесью,
находился он один.

Закон
Гей-Люссака

Напишем основное
уравнение для двух состояний одной и той же
массы газа при одинаковых давлениях, но
разных
температурах:

Квадрат
средней скорости с² заменен
выражением а²Т, где а —
коэффициент
пропорциональности.

Разделив (1.8) на
(1.9), получим закон Гей-Люссака

= (1,10)

^2 h

г.е.
объемы газа при постоянном давлении
относятся как их абсолютные
температуры.

Закон Шарля

Если
нагреть газ при постоянном объеме от
температуры Г, до температуры
Т₂, то основное уравнение дя
первого состояния

_P|V = 2n’^,

Pi _
^Г1

(1.11)

р₂
т₂

I е. при постоянном объеме
давления газа относятся как их абсолютные
температуры.

Закон
Авогадро

Напишем основное уравнение
для двух газов, занимающих «Линаковые
объемы при одинаковых температурах и
давлениях; для первого газа

pV =
-N(1.12) 3 2

10
11 12 13
П р

Рис. II.8.
Зависимость коэффициента сверхсжцмаемости
для природного газа от приведенного
давления и температуры

3. По уравнению (1.17)
рассчитывают объемы газа при раз* ных
давлениях.

4. Находят объем
газа при давлении 16 МПа. Уравнение (1.17)
решают относительно V_v где
V_x — объем газа при р = = 6
МПа.

у _ P2^2^Z^
— 21- 0, 5 0,87 •
293 __ j ggy^ _мз ‘
Р^2^Т2 б
-0,78-303

5. Объем газа
при атмосферном давлении 0,102 МПа определяют
также по уравнению (1.17). При этом z, =
1.

V =
—²¹—~~⁰‘⁵~~—¹—~~²⁹^~~
= 127,62
м³.

0,102-0,78-303

Следует
отметить, что объем газа при атмосферном
давлении можно определить также с учетом
параметров газа при давлении 6 МПа. В этом
случае

V    = ^ 1.8875
   293    _    ₁₂7
   62    М^э

0,102 ¦ 0,
87 • 293

1.6. РАСЧЕТ ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ
МНОГОКОМПОНЕНТНЫХ
СИСТЕМ

Двухкомпонентные системы. На
установках комплексной подготовки широко
распространены двухкомпонентные смеси.
Чаще всего одним из компонентов этих смесей
является вода. Вторым компонентом могут
быть гликоли, метанол и ряд других
реагентов, используемых для приготовления
различных ингибиторов. В связи с этим
целесообразно подробно рассмотреть такие
системы.

При проведении
технологических расчетов составляющие
бинарных смесей принято называть
низкокипящими и высоко-кипящими
компонентами.

Константы равновесия
компонентов бинарной смеси можно
определять по следующим
уравнениям:

/С_н = —;
(1.18)

=
(1.19)

где
К_к — константа равновесия
низкокипящего компонента (НКК); К_в — то
же для высококипящего компонента (ВКК);
р_н и р, — давление насыщенных
паров чистых низкокипящего и
высококипящего компонентов при заданной
температуре; р -общее давление
системы.

Чаще всего состав фаз смеси
определяют относительно низкокипящего
компонента:

(1.20)

к*-к*

Y„ =
K,X„ (1.21)

где
Х_н — молярная доля НКК в жидкой
фазе; У_н — то же в паровой
фазе.

Вычислив Х_нк и
У_ик, находят Х_вк и
У_вк:

Х„ = -Х_т;
(1.22)

У„ = 1-У„„
(1.23)

где Хм и
У_вк — молярная доля высококипящего
компонента в жидкой и газовой фазах
соответственно.

Зная значения
констант равновесия компонентов и их
молярную концентрацию в фазах, вычисляют
молярную долю жидкой (0 и паровой (и) фаз при
изменении параметров
системы.

(1.24)

I — (Y„ —
X₀)/(Y„ — Х_н);

*0~*н

(1.25)

(1.26)

Уи-х*

где
Х₀ — молярная доля
низкокипящего компонента в исходной
смеси.

Обычно расчет проводят
относительно 1 моль исходной смеси. Затем
определяют общее число молей фаз и
количество в них компонентов:

I =
Ш; (1.27)

V = vN = N — L,
(1.28)

где L и V — число
молей    жидкой    и
   газовой    фаз
   соответствен

но; N —
общее количество молей исходной
смеси.

Число молей компонентов в
фазах системы определяется из следующих
уравнений:

L.-LX,-,
(1.29)

L. = LX, =
L — (1.30)

1’„ = УУ„;
(1.31)

V,= VY,V-V_m,
(1.32)

где L„ н L, —
число    молей
   низкокипящего    и
   высококипящего

компонентов
в жидкой фазе;    V_n
   и    V_n ~
   то    же    в
паровой    фазе.

_Pv =
-N,M. (1.13)

3
2

Приравняв правые части (1.12)
и (1.13) и сокращая числовые коэффициенты и
выражения кинетической энергии молекул,
которые равны ввиду равенства температур,
получаем

N, = N₂.
(1.14)

В одинаковых объемах
при одинаковых температурах и давлениях
содержатся одинаковые количества
молекул.

Число молекул в объеме
одной грамм-молекулы называется числом
Авогадро и обозначается N. Значение
N равно 6,023 • 10²³
молекул.

Объединенный закон
Мариотта — Гей-Люссака

Напишем
основные уравнения для двух состояний газа
при изменении объема, давления и
температуры:

рУ_х = —
N’ma²T_x]
|

p₂V₂ — —
N’ma²T₂.

Отсюда

p,V,
_ p₂V₂

(1.15)

Произведение объема газа на
давление, деленное на абсо-люттгую
температуру, для данной массы газа есть
величина постоянная.

Как видим, из
основного уравнения кинетической теории
чрезвычайно просто получаются все газовые
законы, ранее установленные опытным
путем.

1.2.3. УРАВНЕНИЕ
СОСТОЯНИЯ ИДЕАЛЬНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОВАЯ
ПОСТОЯННАЯ

Уравнением состояния
называется уравнение, связывающее основные
параметры, характеризующие состояние газа:
объем, давление и температуру. Уравнение
состояния идеаль-

пых газов,
или уравнение Клапейрона — Менделеева,
может быть получено из объединенного
закона Мариотта — Гей-Люссака (1.15).

В
правой части уравнения (1.15) вместо индекса
“2” поста-пи м нулевые индексы, в
левой части индексы не будем пи-гать, так
как левая часть может относится к любому
состоянию:

— = ^-. (1.16) т
т₀

Если это уравнение писать
для единицы массы определенного газа, то
правая часть будет величиной постоянной,
которую называют удельной газовой
постоянной и обозначают В. Тогда
уравнение (1.16) запишется в виде

pV
= ВТ. (1.17)

Это
уравнение впервые было получено
Клапейроном. Для массы ш граммов данного
газа оно имеет вид

pV =
mBT.

Однако удобнее уравнению
состояния идеальных газов придать более
универсальный вид, что и было сделано Д.И.
Менделеевым следующим образом. Уравнение
(1.17) переписывается для одного моля газа.
Поскольку один моль .любых газов при
нормальном давлении р₀ занимает объем
= 22,41 л, то правая часть (1.17) будет
универсальной газовой постоянной для всех
газов; обозначив ее R, вместо (1.17)
получим

pV = RT.
(1.18)

Если же
рассматривается произвольное количество
газа, например т, и если
молекулярная масса д, то число молей равно
т/ц и уравнение Клапейрона —
Менделеева записывается окончательно в
виде

pV = -RT. (1.19)

Универсальная газовая
постоянная R — это работа
расширения одного моля газа при нагревании
на один градус при постоянном
давлении.

Найдем значение
универсальной газовой постоянной в системе
СИ

R = ^ = 101325-22,4/273 = 8314 Дж/(кмоль •
К).

273

If • •
I

о x о я я as — an.

5 >> ^{с с}^s

|я Э°.3
« f. g ч о.

S°«**1 Mss

се 3 н о 4)
ч а: я ? с а С— я Г Л S «

.3 « <

в я
.« о

— ОаЯ U

J *«* 5
О О

-Г«|И

га

Пример. Рассчитать
   Коэффициент свсрхсжнмаемости
газа при р =    150
   кгс/см³

и Т = 303
К- Состав газа прнведеп в табл.
II.4.

По табл. II. 1 находим факторы
ацентричности отдельных компонентов
а)-.

Рассчитываем
фактор ацентричности газа
данного состава по формуле (11.18);
со =

= 0,04034; расчет
(О приведен в табл. 11.10.

Определяем
критические параметры газа способами,
описанными в п. II.3; для данного примера
р_Кр = 47,6 кгс/см³,
7′_кр = 218,4
К.

Рассчитываем приведенные
параметры

_Рпр = 150/47,6 =3,15;
Т_пр = 303/218,4 = 1,39.

Для
полученных р . Т_п по рис. II.9 и
11.10 находим z⁽⁰⁾ иг¹¹¹;
г^(О,=0,715; z^(1J= = 0,195.

Находим
коэффициент сверхсжимаемости газа по
формуле (11.20)

г =0,715 + 0,04034-0,195
=0,723.

Расчет фактора ацентричности
природного газа

Таблица
11.10

Состав газа	^xi	<D_f
СН«	0,7410	0,0104	0,007710
с₃н,	0,0748	0,0936	0,007375
С_а Н₈	0,0337	0,1524	0.005135
i-C₄H₁₀	0,0076	0,1849	0,001405
п-С₄Н₁₉	0.0163	0,1010	0,003376
«-с₅н₁₃	0,0057	0,2223	0,001267
‘J-CrH,,	0,0032	0.2539	0,000812
С,1 Н \| 4	0,0063	0,3007	0,001894
n₂	0,0009	0,0400	0,002436
HssS	0,0200	0,1000	0,002000
СО*	0,0300	0,3310	0,006930

О) — 0,04 034
0

11.5.3. Аналитические
методы определения коэффициента
сверхсжимаемости

В случае
необходимости аналитического определения
коэффициента z, в частности, для
расчетов с помощью ЭВМ можно использовать
методы, основанные на уравнениях состояния
газа с вириальными коэффициентами.

I.
Для определения коэффициента г по
двум параметрам можно использовать
уравнение

1 a*²
h

^Z~ I— h
~b*~’T+hⁱ (11.21)

где
h —
pb*/г;

b* = 0.0867Т
_Кр1РкрТ;
(11.22)

а’² —
0,4278Г^⁵/Ркр^-⁵.

Коэффициенты
уравнения (11.21) для смеси
определяются по формулам

<4 = i «Л,
(11-23)

1=1

^&СМ = S
^b*t^xt-

1=1

Порядок
построения изобары. Изобара
характеризует фазовое состояние смеси,
состоящей из различных компонентов.
Каждому давлению соответствуют свои кривые
зависимости Х-t и Y-t
(здесь X и Y —
молярная концентрация низкокипящего
компонента в жидкой и паровой фазах
соответственно; t — температура
системы).

Зависимости X —
t и Y — t, т.е.
изобарические кривые, строятся в следующей
последовательности.

1.
Выбирают систему координат
«температура — молярная концентрация
НКК». Молярная концентрация компонентов
в системе может меняться в интервале
0+1.

2. Находят температуру
кипения компонентов смеси при заданном
давлении. Эти температуры обозначим как
t_H и
t_n.

Система,
состоящая только из НКК, имела бы
температуру кипения t_H, а только из ВКК
— Температуры t„ и t„
соответствуют граничным условиям бинарной
системы и, следовательно, являются крайними
точками изобарических кривых.

3.
Задаются значениями температур
между t„ и t_B. Из
соответствующих графиков или таблиц
находят давление насыщенных паров
компонентов системы при этих
температурах.

4. Вычисляют
константы равновесия компонентов системы
при заданных температурах. Для этого
пользуются уравнениями (1.18) и
(1.19).

5. По уравнениям
(1.20) и (1.21) вычисляют молярную концентрацию
низкокипящего компонента в жидкой
(Х_и) и паровой (У,,) фазах.

6.
По полученным значениям
Х„ и У_и для заданных
значений температуры находят
промежуточные точки изобарических
кривых.

Для иллюстрации
описанного выше положения приведем пример
расчета.

Пример 1.8. Построить
фазовую диаграмму системы вода-метанол при
давлении 0,143 МПа.

Решение. 1. Находим
температуру кипения воды и метанола при
давлении 0,143 МПа; t„ = 68 °С;
t_a = 110 °С.

2.
Задаемся значением температур в
интервале 68+110 “С и из прил. 2 находим
давление насыщенных паров метанола и воды
при этих температурах. Данные сведены в
табл. 1.7.

3. По уравнениям
(1.20) и (1.21) вычисляем константу равновесия
воды и метанола

4. По
уравнениям (1.20) и (1.21) вычисляем молярную
концентрацию низкокипящего компонента в
жидкой и паровой фазах.

Исходные
данные для построения фазовой диаграммы
системы вода — метанол

t, *с	р,, кНа	Р,’ кПа	К,	1 -К,	К„ *+ .**			У„
75	38,5	151,8	0,269	0,731	0,792	1,061	0,923	0,979
80	47,3	181,9	0,331	0,669	0,941	1,272	0,711	0,904
90	70,1	257,1	0,490	0,510	1,308	1,798	0,390	0,701
95	84,5	303,0	0,591	0,409	1,528	2,119	0,2677	0,5673
100	101,3	355,9	0,708	0,292	1,871	2,489	0,164	0,408
105	126,1	423,1	0,882	0,118	2,076	2,958	0,057	0,169

5. По
полученным данным в системе координат
X~Y строим изобарические кривые,
которые приведены на рис.
1.6.

Определение состава фаз по
изобарическим кривым. Наряду с уравнениями
(1.18) — (1.21) составы фаз можно определить и по
изобарической диаграмме. Проиллюстрируем
это примером.

Пример 1.9. Исходная
смесь воды и метанола содержит 40 % (молярная
доля) метанола. Требуется определить
количество и состав фаз при давлении 0,143 МПа
и температуре 95 °С.

Решение . Для этой
смеси фазовая диаграмма для р —

—
0,143 МПа приведена на рис. 1.6. В
противоположном случае по аналогии примера
1,8 потребовалось, бы построить
изобарическую диаграмму. Для проведения
расчетов пользуемся диаграммой
1.6.

Из точки t (рис. 1.7),
соответствующей температуре смеси,
проводим параллельную линию к оси 0
-X. Затем из точки Х_й
проводим перпендикуляр к оси 0 -X.
Находим точку пересечения этих линий;
обозначим ее через k. По полученным
точкам находим; kl — число молей
жидкой фазы в заданных условиях (в
пересчете на 1 моль исходной смеси); km
— число молей паровой фазы.

Зная
величины kl и km, можно найти
долю жидкой (/) и паровой (а) фаз;

l = K =
-ti_; (1.33)

ml kl + km

v =
~~ ———. (1.34)

ml kl +
km

Для конкретного примера kl =
0,175; km ~ 0,14; ml = 0,315. Подставив
значения kl, km и ml в уравнения
(1.24) и (1.25), находим;

Уравнение
Клапейрона — Менделеева широко
используется для решения многих
практических задач, несмотря на то, что оно
выведено для идеальных газов. Дело в том,
что почти все газы при не очень низких
температурах, далеких от точки конденсации
данного газа, и при давлениях, не очень
сильно превышающих атмосферное, почти не
отличаются от идеального газа. Только при
низких температурах, приближающихся к
температуре конденсации данного газа, или
при давлениях в сотни и тысячи атмосфер
наблюдаются заметные отступления от
уравнения Клапейрона — Менделеева, и тогда
надо пользоваться другим уравнением
состояния.

Уравнением Клапейрона —
Менделеева в виде (1.19) можно пользоваться
тогда, когда известна молекулярная масса
газа или же когда ее надо определить по
другим известным величинам, входящим в
формулу (1.19).

Часто встречаются
задачи, в которых молекулярная масса газа
неизвестна. Это может быть в газах сложного
состава. Определить молекулярную массу
такой смеси обычно трудно, но сравнительно
легко можно определить ее плотность. Тогда
можно получить решение задачи, пользуясь
уравнением Клапейрона — Менделеева, только
расчет газовой постоянной надо вести не по
молекулярной массе jll, а по плотности р
газа и относить ее не к одному молю, а к
единице массы газа, например, к одному
килограмму. При таком расчете нельзя
получить универсальную константу, для
каждого газа получается свое значение
газовой постоянной В.

Для одного
килограмма воздуха

в
= -flt-L,

273 р_в

здесь
р₀ — атмосферное давление, Па; р₀
= 1,293 кг/м³ — плотность воздуха при
нормальных условиях.

Вместо V₀
введем удельный объем 1/р — объем, занятый
одним килограммом воздуха. Подставив
значения, в системе

101325

СИ
получим: В = —-= 287,05 Дж/(кг • К). Таково
значе-

273 • 1,293

ние газовой
постоянной для одного килограмма
воздуха.

Для другого газа значение
постоянной В в системе СИ получим,
разделив число 287,05 на относительную
плотность газа по воздуху р:

В =
287,05/р.

1.2.4. УРАВНЕНИЕ
СОСТОЯНИЯ РЕАЛЬНЫХ
ГАЗОВ

Экспериментальная проверка
уравнения (1.19), проведенная многими
исследователями, показала, что изменение
свойств I сальных газов при высоких
давлениях нельзя описать этой твисим
остью.

Голландский физик
Ван-дер-Ваальс в 1879 г. предложил учесть
собственный объем молекул газа и силы их
взаимного притяжения посредством введения
дополнительных членов в уравнение
Клапейрона — Менделеева:

(_{Р +} А)₍₁,_Ь) _=

ЛГ> (1.20)

I д<* а
— константа сцепления молекул, Па ¦
м⁶/кг²; v =

—
V/G — удельный объем газа,
м³/кг; Ь — поправка на соб-

¦
шинный объем молекул,
м³/кг.

В равнении (1.20) слагаемое
a/v² выражает внутреннее
-тление, которое является как бы
равнодействующей сил притяжения всех
молекул в объеме V. Оно прибавляется
к пигшнему давлению.

Нан-дер-Ваальс
нашел, что поправка Ь на собственный ¹
> 1.1*м молекул, имеющих
шарообразную форму, равна учет-*м ргII ному
объему молекул.

Уравнение (1.20)
приближенное. Коэффициенты а и Ь
в a m тнительности являются сложными
функциями объема, || мпературы, формы
молекул газа.

Их можно выразигь
через критические давление р_кр и тем-‘
• | i.i гуру T_KfJ следующим
образом:

а = 27Г
Л²/63р²,_р;
b=RT_Kp/8p_Kp,
(1.21)

у К 8314,3 Дж/(кмоль •
К).

Критическая температура чистого
вещества — это максимальная температура,
при которой жидкая и паровая ф.> • i.i могут
сосуществовать в равновесии, или та
температу-I • ¦ при которой средняя
молекулярная кинетическая энергия

¦
ыионигся равной потенциальной
энергии притяжения моле-

Мри более
высокой температуре существование
жидкой

• |м н.1
ненозможно.

Д.шлопие паров вещества
при критической температуре

¦
• I ипьнтгя критическим
давлением, а объем вещества,

•
нп’м иный к одному молю или другой
единице массы веще-

• т.»
ни илвается к ритичес к им удельным
объемом.

•
35

Пример. Определить
аналитическим способом г при 303 К и 150
кгс/см² для газа Следующего состава:
СН₄ — 0.92; С_гН, — 0,06;
С₃Н₈ — 0,02.

По формулам (11.22)
рассчитываем а_{— и для каждого
компонента.

По формулам (II.23) определяем
коэффициенты <z*_M и
Ь*_м:

а*_см = 0,05715;
Ь*_сн =0,001228-

Составляем
уравнение

₂з _ ₂2 _i_ 0 272z — 0,0905 =
0.

Решаем уравнение относительно г. В
данном случае получается один
действительный корень z = 0.8006.

В связи
с тем, что при решении получаются корни
третьей степени, расчеты необходимо
проводить до шссти десятичных знаков.

II.
С учетом фактора ацентричности коэффициент
г определяется с помощью
уравнения

2 = Z₀ -f Z* +
2**0), (11.24)

где z„ — коэффициент
г, рассчитанный по уравнению (11.21).

«* = -л АН¹ + *2
(г_пр — О²+ А₃ [_Рпр —
A_t — Л₅ (Т_пр — I)⁴] |
+

,    ^1^пр
   (^пр    ^2
   Д₃Рпр ~Ь й,РпрГ_Пр) (1
   ДбЛцр ~j~ ^6^рпр^пр)
   ,

1 “Ь ^7 (^пр
ВэРпр
BloPnpTпр)⁴

+
В_пГ³„_рр1_р/(Т% +
в_пр р);
(11.25)

_г++ _ ^прРнр
(7″пр 1 0,049/?_пр)
(C_t -}- СоРир — С₃р_ПрТпр
-f- CJ_пр) j j 2(3)

Пр +
С₅(Г„р-С₆-С_Л1р+С8р_прГ_пр)⁴

Константы
уравнений (11.25), (11.26) приведены в табл.
11.11.

Таблица II.11

Значение констант
уравнений (11.25) и (11.26)

Константа	Значение	Константа	Значение
Аг	0,035	В,	0,0112141
А,	14137,6	В₁₀	0,0495574
	1397,124	В_и	0,000442593
>14	1,030		0,0692768
At	13,440	Cl	0.825714
B_t	0,00260913	с.	0.00736587
В,	3,19325	с_я	0,00255204
В,	1,77486	Сг	0,00115729
В_А	0,434418	Сь	0,101212
Bi	0.144392	с.	2,46596
B_t	0.00704658	С₇	0,220411
в,	616.830	с.	0,0161963
в,	1,00122

Точность определения
коэффициента z по формулам (11.24) — (11.26) такая
же, как у метода, приведенного в п.
II.5.2.

III. Для смесей легких
углеводородов и S0₂, H₂S, С0₂ и
N₃ наиболее проверено уравнение
Бенедикта—Вебба—Рубина, которое для
коэффициента сверхсжимаемости имеет
вид

_г = pv/RT = 1 + (В, —
A.VRT — С./ЯГ») a/RT)
-^ +

+
iaa/RT)yi-+ <e/RT>) [(1 + уУ’*)/е^’.
(11.27)

Здесь р —
давление, кгс/см²; R — 0,08207
—(плотность в моль/л); кон-

МОЛ Ь • /
v»

станты А₀, В₀, С₀,
а, Ь, а, с,у приведены для индивидуальных
веществ в табл. 11.12. 34

о о о о о о о о
г-.

со ^

ООО

СО
-• (М_ ТГ

о
сч со

03	03	ю
1Г>	00		СМ	со
со	СО		СО	о
	СО	Г-
см	Tf	О	о	г-^
	см	СО		о
о	о	О		—¦

Примечание. Давление
выражено в кгс/см^!. плотность — п
моль/л, R = 0,08207 л• (кгс/см*)/(моль/°С).

Г-‘ —

со
о»

аэ Ю 05 со

— TJ*

о — о
о

СМ

‘!}•

СО

-JC

со

— о

О lH

о’

Константы уравнения (П.27)

„	СО	о	о	_	ю
со	со	ОО	<м		Г’-	со
см			со	со	*-г**	СО
00	СО	1«-	Ю		СО
00	05	о	г-	—•	со
—		•’3′	со	t-	о	СО

со

СО —

СО
о

о со

CM
Tt*

СО

о> О) см

ОО
Г— Г-

00 — со — СП см

о	о	о
со		о
	см	ш
о	оо	h-
оо		оз
ю	со	со
*•гг*	см	со
о	о	о
о	о	о

со

СМ

СО

оо

— см ю

‘I*

со

СО

•*г

с.

со

ез

		LO	со
СО	ю	г-
о	см	ю	со
см	со	f-	со
ю	см	05	тг
г—	ю		см
	см

S ‘о

2 о

°о

ш
^

о“Д

>»

8 3?

00 о о о со
о

со

оо

оз

СО

со	ОЗ	ю	о	о	о	о	* *
			Tt*
			см		оз	о	00
ср			СО	со	СО	СО	со
ОП		05	оо	СО	ю	оз
о	СО	h-	оз				00
	LO	о	СО	со	03		со
00	СО	г-	о	ГО	см	о	ю
см		ю	о	о	о	о	о

Tf¹
о	о	о
о	см	о
00	см	о
СО		СО
со		см
о		гм
о	о	о
о	о	о
	о	о
о	СО	о
о
Tf	ю	г-
05	‘+	ч*
¦tf	со	05
о	о	о

оо lo см
см

03 со — —• со ю

05 СМ СО
СО

	о
«о	Г-	о	о	о	о	о
	СО	о	о			о	со	о	см
ю		о	‘*	03		о>		о	см
см	см	05	СО	СО		ю	см	о	t⁴—
о	со	со		00	см	О		г-~	ю
о	о		со	см	00	СО	ю
о»	о	о’	о»	о»	о*	о	—‘	см»	in

со

оо

о’

		СО	_			со	СО
о	CM		о		ю	to
с:	t-‘-	СО	СО	ю			оо
ш	Г-.	1-	т»*		со		t~~
см	CM	03	см	со	ю	со	f-
Tf	о	о	’—I	—•	—¹	—
o’	о	о’	о	о	о*	о	о*

НО

о	со	ю		•«*
о	ю	см	1>-	сО	‘Г
ю	ю	см	Tt*	см	05
ю	ю	\|-~	ОО	со
00	—	оо	о	см	—<
—*	Tf	со	о	о	см

	см	со	о	со
Г~-	(73	ю	со	Ч*
ю	ю	см	ос;	05	см
см	*сг>*	оо	см	го
см		о	03	-г	см
о	—<	ю	оз	00	•—¹
о	о	о	о	о	см

S С S U

J_1_I_1_1
SO*-1—1—j—1-

ft*
US X 0
Q,s x

Рис.
1.6. Изобары системы мета- Рис. 1.7. Определение
состава фаз с

использованием
изобарических кривых

нал —
иода

v =
-^- = 0,4444.

0,315

Зная значения / и
v, по уравнениям (1.30) — (1.31) вычисляем
число молей воды и метанола в жидкой и
паровой фазах. Предварительно из рис. 1.6
находим:

Х„ = 0,265; Y„ = 0,565;
/_м = 0,5556 • 0,265 = 0,1472;

/„ = 0,5556 — 0,1472
= 0,4084; и_м = 0,4444 — 0,565 =
0,2511;

v_B = 0,4444 — 0,2511 —
0,1933.

Проверка погрешности. По
полученным данным общее количество
метанола в системе составляет Х₀ = 0,1472
+ 0,2511 = = 0,3983 моль. По условиям примера
Х₀ = 0,40. Следовательно, погрешность
расчета составляет 0,4 %.

Пример
1.10. По данным примеров 1.8 и 1.9 требуется
определить молярную долю фаз аналитическим
способом.

Решение. 1. По уравнениям
(1.18) и (1.19) вычисляем константу равновесия
воды и метанола. В данном случае их значения
даны в табл. 1.7.

2. По уравнениям (1.20) и
(1.21) определяем молярную концентрацию
метанола в жидкой и паровой
фазах:

_х ~~1-0,591~~
₌ о 2677;

2,119 —
0,591

У_м — 2,119 • 0,2677 —
0,5673.

3. По уравнениям (1.24) и (1.26)
вычисляем молярную долю жидкой и паровой
фаз:

I = ft 5673 -а 40 _ а 1673 _
Q

0,5673- а 2677 0,2996 ‘
’

0,40-0,2677 _ Щ323 _q
0,5673 — 0,2677 0,2996

Сравнение
значений lav, полученных по примерам
1.9 и 1.10, показывает их явную
близость.

Пример 1.11. На установку
очистки гликоля поступает раствор гликоля,
содержащий 85 % (масс.) ДЭГа и 15 % воды.
Количество раствора — 1000 кг. Требуется
определить состояние смеси после ее
нагрева в рекуперативном теплообменнике до
134 °С. Давление в системе 1,1 кгс/см², или
836 мм рт. ст.

Решение. 1. Определяют
молярный состав сырьевого
раствора.

Концентрация воды
Х₀ = 0,50985.

Концентрация
ДЭГа Х_д = 1 — 0,50985 = 0,49015.

2.
Находят давление насыщенных
паров воды и ДЭГа:

р_л — 2442 мм
рт. ст.; р_й = 10 мм рт. ст.

3.
По уравнениям (1,18) и (1.19) вычисляют
константы равновесия воды и
ДЭГа.

К, = 2442/836 = 2,9211;
К_А = 10/836 = 0,01196.

4.
По уравнениям (1.20) и (1.21)
определяют молярные доли воды в паровой и
жидкой фазах:

в жидкой
фазе

Х_Й = (~ 0,01196)/(2,9211 — 0,01196) =
0,3396;

в паровой фазе

У„ =
2,9211 • 0,3396 — 0,9920.

По материальному
балансу вычисляют молярную долю ДЭГа в
паровой и жидкой фазах: в паровой
фазе

У_д = 1 — 0,9920 =
0,0080;

в жидкой фазе Х_д = 1 — 0,3396 =
0,6604.

Рис. 1.3. Диаграмма зависимости
давления от температуры для
индивидуального компонента. Состояния:

/
— твердое; 2 — жидкое; 3 — парообразное;
4 — газообразное

На рис. 1.3. приведена зависимость
давления (упругости насыщенных паров)
чистых веществ от температуры.

Создание
более точного уравнения состояния
природных газов, способного правильно
оиисывать изменение их свойств в процессах
добычи и переработки природных газов, шло в
двух направлениях:

дополнение уравнения
состояния идеального газа большим числом
констант;

введение поправочного
коэффициента z в уравнение состояния
идеального газа (1.18), учитывающего
отклонение реального газа от
идеального,

pV = zRT. (1.22)

Д.
Браун и Д. Катц на основании изучения
результатов экспериментальных измерений
коэффициента сверхсжимаемости установили,
что если приведенные параметры различных
природных газов одинаковы (р_пр,
Г_пр), то они находятся в
соответственных состояниях, при которых их
физические свойства (z, плотность и др.)
одинаковы, т.е. z = z(p_n?,
7_1Ip).

Приведенными параметрами
называют безразмерные величины,
показывающие, во сколько раз
действительные параметры состояния газа
(давление, температура, объем, плотность,
коэффициент сверхсжимаемости) больше или
меньше критических:

Pup Р/Ркр. ^пр
Т/Т_кр, v_up V/V_KP, Р_пр
Р/Ркрг Z_aр z/z_xp.

На рис. 1.4
приведена зависимость коэффициента
сверхсжимаемости природного газа z от
р_пр и Т_пр. Молекулы простых
газов (метан, гелий, аргон, криптон, ксенон и
др.) имеют сферическую форму, молекулы
сложных газов и жидкостей —
несферическую.

Для сложных газов и
жидкостей силы притяжения (или от-

1*иг.
1.4. Зависимость коэффициента
сверхсжимаемости природного газа от
приведенных абсолютных давления и
температуры

Для смесей константы
уравнения приближенно определяются по
значениям констант чистых компонентов^по
формулам

п {
п

^лосм = (Е Mof) ;
<=1 /

Со с. = (2^1 ;

i=l
1

««'(eV/¹):
tn 26)

‘¦—(gvi²¹)*!

«„¦(Svi’j ;

= I
V r.v‘/²V

__ *№ 1=1

Для определения удельного
объема смеси следует использовать
уравнение (11.27), подставляя в него константы
смеси, определенные по формулам (11.28).

11.6. влагосодержание
газа

Содержание водяных паров в газе
характеризуется абсолютной или
относительной влажностью.

_
Абсолютной влажностью
W называется содержание
паров воды в единице объема газа.
Абсолютная влажность измеряется в
г/м³ или кг/1000
м³.

Относительная влажность
W — отношение фактического
содержания паров воды в единице объема газа
при данных давлении и температуре к его
влагоем-кости, т. е. к количеству водяных
паров. в том же объеме и при тех же давлении
и температуре при полном насыщение.
Относительная влажность измеряется в долях
единицы или в
процентах.

Влагосодержание
природного газа зависит от давления,
температуры, состава газа и минерализации
воды.

Влагосодержание природного
газа с относительной плотностью 0,6 можно с
точностью до 10% определить по номограмме,
приведенной на рис. 11.11. Поправочные
коэффициенты, приведенные на рис. 11.12,
учитывают влияние солености воды
C_s, температуры Ct и
плотнэсти газа С&-. Влагосодержание газа с
относительной плотностью выше 0,6, на
годящегося в контакте с соленой водой,
определяется из выражения

W =
IF₀₎,C₅C_G,
(II.29)

где — влажность газа,
определенная по рис. 11.11.

Следует
отметить, что поправка Со учитывает
лишь увеличение относительной плотности
независимо от наличия в газе
пеуглеводородных
компонентой,

которые оказывают
различное по величине и знаку влияние на
влагосодержание. Так, наличие азота в газе
снижает, а наличие углекислого газа и
сероводорода повышает влажность
природного газа. Поэтому при наличии
неуглеводоэодных компонентов номограмму
можно использовать только для оценочных
расчетов. Для аналитических расчетов
влагосодержания используется
формула

F-_.|
-В.

(П.30)

_ГД€ д _ коэффициент, равный
влагосодсржанию идеального газа; В
— коэффициент, зависящий от состава
газа; р — заданное давление,
кгсусм².

W,
кг/1000м³

800 600

-50
-40 -30 -20 -Ю 0 10 20 30*050607080 /00120 W t,^c
С

Рис. 11.11. Номограмма равновесного
влагосодержания природного газа с
относительной плотностью
0,6

Коэффициенты Л и В в зависимости
от температуры приведены в таСл. 11.13.
Коэффициент А можно также вычислить
по формуле

Ра.
_ПМ • 1,033 • 10³

0,0818 293 г

Этот пример
показывает, что при прохождении
рекуперативного теплообменника ДЭГ
практически не испаряется.

5. По
уравнениям (1.24) и (1.26) вычисляют молярную
долю паровой и жидкой фаз:

/ = (0,9920 —
0,50985)/(0,9920 — 0,3396) = 0,7390;

v = (0,50985 —
0,3396)/(0,9920 — 0,3396) = 0,2610.

Расчет состава
фаз многокомпонентной системы. Изменение
давления или температуры газовых и жидких
смесей может привести к образованию в
системе второй фазы. Эти процессы
описываются уравнениями парожидкостного
равновесия:

Х_{=—_ч ;
(1.35)

к,-(к,-1)1

Y_{ =
*’°^Ki _ч ,
(1.36)

1 + (K_t —
1)V

где Х_{ — молярная доля
компонента в исходной смеси до начала
изменения параметров; K_t —
константа равновесия компонента в условиях
равновесия; L и V —
молярные доли жидкой и газовой фазы
соответственно; Х₍ — молярная
концентрация компонента в жидкой фазе
после изменения параметров системы; У* — то
же в газовой фазе.

На практике в
газовой промышленности с помощью уравнений
(1.36) и (1.37) решаются следующие
задачи:

а) выделение газа
из нефти и конденсата на всех этапах их
прохождения — от пласта до емкости
хранения;

б) ступенчатая
сепарация продукции газоконденсатных и
нефтяных месторождений;

в)
дегазация насыщенного абсорбента
при его дросселировании;

г)
сжатие, расширение, охлаждение
газа и т.д.

На примере уравнения (1.35)
рассмотрим определение количества и
состава жидкой и газовой фаз. Если
уравнение

(1.35) записать по числу
компонентов, то можно увидеть, что число
неизвестных на одно больше, чем число
уравнений. В связи с этим L и X,
определяются методом последовательных
приближений. Задаются разными значениями
L между 0 и 1. Затем определяют X, для
всех компонентов, после чего проверяют
материальный баланс системы: сумма
молярных концентраций в жидкой фазе должна
быть равна единице, т.е. HXj -= 1. Если
это условие не удовлетворяется, то задают
новое значение L и расчет
повторяют.

После нахождения
молярной доли и состава жидкой фазы

Компонент

Исходная смесь

Газовая фаза

Жидкая фаза

моли

моль/моль

моли

моль/моль

моли

моль/
моль

с₂н₆

С₃Н,

^K‘CiH_)n

Итого

100,0

0,15

0,20

0,65

1,00

5,313

2,949

3,451

11,714

0,454

0,252

0,294

1,000

0,686

17,05!

61,549

88,286

0,110

0,193

0,697

1,000

выделяют число
молей компонентов в ней. Затем определяют
молярную долю газовой фазы V = 1
L. Далее по уравнениям

(1.30)
вычисляют молярные концентрации
компонентов в газовой смеси.

Пример
1.12. Дана смесь следующего молярного
состава, %: С₂Н_б — 15;
С₃Н₈-20 и
н-С₄Н,₀ — 56. Константы
равновесия компонентов равны: ^_С2 —
4,13; Я_Сз=1,3; К_С4=0,42. Требуется
определить составы жидкой и газовой фаз при
давлении 8,1 МПа и температуре 30
*С.

Решение. Для определения состава
фаз по уравнению

(1.35) рассчитывают
значения для разных компонентов. Расчет
ведется на 100 моль исходной
смеси.

Запишем уравнение
концентрации для жидкой
фазы:

Х₂ = 0,15/(4,13 — (4,13 — ОО;
Х₃ = 0,20/(1,3 — (1,3 —
l)L);

Х₄ = 0,65/(0,42 —
(0,42 — l)L).

Сначала задаются
значением L = 0, т.е. предполагают, что
вся начальная смесь испарилась.

При
L = 0 находят, что сумма
концентраций компонентов равна 1,74, т.е.
больше единицы. Значит, жидкая фаза
существует (Х₂ +
Х₃ + Х₄ <
указало бы на отсутствие жидкой
фазы).

Подбирая разные значения
L, находим, что при L = 0,883 EX, = 1.
Значит, в условиях р — 8,1 МПа и
Т = 30 °С часть указанной смеси (0,88286)
будет в жидкой фазе, а остальная -в газовой.
Результаты расчета даны в табл.
1,8,

Этот расчет можно было выполнить
также по уравнению

(1.31). В
этом случае пришлось бы задаться значением
V и расчет вести в той же
последовательности.

или z_CM
^о(Рпр> Г_пр) “Ь Zj(p_up,
Г_пр)о)_си,

где
z₀(p_np, Г_пр) — коэффициент
сверхсжимаемости простого газа,
определяемый по данным р_пр и
Г_пр; 2j(p_npI Г_11р) —
поправка к обобщенному коэффициенту
сверхсжимаемости сложных газов и
жидкостей, являющаяся функцией
приведенного давления и температуры;
о)_см — ацентрический фактор смеси
газов (для простых газов о)_см =
0),

(1.23}

оз.

/=1

где у, —
молярная доля z-го компонента в смеси; to, —
ацентрический фактор i-го компонента в
смеси, который можно определить по формуле
Эдмистера:

кр:

— 1,
(1.24)

-1

V кип

где
р_ат — атмосферное давление;
Г_кип компонента при атмосферном
давлении.

Ацентрический фактор для
многих веществ изменяется от

О до 0,4
(см. табл. 1.5, 1.7).

На рис. 1.5. показаны
зависимости коэффициента сверхсжимаемости
азота от давления и
температуры.

температура
кипения

Давление,
МПа

Рис. 1.5. Зависимость
коэффициента сверхсжимаемости азота от
давления и температуры

Гакже
применяются уравнения состояния Редлиха —
Квон-| Ьенедикта — Вебба — Рубина, Пенга —
Робинсона и др.

В расчетах процессов
добычи, транспорта и переработки
природного газа широкое применение находит
двухконстант-иое уравнение состояния
Редлиха — Квонга, являющееся од-и»И из
модификаций уравнения состояния
Ван-дер-Ваальса: с

(V —
Ъ) = RT, (1.25)

р +

r^0,°V(V + ЬI

• л* а = 0,4275
Я²7*⁵_кр/р_кр; Ъ
— 0,08664 RT_Kp/p_%pl
Г_кр— крити-и кая температура
(температура, выше которой газ не
пере-щ‘>ди I в жидкое состояние);
р_хр — критическое
давление.

,ля определения
коэффициента z уравнение Редлиха
—

• п. ига (РК) имеет
вид

z³ — z² +
z{a² — Ь²р — Ь)р —
а²Ьр² = 0, (1-26)

. V
u^J = 0,4278 7*Vp.р ^ ^Ь = °-^0867

Гкр/Ркр Г.

Применительно к смесям
вид уравнения РК сохраняется,

и.»
коэффициенты его вычисляют по следующим
правилам:

а =

И критической
области, а также при определении
параметрам смесей, состоящих из
молекул различного строения, по-Iи шность
расчетов резко возрастает. Кроме того,
параметра меществ и смесей в жидком
состоянии также вычисляют-

•
м I большой погрешностью.

1I
о этому Пенг и Робинсон предприняли попытку
внести | и и«* изменения в вид уравнения РК,
которые бы повысили I июсть вычисления
плотности равновесной жидкости фазы.
равнение состояния Пенга — Робинсона имеет
вид

RT
а(Г)

р —,
(1.27)

V — Ь V(V + Ь) + Ь(V —
Ь)

• -v V молярный
объем; а и Ь — коэффициенты уравнении
определяемые критическими параметрами
вещества.

коэффициент а —
функция температуры

а(Г) =
а_рКа(Г),

• ¦
(а|Г) — коэффициенты, определяемые
по формулам

1 + 7n(l
-Т^и‘⁵_пр)]²;

а
=

чГ>

= tJ Q О о Ь5 о о н
1*

д ^ з.

*•о я*_а

чЯ ‘ *

о
О ы Сй ,

‘¦:| Ж ро ГГ>

Я
ГЪ

ьи;

оз; н л J • • л

»;т » ^г 5 g*p Sg =

Н ijv
—

* я

-S о S ³

в
^

3 й № ° Е о

*
^л ж •

•о

•<

от

из

У*

-I

11
О X Q 2 ¹

-5 °

со

* gb
S ^s

-, Со

со

г>

го

•а

тэ

ао

со

:=>

йз

чг

сО

СО’

+ 1 1 1 1 1 1 1 1 СЛОСЛ*-*— ЮЮ W
W*-оспослосло

•*1

оооооооооо

* —

§§§8888888 ооа>*ию
— >—оооо

(Ц Ю со О) 05 О О СО Ю «•
ОООСЛООСЛ^ООСОСО

-з ^3 О 9

*4.

СЛСЛ4^4^СОСОЮЮ—- —

слослослослоспо

•

ОООООООООо

О о
о О О ООо 05tocO-4 0i4*COtO~ ОСЛ^СЛ^СОЮСО^к-ч

слсо-чгосослсооо^¹^

О
СЙ

o’ я 2 —м

—
ососооооо-о^оаз

ООСЛОСЛОСЛОСЛО

*—-00000000

г *

4^ О ОО «“4 СЛ СО СО tO tO 05 СО 05 •—
ООООСО — ОЮ OCO — ^СОЮСО-^СЛСО

а:юао^со-осо~

Г> 33

1 1 1 1 1 II IIJJJ J J 1J J J, 11 С1^100ЮФ*^00 — — ^оЗооою^йёою^^ооо
ЧО’-СЛ^Ф-ОЮЮЮ-^^-ООООООООООО — М Г- 0> ^ ^fO V» — ос ел схч* — со оо m сп »и со со to to — >— СЛ Ю О ~vl СО ОО со СД ОС 05 СЛ 4- О-» О “-4 G <?> Ю &• —¹ —J 0сл0000000ссо00-^0с?)^10)’— Со Со «Ч 00 Оо СП ОООСЛОСЛОСЛОСОО —
000000000^00000000000000 «’«ччч-»’»» —W ч < х и ч м * ^— ^ — ** OOOOOOOOOgOOOOOOOOOOgOQO СЛСЛД4^УСЗСОЮЮ{^^ц-мм^^м^ООООрООи ^ — о— -4000-4 to ^ СО СЛ СО »— ОСООО-4С5СЛ??<^ •— oi4^oo^ooco—corrtoo — 4^СП^ЮО — юсоа>о^ о сл og-acnooooco-oocooocnto^i	Со
СЛСДСЛ4^4^4^4^>Ь.СОСОСОСОСОЬОЬОЬОЮЬО’— — — ‘— — 4^юоооа>4кэоооо>^юоооо4^ьооооаэ^ьоооо	0 _ п-
— ОСООО^С5С5СЛСЛ4^4^СОСОГОКЭКЭЮ— — _л _ 4^ ^ ^ СЛ С) со Ю СТ.* О СЛ О 05 Ю СО Сл jO *С> Ы ZJI* СО to О О 00 о о^о»toV] toVi»to oo»to слcoV, слоо-оо^а со со ^со to ооооослослоооооооослчсл«^союоо	I
о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о о V V со со со со to «to «to «ro «to «— «— «— 5— о «о о «о о 0lt0<0 05C0 — 00C54^tOO00-4Cn^C0tO — OCO00 -4 05C> to — СОСЛОСЛСОЮ^-^СО^СОСЛ^ЮГОКЭСОСЛОХО^О слослсооо^чооосл^заэо	to
!Ш5с0СО^!О’ОСО000С 00 00 00^.1‘^^4^4^4С5С5О5С)ОЗСЛСЛ оооосг. ^юоооо^юооосп^гооооо^юоооа»	о-
о^а-^с^о^слслсл^^сосососоюкэюкэю — — — — — С0^ЮЧЮ00С0ОС510С0азаЗО00а)00»- о оо о сл со го со 05 СЛ to 4** to ^4 •— to 4^ Со СЛ 05 СО О 00 СО О jjo О JO 00 О) о «о «о «о «о сл сл о о о «о «о «о «о оосло сл со «сл «о «о «о о
КЭ — ————J— —J—j—J—о о о о о о о о о о о «а> сл V V V «со со «to То То»— «о «о «со «<о Ър ^ ^ Ъ> Ъ> сл сл «сл ? toco0o4^0t0t0c0cn04^00t0crj0b.c04^<04^c00t000 оо^\|слсл^—зоослоососослю — СО — — СЛСОЮ — -4	to

ОБЩИЕ ВОПРОСЫ
ГАЗОПРОМЫСЛОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ

2.1.
КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОДУКЦИИ УСТАНОВОК
ОБРАБОТКИ ГАЗА И
КОНДЕНСАТА

Разделение пластовой
продукции газоконденсатных месторождений
на фракции производится на
газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) и
промысловых установках с применением
абсорбционных, адсорбционных,
хемосорбционных, конденсационных и других
процессов.

Продукцию ГПЗ и
промысловых установок условно можно
разделить на 5 групп [1, 2].

В первую
группу входят газовые смеси, используемые
как топливо. Их основным компонентом
является метан. Эти газы содержат также
несколько процентов других углеводородов,
диоксид углерода, азот и незначительные
количества сернистых соединений.
Содержание последних регламентируется
отраслевым стандартом ОСТ 51.40-83 и
техническими условиями.

Одним из
основных отличий продукции этой группы
является то, что концентрация отдельных
углеводородов в них не
регламентируется.

Следует отметить,
что незначительное количество продукции
этой группы используется как сырье для
производства метанола, аммиака и
т.д.

Вторая группа включает, в себя
газообразные технически чистые
углеводороды и гелий, а также газовые смеси
с заданным составом. Эти продукты, как
правило, используются для специальных
целей.

Третья группа объединяет
жидкие углеводороды, в том числе широкую
фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), смеси
сжиженного пропана, сжиженные изо- и
и-бутаны, жидкий гелий и т.д. Общим признаком
этой группы является то, что в жидком
состоянии при 20 “С эти углеводороды
находятся при определенном избыточном
давлении.

В четвертую группу входят
продукты, находящиеся в нор-

мальных
условиях в жидком состоянии, такие как
газовый конденсат и продукты его
переработки.

К пятой группе относятся
твердые продукты: канальная сажа,
технический углерод и газовая сера.

Все
продукты, входящие в состав
вышеперечисленных групп, отличаются
углеводородным составом, содержанием в них
воды, механических примесей, диоксида
углерода и сернистых соединений,
температурами кипения и застывания и
т.д.

Параметры, влияющие на
потребительские свойства продуктов,
включая способы их доставки к потребителям,
принято называть показателями качества.
Практически на все виды продукции
установлены показатели качества, которые
зафиксированы в государственных
общесоюзных стандартах (ГОСТ), отраслевых
стандартах (ОСТ) и технических условиях (ТУ)
[6].

ГОСТы, как правило, устанавливаются
на продукты, производимые несколькими
отраслями народного хозяйства.

ОСТы
регламентируют показатели качества
продукции одной отрасли или нескольких
подотраслей. В последнем случае на долю
отрасли-разработчика приходится основное
количество данной продукции. К примеру, ОАО
“Газпром” — разработчик отраслевого
стандарта ОСТ 51.40-93 на газ, подаваемый в
магистральные газопроводы, — производит
более 90 % углеводородных топливных газов.
Одновременно оно осуществляет
транспортирование как природных, так и
нефтяных газов по МГ.

Государственные и
отраслевые стандарты устанавливают
показатели качества на срок 5 лет.
Разработка новой редакции стандартов
производится с учетом развития техники и
технологии газопереработки и потребности
народного хозяйства в отдельных
продуктах.

Технические условия (ТУ), как
правило, отражают договоренность отдельных
предприятий с производителем продукции. В
отличие от стандартов ТУ устанавливаются
на неограниченный срок и могут изменяться в
любое время с взаимного согласия
поставщика и потребителя.

Общими
принципами установления показателей
качества продукции газоперерабатывающих
заводов являются:

обеспечение
бесперебойной подачи к
потребителям;

рациональное
использование ресурсов
сырья;

возможность контроля в условиях
производства и потребителя;

отсутствие
показателя, вытекающего как производное из
других показателей;

Коэффициент
b имеет вид

b
= 0,0778RT_K/p_K.

Для
вычисления коэффициента т
используют формулу т = 0,37464 +
1,54226(0 — 0,26992ы².

Уравнение (1.27),
записанное относительно коэффициента
сверхсжимаемости z, имеет вид

z³
— (1 — B)z² + (А — 3
В⁷ — 2 B)z — (АВ -В²—
В³) = 0.
(1.28)

Коэффициенту
сверхсжимаемости паровой (газовой) фазы
соответствует наибольший положительный
действительный корень (1.19), а коэффициенту
сверхсжимаемости жидкой фазы — наименьший
положительный действительный
корень

(1.19).

Для
двухконстантных кубических уравнений
состояния значение коэффициента
сверхсжимаемости любого вещества в
критической точке получается одинаковым.
Так, для модификации Соаве z_K =
0,333, а для модификации Пенга — Робинсона —
0,307. В действительности значение этого
коэффициента в критической точке меняется
от 0,288 для метана до 0,212 дя н-нонадекана.
Таким образом, z_K уравнения Пенга —
Робинсона в большей степени соответствует
чистым углеводородам, чем значение z_K
уравнения Соаве.

Коэффициенты
уравнения (1.27) для смеси вычисляют по
правилу смешивания

а = IX (1 —
S)т1,Л;(а,а.)⁰⁵; Ь = ? цЬ,,

i=ii=i
/=I

где Cjj —
коэффициенты парного взаимодействия;
T|_i( ri, — соответственно молярные доли
г-го и j-го компонентов в смеси; а
= а_рДа,.(Г).

1.3.
ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПРИРОДНОГО ГАЗА

1.3.1. ПЛОТНОСТЬ ГАЗОВ

Под
плотностью газа понимают отношение массы
газа к его объему. Единица измерения
плотности в СИ — килограмм на кубический
метр (кг/м³).

Плотность газа
р₀ (в кг/м³) в нормальных
физических условиях (при 0,1013 МПа и 273 К)
можно определить по его молекулярной массе
М

Ро = M/22,41.

Если
плотность газа задана при 0,1013 МПа, то
пересчет ее п.I другое давление (при той же
температуре) дя
идеального

(1.29)

¦ и проводится по
формуле

р = рор/0,1013,

• л*’ р
— давление, МПа.

Часто для
характеристики газа применяют
относительную нминость его по воздуху при
нормальных условиях, г.е. при п НИЗ МПа и 273
К:

р₀ = р₀/1,293.
(1.30)

11лотность природного
газа для данных р и Т при известии
се значениях при р₀ и Т₀
можно определить по формуле

С-31)

1.3.2.
СОСТАВ ГАЗОВОЙ СМЕСИ

1.1 юные
смеси (как и смеси жидкостей и паров)
характе-1»| lyio’icH массовыми или
молярными концентрациями
ком-

…….шов. Объемный состав газовой
смеси примерно совпа-

и | с молярным,
так как объемы 1 кмоль идеальных газов при
одинаковых физических условиях по закону
Авогадро MMi’MT одно и то же численное
значение, в частности, при «Ik и 0,1013 МПа —
22,41м³.

Дли характеристики
газовой смеси надо знать ее
среднюю

• м-i улярную массу, среднюю
плотность (в кг/м³) или отно-i и И- м.цую
плотность по воздуху.

I « ли известен
молярный состав смеси (в %), то
средняя

• mi-кулярная масса
вычисляется по формуле

«с =
iy.M,/юо, (1.32)

1 =
1

….. v,    у₂,…
   у_п    —
   молярные (объемные)    доли
   компонентов в

— » — и
   %;    M_lt
   М₂….. М„ —
молекулярные    массы
   компонен

та,

I
< и »адан массовый состав смеси (в %), то
ее средняя mo-

д. . V, v.ipium масса
вычисляется по формуле

AU = 100/?ff,/M,,
(1.33)

1=1

№ Рв. п —
упругость водяных паров при данной
температуре, кгс/см²; z —
коэффициент сверхсжимаемости газа при
р и Т М — молекулярная масса
паров воды, равная 18.

Упругость
нодяных паров в зависимости от температуры
приведена в табл. 11.14.

Формула (11.30)
справедлива для тех же условий, что и
номограмма, приведенная на рис. 11.11, и в нее
следует вводить те же
поправки.

Пример. Определить
влагосодержанне газа с относительной
плотностью 0.7, находящегося в контакте с
водой, содержащей 10% солей, при давлении
р = 100 кгс/см² и температуре
t = 60 С.

Определяем _D при 100
кгс/см² и 60 °С по рис.
11.11.

И»п

Г_м = 2,1 кг/1000
м³.

По табл. 11.13 находим при t =
60 °С Л = 152; В = 0,562 н рассчитываем по
формуле (11.30)

г_0|в =-^0,562 =2,082 кг/1000
м³.

Определяем для р = 0,7 Cq =
0,98.

Поправка на соленость С_s =
0,93.

Искомая влажность
равна

№=2,1.0,98.0,93 = 1,914 кг/1000
м³.

П.7. ТЕПЛОЕМКОСТЬ
ГАЗА

Теплоемкостью газа называется
отношение теплоты, подведенной к нему в
определенном термодинамическом процессе, к
соответствующему изменению температуры
газа.

Отношение теплоемкости к
единице количества газа называется
удельной (массовой или молярной)
теплоемкостью.

Единицы измерения
удельной теплоемкости Дж/кг*^сС,
ккал/кг-^сС, кал/г-°С (1 кал/г-°С = 4,1808 Д
ж/к г>?) или по отношению к одному молю газа
Дж/моль X

X ^СС,
ккал/моль*°С.

Для практических
расчетов используют массовую или молярную
теплоемкость при постоянном давлении
С_р (изобарная
теплоемкость).




		«ей,, со]

		Ч

-50

Рис. 11.13.
Записимость изобарной молярной
теплоемкости углеводородов при
атмосферном давлении от
температуры

Изобарная
теплоемкость газа при Т и р
определяется по формуле

= cj +
ДС_р, (11.32)

где С® —
изобарная теплоемкость при атмосферном
давлении и заданной температуре Т,
ккал/кг-°С; АС_р — поправка на
давление, ккал/кг-°С.

Величина
С_р для природного газа
известного состава определяется по
формуле

^ с» -1 еЛ„
(П.ЗЗ)

too t,°c

i=l

где С^ —
изобарная теплоемкость при Т и
атмосферном давлении i-го
компо-

пеита, ккал/кмоль-°С_Э
или ккал/кг-°С; gi — массовая доля r-го
компонента, доли единицы.

Величина
С^{)₍ определяется по рис.
11.13 или рассчитывается по формуле

где
E(_t F‘_t, Gi, Я/,
Ni — коэффициенты, определяемые для
каждого компонента по табл. 11.15; п=
77100; Т — температура, К.

Рис.
II.И. Зависимость ДС^ от ^пр ^и
пр

Поправка на давление
ДС_р должна определяться в
зависимости от состава газа по двум или
трем параметрам (способ выбора метода
аналогичен описанному п п. 11.5.1 или
II.5.2).

I. Для определения
ДС_р по двум параметрам
используется график, представленный на рис.
11.14. Псевдокритичсские и псевдоприведенные
параметры определяются, как в п.
II.3.

Так как на рис. 11.13, 11.14
АС_р приведено в
ккал;кмоль-^сС, С°_р надо
определять в тех же единицах. В результате
полученная по формуле (11.32)
теплоем-

обеспечение экологичности
использования, транспортирования и
хранения;

выражение показателя через
конкретные числа. Здесь имеется в виду
недопустимость в стандартах и ТУ выражений,
толкование которых может быть воспринято
по-разному.

Установленные на те или иные
продукты показатели качества наряду с
потребительскими свойствами в косвенной
форме отражают также уровень развития
техники и технологии в данной отрасли. Так,
при проектировании ныне действующих ГПЗ
концентрация H₂S в товарном газе но ОСТ
51.40-83 установлена не более 20 мг/м³. Это
связано с тем, что в настоящее время более
глубокая очистка газа от H₂S сопряжена
со значительными дополнительными
затратами. В настоящее время на крупнейших
ГПЗ (Мубарекский и Оренбургский)
достигается очистка газа от H₂S до его
остаточного содержания в газе 5-10 мг/м³
практически при тех же эксплуатационных
затратах, что и при очистке по требованиям
отраслевого стандарта. Следовательно, при
разработке новой редакции ОСТа возможно
установление новых норм по содержанию
H_;S в товарном газе.

Однако в этом
случае ряд старых установок по очистке газа
от сероводорода не мог бы обеспечить
очистку газа в соответствии с новыми
требованиями. Для достижения на них более
тонкой очистки газа от H₂S
потребовалась бы их реконструкция, что
связано с большими капитальными
вложениями. Поэтому установление более
жестких требований на качество газа может
быть отражено в технологическом регламенте
соответствующей установки.

Одной из
особенностей ГПЗ является изменение
состава перерабатываемого сырья в
зависимости от пластовых параметров
нефтяного или газоконденсатного
месторождения. В связи с этим для ряда
основных видов продукции не
регламентируется компонентный состав как
показатель качества. К таковым можно
отнести, в первую очередь, товарный газ и
газовый конденсат, а также моторные
топлива, получаемые при переработке
конденсата или нефтей. Кроме того,
отдельные показатели этих продуктов
устанавливаются в широком
диапазоне.

Благодаря этому при
относительно низких эксплуатационных
затратах удается осуществить переработку
газожидкостных смесей с получением
товарной продукции.

Следует отметить,
что изменение состава добываемой про
дукции, в первую очередь, отражается на
показателях сырья, поставляемого из
нефтяных, газоконденсатных или газовых
месторождений на ГПЗ. К примеру, из
газоконденсатного мсс-

торождения
(ГКМ) на ГПЗ в качестве сырья подаются
нестабильный конденсат и отсепарированный
газ. Со снижением пластового давления, а
также при изменении режима промысловых
установок изменяются составы
нестабильного конденсата и газа.
Практически эти изменения происходят
беспрерывно. Поэтому установление в ТУ
таких показателей» как температура начала
и конца кипения, плотность, давление
насыщенных паров, компонентный состав и
т.д., сделали бы соблюдение требований ТУ
невозможным.

Учитывая изложенное, в
ТУ на сырье, поставляемое из ГКМ на ГПЗ,
должны устанавливаться такие показатели,
как содержание в сырье механических
примесей, различных инги-биторов, воды и т.д.
Перечисленные показатели отражают
эффективность работы промыслового
оборудования, и, воздействуя на ряд
режимных показателей, возможно
поддерживать их на определенном
уровне.

2.2. НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ
УСТАНОВЛЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА
ГАЗА

Общие требования к качеству
товарных газов. Основная продукция
промысловых и заводских установок по
переработке газа — товарный газ,
используемый в качестве бытового и
промышленного топлива. Как правило,
потребители товарного газа находятся на
большом расстоянии от районов расположения
ГПЗ, Поэтому обеспечение бесперебойной
подачи газа к потребителям является
определяющим при разработке документов,
регламентирующих его качественные
показатели.

Наряду с этим от
показателей качества газа в значительной
степени зависят также капиталовложения на
установки промысловой и заводской
обработки газа и эксплуатационные расходы
на них.

Как было указано выше, добыча
газа ведется в основном в регионах,
расположенных в холодной климатической
зоне. В то же время основные потребители
газа находятся в теплой климатической зоне.
Это обстоятельство обусловливает
серьезные требования к качеству
газа.

Надежность эксплуатации
газотранспортных систем, составной частью
которого является УКПГ, выдвигает
определенные требования к процессам
подготовки газов к транспорту. Основное из
них — установление точек росы газа по воде и
углеводородам, обеспечивающих
бесперебойную работу ГТС с высокими
технико-экономическими показателями.
(Необходи-

где д_и
д₇д_п — массовые доли
компонентов в смеси, %.

Плотность
смеси р_см (в кг/см³) определяют,
пользуясь средней молекулярной массой по
формуле

р_см = MJ
22,41.

Относительную плотность
смеси находят по формуле Асм = Рсм/Р_в =
Рсм/1-293,

где р_гм и р_в —
плотности смеси и воздуха соответственно
при 273 К и 0,1013 МПа.

1.3.3.
ПАРЦИАЛЬНОЕ ДАВЛЕНИЕ И ПАРЦИАЛЬНЫЙ ОБЪЕМ
СМЕСИ ИДЕАЛЬНЫХ ГАЗОВ

Смеси
идеальных газов характеризуются
аддитивностью парциальных давлений и
объемов. Это означает, что каждый газ в
смеси идеальных ведет себя так, как если бы
он в данном объеме был
один.

Парциальное давление
компонента газовой смеси представляет
собой то давление, которое он оказывает при
удалении из объема, занимаемого смесью,
остальных компонентов при неизменных
первоначальных объеме и
температуре.

Под парциальным
объемом понимается объем, который имел бы
данный компонент смеси газов, если бы из нее
были удалены остальные компоненты при
условии сохранения первоначального
давления и
температуры.

Аддитивность
парциальных давлений выражается законом
Дальтона

Р = Zp_lt
(1.34)

где р    —
   общее    давление смеси
газов; р,    — парциальное
дав

ление /-го компонента в
смеси,

Pi/P = n,/N = у-,
(1.35)

или

Р, = у,р,
(1.36)

где п,    —
   число    молей
   /-го компонента в    смеси;
N — общее

число
молей смеси; у, = п,-
/N — молярная доля /-го
компо

нента в
смеси.

Парциальное давление
компонента в смеси идеальных газов равно
произведению его молярной доли в смеси
у_; на общее давление смеси газов
р.

Аддитивность парциальных
объемов компонентов газовой г меси
выражается законом Амага

V =
(1.37)

|де V — общий
объем смеси; v, — парциальный объем i-ro
компонента в смеси

v_i/V = n_i/N
= y_l
(1.38)

или

V, = у у,
(1.39)

ы к как парциальный
объем компонента в смеси идеальных
(«зов равен произведению его
молярной доли в смеси у, на чЛщий объем
смеси газов V.

1.3.4.
ВЯЗКОСТЬ ГАЗОВ

Вязкостью называется
свойство газов сопротивляться | ‘М.жению или
сдвигу одной из части относительно другой.
Количественно вязкость характеризуется
коэффициентом динамической вязкости |х.
Вязкость углеводородных газов
зави-

• III от температуры и
давления. Коэффициент динамической мм
(кости газа при различных давлениях и
температурах необ-« >лимо знать для разных
расчетов при движении газа в пла-14 г,
скважине, поверхностных газопроводах и
оборудовании, .1 ыкже в процессах
теплопередачи, сепарации газа и
нефти,

¦ in тки газа от твердой
взвести и др.

I !о закону Ньютона сила
внутреннего трения, возникаю-‘4.111 при
перемещении одного слоя жидкости или газа
отно-I ии льно другого, прямо
пропорциональна градиенту относи-| м.ной
скорости перемещения и площади
соприкосновения них
слоев.

1«кон Ньютона
математически записывается
так:

F = jiS{dw/dx),
(1.40)

¦ и коэффициент
динамической вязкости Па • С; S — ил
ц«дь параллельно перемещающихся слоев,
м²; dw/dx —

• pa viiiMiT
скорости в направлении, перпендикулярном
плоско-11и I ^прикосновения слоев, W
— м/с и х — м.

111 ш
расчетах часто применяют коэффициент
кинематиче-

• • и вязкости v
(в м²/с), который равен коэффициенту
дина-м|пп кой вязкости, деленному на
плотность газа р в рабочих г Линиях:

V =
ц/р. (1.41)

		Е	F •	10*
Компонент	М	г° /* ¹	с_р.	^СР’
		ккал	ккал	ккал	ккал
9		кг/°С	кмоль/°С	кг/°С	кмоль/°С
Метан	16,04	0	0	13,9778	224,203
Этан	30,07	0	0	14,9416	449,293
Пропан	44,09	0	0	15,8422	698,483
Бутан	58,12	0	0	15,7191	913,595
Изобутан	—	0	0	16,2779	946,072
Пентан	72,15	0	0	15,7071	1133,26
Изопентан	—	0	0	15,9642	1151,82
Гексан	86,18	0	0	15,7782	1359,77
Гептан	100,20	0	0	15,7734	1580,49
Октан	114,22	0	0	15,7864	1803,12
Нонан	128,26	0	0	15,7605	2021,45
Лекан	142,29	0	0	15,7618	2242,70
Кислород	32,00	0	0	5,16411	165,25152
Водород >	2,02	0	0	78,907122	158,07675
Вода	18,02	0	0	9,58901	172,7556
Гелий	4,00	1,24	4,96	0	0
Аргон	39,95	0,12437	4,9686	0	0
Криптон	8380	0,0594-	4,9777	0	0
Хлористый водо	36,46	0,177044	6,45591	0,345655	12,9325
род
Сероводород	64.86	0	0	4,56145	292,23385
Двуокись серы	34.08	0	0	5,82291	198,683
Азот	28,01	0	0	5,193740	145,5280
Двуокись угле	44,01	0	0	6,14927	270,636
рода
Окись углерода	28,01	0	0	5,27029	147,626

кость Ср будет также
выражена в ккал/кмоль-°С. Если для
последующих расчетов необходимо иметь
С_р в ккал/кг-°С, следует
полученную величину разделить на
молекулярную массу газа, определяемую по
формуле

М = ?
^Xi^Mi>
(II-35)

1=1

где Mi —
масса киломоля i-ro компонента, кг/кмоль;
Xi — мольная доля i-го компонента,
доли единицы.

Пример. Определить
С_ при р =1 0
кгс/см² и t = 137 °С для газа
следующего со

става: СН₄ — 97,7;
С*Н* — 3.04; QH* — 1,05; С₄Н₁₀ — 0,72;
С₆Ни — 0,17; СО, — 0.72: N_a — 0,61 об.
%.

Определяем по рнс. 11.13 или по
формуле (11.34) для каждого компонента при
t = 137 °С.

Находим g. для
каждого компонента ло формуле (II.
1).

По формуле (11.33) вычисляем
Ср_см = 10,825 ккал/’кмоль-°С
Распет Ср _см приведен в табл.
11.16.

Определяем р_кр, 7_кр
(расчет приведен в табл.
11.16).

Рассчитываем приведенные
параметры

РмР = 150,0/47,38 =3,16; Гпр
<273+ 137)/200 = 2,05.

— а. 1 о-³	н •	10^s	ЛГ-10
	^С°Р•	Ср,		^СР’
ккал	ккал	ккал	ккал	ккал	ккал
кг/“С	кмоль/°С	кг/°С	кмоль/°С	кг/°С	кмоль/°С
3,63405 6,12969 7,82632 7,92549 8,78718 — 8,07657 8,28487 . 8,30555 8,38146 8,47111 8,47869 -8,52149 3,93096 70,346688 6,64028 0 0 0 0,134478	58,2901 184,320 345,062 460,630 504,899 582,725 597,754 715,772 839,822 967,569 1087,48 — 1212,50 125,79072 141,81931 119,63128 0 0 0 1,63292	—0,70404 8,5988 14,8790 15,3555 18,1292 15,9910 16,6134 16,9376 7,60467 17,6414 17,6840 17,8629 10,8545 224,910 18,9227 0 0 0 0,0122594	—11,2928 258,565 656,015 892,491 1053.67 1153,75 1198.66 1459.68 661,774 2515,00 2268,15 2541.66 347,343 454,319 340,988 0 0 0 0,459225	4,43679 0,798489 —0,186794 0,0009222 —0,40259 —0,02678 —0,36553 —0,109444 —0,120294 —0,134128 —0,124772 —0,131244 2,87836 47,940622 6,30786 0 0 0 0,07491	71,1661 24,0090 —8,23567 0,0535982 —23,3985 —1,93242 —26,3732 —9,43192 — 12,0535 — 15,3201 — 16,0033 — 18,6744 92,10755 96,8406 143,7332 0 0 0 2,73161
3,09804 3,98313 3,852420 4,64030	236,91798 135,745 107,9448 204,224	10,49818 10,9436 10,7919 12,7996	672,513 372,958 302,280 563,323	1,22039 2,79027 3,685390 1,65387	78,24764 95.0917 103,24662 72,7885
3,86785	108,3342	10,6507	298,337	3,62987	101,676

По
рис.11.14 для полученных значений р_п^ н
7*_Пр находим AC_f) = 1,6
ккал/кмоль* °С По формуле (11.32) рассчитываем
С^

С_р = 10,825 4- 1»5 = 12,425
ккал/кмоль-°С.

Для получения
С^ в ккал/кг-°С делим полученную
величину на массу киломоля М =
17,431

Ср = 12,425/17_;431 =0,713
ккал/кг-°С.

II. Определение величины
ДС_Р с учетом третьего параметра
проводится
по

формуле

ДС_Р=^-(ДС^+_ШДС<‘’),
(11.36)

где R = 1,986
ккал/кмоль-°С; М — масса кнломоля,
кг/кмоль; ДС^⁰‘,
ДС⁽_р^х) —
безразмерные функции, представленные на
рис. 11.15 и 11.16 в зависимости от приведенных
давления и температуры для значений
р_пр от 0,3 до 4 и 7_пр от
0,8

до 2.

Для расчета по формуле
(11.36) величины М, <а,
р_пр, Г_пг> должны быть
рассчитаны по составу газа соответственно
по формулам (11.35), (II.18), (11.12),
(11.15).

мость в более глубокой
переработке газа должна определяться на
основании технико-экономических расчетов с
учетом эффективности использования
ресурсов газа в различных отраслях
народного хозяйства.)

Вопросы,
связанные с определением точек росы газа,
обеспечивающих надежность работы
магистральных газопроводов, были предметом
исследований многих ученых [2-23]. Внедрение
результатов работ указанных авторов в
практику позволило сформулировать ряд
общих требований к технологии обработки
газа. Эти требования учитывают режим
эксплуатации МГ, эффективность работы
технологических установок и их
оборудования, ретроградную конденсацию
тяжелых углеводородов, а также возможность
образования конденсационного гликоля в
ГТС.

Качественные показатели газов,
подаваемых в МГ, определяются в
соответствии с ОСТ 51.40-83, ОСТ 51.40-93 и
техническими условиями, разработанными на
их основе (табл. 2.1).

Качественные
показатели товарных газов, приведенные в
табл. 2.1, условно можно разделить на три
группы (необходимо иметь в виду, что ряд
показателей одновременно может относиться
как к одной, так и к другой группе).

К
первой группе можно отнести точки росы по
воде и углеводородам, а также массу
механических примесей и труднолетучих
жидкостей в газе. Основным принципом
установления этих показателей является
обеспечение бесперебойной подачи газа
потребителям при высокой гидравлической
эффективности работы
газопроводов.

Показатели второй
группы характеризуют потребительские
свойства газа. К ним можно отнести теплоту
сгорания газа и содержание сернистых
соединений в нем. Теплота сгорания газа
наряду с КПД горелочных устройств является
основным показателем, характеризующим
удельный расход газа. Практически
природные газы всех ныне эксплуатируемых
месторождений по этому показателю
выдерживают требования ОСТа. При
определенном суммарном содержании в газе
азота и диоксида углерода теплота сгорания
газов станет ниже ОСТовского показателя.
Такие газы должны подаваться потребителям
в смеси с газами с более высокими
значениями теплоты сгорания с тем, чтобы
соблюсти требования ОСТа. Теплота сгорания
для газовых смесей может определяться с
применением правила
аддитивности.

Концентрация
сернистых соединений в газе влияет на
интенсивность коррозии металла
трубопроводов и, следовательно, на срок их
службы. Кроме того, низкие значения этого
по-

Показатели ОСТ 51.40-93 на горючие
газы, поставляемые н транспортируемые по
магистральным газопроводам

с холодным
климатом

с умеренным
климатом

-20

-10

-5

-3

Точка росы по влаге, °С, не
выше

Точка росы по углеводородам,
“С, не выше Температура газа,
°С

Масса сероводорода,
г/м³, не более

Масса
меркаптамовой серы, г/м³, не
более

Объемная доля кислорода, %, не
более

Теплота сгорания низшая,
мкДж/м³, при 20 м и 101,325 кПа, не
менее

Масса механических примесей и
труднолетучих жидкостей

0,007	0,007	0,007	0,007
(0,02)	(0,02)	(0,02)	(0,02)
0,016	0,016	0,016	0,016
(0,036)	(0,036)	(0,036)	(0,036)
0,5	0,5	1,0	1.0
32,5	32,5	32,5	32,5

Условия
оговариваются в соглашениях на поставку
газа с ПХГ, ГПЗ и промыслов

Температура газа в самом
газопроводе устанавливается
проектом

-10

-5

Примечания. 1. Допускается
поставка а отдельные газопроводы газа с
более высоким содержанием сероводорода и
меркаптанов по согласованным в
установленном порядке техническим
условиям, 2. Климатические районы даны по
ГОСТ 16350 3. Величины, заключенные
в скобках в нп. 4 и 5,
действительны до 01.01.97. 4. Для месторождений ,
введенных в эксплуатацию до 1983 г.,
показатели точки росы ло влаге и
углеводородам устанавливаются в
технических условиях, разрабатываемых ГЛ и
согласованных с ОАО «Газпром”. 4. Для
газов, в которых содержание С_5тВ не
превышает 1,0 г/м¹, точка росы по
углеводородам не
нормируется.

казателя необходимы
для снижения вредного воздействия
продуктов сгорания газа на организм
человека.

При использовании газа в
качестве химического сырья могут
устанавливаться более низкие значения
сернистых соединений в
газе.

Объемная доля кислорода в газе
~ основной показатель, характеризующий
безопасность потребления. При определенных
концентрациях кислорода в газе образуется
взрывоопасная смесь, что недопустимо.
Практически нет ни одного месторождения
природного газа, где содержание кислорода
было бы близко к величине,
регламентированной ОСТом.

На
безопасную эксплуатацию ГТС влияют также
точка росы газа и содержание механических
примесей и труднолетучих жидкостей, так как
при их определенных значениях в системе
могут произойти аварии. То же касается и
сернистых соединений. Как было указано
выше, при определенных кон-

273
   323    373    423
   473    523
   573

Температура,
К

Рис. 1.6. Зависимость коэффициента
динамической вязкости метана
от

давления и температуры

— Г =
255.2

255

Рис.
1.7. Зависимость коэффициента динамической
вязкости смеси природных газов различной
относительной плотности Д_см по
воздуху от давления и температуры. Д
:

а — 0 6; б — 0.7; в —
0,8; г — 0,9; д — 1

0
10 20 30
40

Дарение,
МП»

Давление, МПа

I’m . 1.8.
Зависимость коэффициента динамической
вяз-иIх (и азота от давления и
температуры

Коэффициент
динамической вязкости природных газов
можно рассчитать по приведенным
параметрам.

Давление,
МПа

11ри содержании в
природном газе азота более 5 % (по

•
•I ьсму) следует учитывать его
влияние на вязкость газа по правилу
аддитивности:

Нем = УаД_а + (1 — Уа)
Иу.

I дг у„ — молярная доля азота в
составе смеси; (i_d и — коэффициенты
динамической вязкости азота и
углеводородной •пи ги смеси
газов.

На рис. 1.6—1.8 приведены
зависимости коэффициентов и мимической
вязкости метана, природных газов
различной

• иск ительной плотности
по воздуху и азота соответственно mi
давления и температуры.

1.3.5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИЗОБАРНОЙ
ТЕПЛОЕМКОСТИ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Удельной
теплоемкостью называется количество
теплоты,

• трое необходимо
подвести к единице массы вещества,

111
ifn.i изменить его температуру на 1°. Для
газов различают и тГмрную С_Р и
изохорную С_г удельные
теплоемкости.

II юбарная молярная
теплоемкость идеальных газов О, займ ¦ п I от
температуры.

11 лобарная молярная
теплоемкость смесей идеальных газов
‘гргдрляется по правилу
аддитивности

Срс* = X y.Cpi.
кДж/(кмоль — К), (1.42)

/ш!

I
дг у, молярная доля г-го
компонента в смеси; c_pi —
изо-

• < tpiKiM молярная
теплоемкость f-го компонента.

Ни
«барная молярная теплоемкость реальных
природных

1.П1 >1« мвисит от
давления и температуры:

Пример
расчета теплоемкости природного газа

Со став газа	^хс об. %	*С°_pi*		Hi	*C°ptZi*	^Mi^xl	Ркр i	Ркр*I^хС*	^гкр 1	! к р i i	0)_?—	^ai^xl
СН₄	93.70	9.5	16,0)2	0, 8620	8,189	15,03	46,95	43,99	190,55	178,54	0,0101	0.0097
с_гн,	3,04	15,0	30.068	0,0524	0,786	0.914	49,76	1,51	305.4 3	9,28	0,0986	0,0029
с,н.	1,05	24,0	44,094	0.0265	0,636	0,463	43.33	0,45	369.82	3,88	0.1524	0,0016
с_ч М,0	0,71	30,0	58.120	0,0236	0.708	0,4 13	36,71	0.27	425,6	3.02	0.2010	0,0014
С. Нц	0, 17	38,0	72,151	0,0070	0,266	0,123	34,48	0,06	469,65	0,80	0.2539	0,0004
СОц	0.72	9.5	44,01 1	0,0181	0.172	0,317	75,27	0,54	304,20	2,19	0,2310	0,0016
H»S	0,61	7,0	28,016 <	0,0097	0.008	0.171	91.35	0,56	373,60	2,28	0,1000	0,0000
	100,00		^СР	= 10,825;	*М —* 17,431; Рпр.кр	= 47,38;	^Гт]р.кр — 200,0; ш —	0,0182.

центрациях
сернистые соединения могут усиливать
коррозию в системе, особенно при наличии в
ней капельной влаги.

Следует отметить,
что соблюдение показателей ОСТ 51.40-93 не
всегда обеспечивает транспортирование
газа в однофазном состоянии. Этот тезис
подтверждается опытом эксплуатации
головных КС всех северных месторождений:
при ОСТов-ских значениях точки росы газа во
входных сепараторах линейных КС из газа
выделяется жидкая фаза, в состав которой в
той или иной степени входят вода, метанол,
гликоль, углеводороды, а в ряде случаев в
микроколичествах и другие ингибиторы и
механические примеси. Причины этого
явления подробно рассмотрены в
исследованиях [3-17, 19-23].

Ниже приводятся
полученные на основе обобщения результатов
указанных исследований общие принципы
установления точек росы газа но воде и
углеводородам, обеспечивающих
бесперебойную транспортировку газа с
высокой гидравлической характеристикой
магистральных
газопроводов.

Рекомендуемая концепция
по определению точек росы газа включает в
себя учет влияния снижения давления и
температуры газа при его транспортировке
на равновесное содержание паров воды,
гликоля и метанола в газе и ретроградную
конденсацию тяжелых углеводородов. Кроме
того, в ряде случаев допускается наличие в
МГ минимального количества жидкой фазы при
условии, что температура ее застывания
будет значительно ниже наинизшей
температуры в системе. Кроме того, профиль
трассы и скорость газа должны обеспечить
вы-нос жидкой фазы, т.е. исключить ее
накопление на отдельных участках
газопроводов. Во всех случаях имеется в
виду, что жидкая фаза не должна
образовывать гидраты с транспортируемым
газом.

Таким образом, определяющим
фактором, обусловливающим выбор точек росы
газа по воде и углеводородам, является
режим эксплуатации газопровода, который
должен обеспечить бесперебойную подачу
газа потребителям при минимальных
гидравлических потерях. В связи с этим,
прежде чем изложить основные концепции
установления качественных показателей
газа, необходимо рассмотреть режим
эксплуатации МГ.

Точка росы по влаге.
Известно, что на практике глубина
извлечения паров воды из газа
характеризуется точкой росы по влаге. При
этом данный термин используется во всех
случаях независимо от способа обработки
газа (адсорбция, низкотемпературная
конденсация, абсорбция и т.д.).

Выше была
отмечена некоторая условность понятия
точки

росы газа по воде в тех случаях,
когда газ обрабатывается с применением
жидких реагентов. При этом абсолютная точка
росы газа не может быть ниже температуры
контакта. Фиксированные в ОСТах точки росы
газа по влаге, строго говоря, указывают на
равновесное влагосодержание газа при
заданной температуре, именуемой точкой
росы по влаге.

Известно, что основной
объем газов сеноманских залежей к
транспорту подготавливается с применением
абсорбционных способов осушки газа. В этих
процессах в качестве абсорбента
применяются высококонцентрированные
водные растворы ДЭГа и ТЭГа.

На УКПГ в
составе северных месторождений
предусматривается осушка газа до точки
росы -10 и -20 °С соответственно в летний и
зимний периоды года. Ранее было показано,
что это на 5-10 °С ниже, чем требуется по
режиму эксплуатации магистральных
газопроводов, берущих начало из
месторождений Крайнего Севера [3, 4, 8-11].
Несмотря на это, при транспортировании газа
с указанными точками росы не
обеспечивается сухой режим эксплуатации
газопроводов. Это объясняется как уносом
гликоля с газом в капельном виде, так и
изменением давления и температуры в
магистральном газопроводе.

Точка росы
по углеводородам. Согласно ОСТу, точка росы
газа по углеводородам для северных
месторождений (холодная климатическая
зона) принята -5 и -10 *С в летний и зимний
периоды года соответственно.

Рассмотрим
состояние смеси при транспортировании
газов с такими качественными показателями.
Для проработки этого вопроса проведены
исследования с использованием газов
различных составов. В табл. 2.2 они указаны
под номерами 1-3. В последующих графах этой
же таблицы приводятся составы газов,
прошедших технологическую обработку до
точки росы по углеводородам -10 ‘С при
давлении 7,5 МПа. При этом под номерами 1а, 2а и
За приведены составы товарных газов,
полученных после обработки газа под
номерами 1, 2 и 3 соответственно.

Задавая
температуру газов к концу линейного
участка газопровода от ~5 до -10 °С, т.е. не
выше температуры точки росы по
углеводородам на выходе из установки, можно
определить фазовое состояние газов 1а, 2а и
За.

Согласно данным табл. 2.3 при
изменении параметров системы при
транспортировании в газопроводе может
образоваться до 0,94-4,73 г/м³ жидкой
углеводородной фазы (если допустить
охлаждение газа до температуры -10 “С). При
охлажде-

0,2095

0,01
   0,02    0,05    0,1
   0,2    0,5    1
   2    5
   10

Приведенное давление р
^

• Ч1ГОИ) / ⁴^вЛ V

0,0419

Рис. 1.9. Зависимость
изотермической поправки изобарной
теплоемкости Ас_р от
приведенных давления р_цр и температу
ры Г_пр

c_D =
C_n[t)+Ac_D(p,t),
(1.43)

где Ac_p(p,f) —
изотермическая поправка теплоемкости на
давление (рис. 1.9).

1.3.6.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ДЖОУЛЯ —
ТОМСОНА

Дросселирование — расширение
газа при прохождении через дроссель —
местное гидравлическое сопротивление
|вентиль. кран, сужение трубопровода и т.д.),
сопровождающееся изменением температуры.
Дросселирование — термодинамический
процесс, характеризующийся постоянством
эн-ыльпии (/-const).

В процессе
дросселирования реального природного газа
при его движении через штуцер, задвижку,
регулятор давления, клапан-отсекатель
уменьшается температура газа.

f
(Рпр> ^пр )

0,1
OJ OJ 0,40,50,60,81,0

2,0

3,0 5,0
р_пр47

I’m» 1.10.
Зависи-

…….. ПР. р- TJ
от

i«inuir денных абсо-«ин ных
давления р_ир н импературы
/_ор

Рис.
11.16. График для определения поправочной
функции
ЛС^¹

СП

Пример.
Рассчитать ДС^ по трем параметрам для
исходных данных предыдущего примера при
р = 150 кгс/см² и Т = 400
К-

Расчет Р_пр-кр.
^г_пр. кр’ ^М • “
^пР^ивеД^{е11 в табл}—
^п—¹⁶—

По полученным
Р_пр-кр н Г_{пр кр} определяем
р_пр = 3.16 и Г_пр = 2.

Для
получения />_Пр. Т_пр
определяем по рис. II. 16 и II. 16

ДС<,⁰⁾ =0,87; ДС’р¹*
=9,12.

По формуле (IE.36) рассчитываем
&С_р

ДСр =
4гт|г (0,87 4-0,12-0,0812) = 0,0948 ккал/кг °С.

1 / у ТчЗ
1

Если полученную величину перевести в
ккал/кмсль*^пС,
получим

АС_Р =0,0948-17,431 = 1,05
ккал/кмоль °С.

Рассчитанная по двум
параметрам в предыдущем примере эта
величина составила 1,6
ккал/кмоль«°С.

Таким образом, расчет
го двум параметрам привел к
погрешности

(1,65-1,6)

100 = 3,12%.

1,65

При неизвестном
компонентном составе и для приближенных
расчетов при заданных давлении и
температуре теплоемкость газа
определяется по графикам, представленным
на рис. 11.17 для различных относительных
плотностей.

		$
	*//уф*	*‘бб* С 77
А		*^88*


	*!///ф*	’54 Л6 ¦?77
		88

Ср^кнал/нг- °С

1,0

0,8

0,6

160 р,кгс/с м^с

160 р_}кгс/см
0

О 0
с

. Ср,ккшг/кг-°С

Рис.
11.17. Теплоемкость природного газа в
зависимости от давления и
температуры.

а — р = 0.6; 6 —
р = 0.65; в — р = 0,70

Таблица
2.2

Молярные составы газов, принятых
для исследований

Компо	Исходные газы	Товарные газы
ненты	1	2	3	1а	2а	За
^с,	87,06	87,00	88,15	91,6313	91,786	90,998
С₂	5,36	5,23	5,53	4,9289	4,7857	0,2365
С₃	2,7	2,13	2,56	1,8953	1,5397	0,0853
С,	1,4	0,99	1,08	0,5044	0,4686	0,6584
С-,	0,60	1,50	1,10	0,1939	0,3903	0,4110
С_в	0,8	0,60	0,40	0,0561	0,0674	0,0751
С,	0,35	0,50	0,30	0,0196	0,0268	0,0287
с«	0,1	0,40	0,20	0,0053	0,0065	0,0061
с.	0,30	0,30	0,10	0,0022	0,0021	0,0013
Сю	1,13	0,48	0,10	1,0035	0,0014	0,0013
	0,51	0,67	0,38	0,5501	0,7260	0,3989
COj	0,21	0,20	0,10	0,2095	0,1994	0,0998
С₅„ Г/м³	148,6	150,5	80,4	19,23	15,73	16,58

Таблица 2.3

Количество
жидкой фазы в МГ (в пересчете на 100 киломоль
газа) в зависимости от температуры

7, “С	Состав газа
	1а	2а	За
	кг	г/M^J	кг	г/м³	кг	г/м¹
-10	2,26	0,94	5,09	2,12	11,35	4,73
~5	1,15	0,48	1,68	0.70	3,22	1,34

нии газа до температуры -5 °С эти
цифры составят 0,48-1,34
г/м³.

Следует отметить, что в
условиях северных газопроводов такое
положение фактически не имеет места, что
объясняется как значительно более глубокой
обработкой газа, так и совместной
транспортировкой газов сеноманских и
валанжинских залежей.

Обращают на
себя внимание различия концентрации
С₅₊ в газах, имеющих одинаковую точку
росы по углеводородам. Следует отметить,
что на этот факт в той или иной форме было
обращено внимание в работах [25, 26]. Согласно
[26], газы с конденсатными факторами от 15 до 25
г/м³ имеют практически одинаковые
точки росы по углеводородам. Причиной тому
служит различие в фракционном составе этих
конденсатов.

Более подробно этот
вопрос исследован в работе [25]. Показано, что
при точке росы по углеводородам -25 °С
(р = = 8 МПа) содержание C_s+ в
газах может составлять от 3,2 до 18,3 г/м³.
Установлено, что один и тот же газ, проходя
различные ступени конденсации, при
итоговой общей точке

росы по
углеводородам (определяется идентичным
режимом конечной ступени конденсации и
эффективностью работы концевого
сепаратора) содержит различное количество
углеводородов С₅₊.

В целом
влияние давления на точку росы газа по воде
и углеводородам в общем виде выражено
кривыми, показанными на рис.
2.1.

Обработка газов, содержащих не
более 1 г/м³
конденсата.

Согласно ОСТ 51.40-93 для
газов, содержащих конденсата С₅₊ менее
1 г/м³, точка росы по углеводородам не
регламентируется. На наш взгляд, такая
формулировка ОСТа представляется весьма
удачной, так как выделение из этих газов
части конденсата представляет собой
сложную технологическую задачу, особенно
на месторождениях, где не требуется
охлаждения газа до минусовых температур
перед подачей в магистральные газопроводы.
Данное положение ОСТа позволяет при выборе
технологии подготовки газа вместо
концепции “сухого” газопровода
руководствоваться концепцией
экономической
целесообразности.

Основные
эксплуатируемые крупнейшие месторождения
Крайнего Севера (Медвежье, Уренгой, Ямбург)
относятся к

Рис. 2.1. Изменение
эквивалентной

точки росы газа по воде
(—) и

углеводородам (—) в зависимости от
давления

Q, тыс. МДж/100
моль

1,035

0,794

0,586

243

253

263

273

283

293

Г,
К

Рис. 1.11. Энтальпийная номограмма
для природного газа
Оренбургского

газоконденсатного
месторождения

0,377

Изменение температуры газов и
жидкостей при изоэнталь-пийном расширении
называется эффектом Джоуля — Томсона, а е,
часто называют коэффициентом Джоуля —
Томсона

е, =
W(p_ap,T„_p)/p^c_p.
(1.44)

Значение функции
/(р_цр, Т_пр) можно
определить по рис. 1.10.

Для реальных
природных газов коэффициент Джоуля —
Томсона можно выразить через коэффициент
сверхсжимаемости газа z:

дТ

(1.45)

е, = ——

^срР

где (dz/dT)_p можно
определить из уравнения состояния реальных
природных газов, например, из уравнения
состояния Пенга — Робинсона.

Если
(дг/дТ)_р > 0, е, > 0, то газ
в процессе дросселирования охлаждается.
При (dz/dT)„ < 0, е. < 0 газ
в процессе расширения нагревается. Если
(dz/dT)_p = 0, е, = 0, имеем точку
инверсии. В большинстве случаев газ в
процессе дросселирования охлаждается, а
жидкость нагревается.

Изменение
температуры газа (жидкости) в процессе
изоэнтальпийного расширения при
значительном перепаде давлений на дросселе
называется интегральным дроссель-эффектом.
Он может определяться по энтальпийным
номограммам, одна из которых изображена на
рис. 1.11.

1.3.7. ФАЗОВЫЕ
ПРЕВРАЩЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ

СИСТЕМ

Упругость
насыщенных паров

!!( ли над паром,
находящимся в емкости, повышать давле-ни*’,
то он сначала сжимается и через некоторое
время ста-«••нится
насыщенным.

11ри дальнейшем
повышении давления будет происходить м>
идснсация пара и вследствие этого
уменьшение его объема. 1‘»гд.1 весь
пар перейдет в жидкость, то при дальнейшем
по-нмшонии давления эта жидкость будет
сжиматься на такую и и* ножную величину, что
ею часто можно пренебречь. Слепи гельно,
повышение давления способствует
конденсации.

¹ нижение же
давления, наоборот, — испарению. Это —
» г ч м ые процессы.

I ‘.к:смотрим
диаграмму фазовых состояний одного
вещест-ш» (см. рис. 1.3). Здесь АВ
— граница твердого состояния
и

• и|>«1 (линия
сублимации); BD — граница
твердого и жидкого

…..ояний (линия
плавления); ВС — линия
жидкого и парооб-

I’.много состояний
(линия испарения); точка С — критиче-ti’.ix При
достижении температуры в этой точке
исчезает ч тица между жидким и газообразным
состояниями веще-

• I ii.t
Выше такой температуры вещество
представляет собой |.| I, который не
превращается в жидкость при любом
давлении.

И гочке В
(тройной) при строго определенных
параметрах

• .ииттвуют все
три фазы.

1! I диаграммы видно, что в
интервале ab, т.е. в области
нн’рдого состояния вещества, данному
давлению соответству-и > I ряд
значений температур и изменяющийся
удельный объ-I) интервале bd, т.е. в
области жидкой фазы, то же самое, и тчке
d, т.е. в зоне существования двух
фаз, может быть ш»бодно выбран только один
параметр. Между точками d и

• s
шествует одна паровая фаза. Начиная от
точки 1 и далее,

I ¦ нише
критической температуры, вещество
находится в пчюбразном состоянии. В крайней
точке С кривой ВС тем-нг|кггура
критическая, до которой возможно
существование

• и д
кой фазы данного вещества. Выше этой точки
существу-| голько чисто газовая фаза
данного вещества. Этой крити-

н’. кои
температуре соответствует определенное
критическое и«мч1ие р_кр.
являющееся вторичным параметром
критическо-|ц IIX гояния вещества.

И.8. ДРОССЕЛИРОВАНИЕ ГАЗА
КОЭФФИЦИЕНТ
ДЖОУЛЯ—ТОМСОНА

Отношение изменения
температуры газа в результате его
адиабатического расширения
(дросселирования) к изменению давления
называется дроссельным эффектом, или
эффектом Джоуля—Томсона. Адиабатическими
называются процессы, происходящие в
энергетически изолированной системе
материальных тел, т. е. без обмена теплотой
или работой между системой и окружающей
средой.

Изменение температуры при
снижении давления на I кгс/см²
называется коэффициентом
Джоуля—Томсона. Этот коэффициент
изменяется в широких пределах и может быть
положительным или отрицательным.

Рис.
11.18. Обобщенная функция Джоуля — Томсона в
зависимости от приведенных давления н
температуры

Коэффициент
Джоуля—Томсона для природных газов
определяется из выражения

= ~~^Тк/г°-~~ ¦
^(1|‘³⁷⁾

Ркр^р

где
С_р — изобарная теплоемкость,
ккал/кг-моль-^СС; / (D,)—функция,
определяемая по графику, представленному
на рис. 11.18 в зависимости от /7,_1р и
Г_пр, ккал/кг-моль-^:С. Величина
С_р определяется способами,
описанными в п. II.7, величины
р_пр и Т„р — в п.
11.3.

‘Ф

Пример. Определить
коэффициент Джоуля-Томсона при снижении
давления пт pt = 260 кгс/см² до
рз = 150 кгс/см² для газа, состав
которого приведен в табл. 11.16, с
начальной температурой 137 °С.

Одним
из способов, описанных в п. 11.7,
определяем теплоемкость газа
С_р для

^рср
⁼ (^Р1 + Р₂У^{2 = (26}° +
¹⁵⁰⁾/^{2 = 205 кгс}/см^{2 и} * = 137 °С.
Получаем С_р = = 12,76
ккал/кмоль-^сС.

Определяем ^пр
¹¹ ^пр

р_п? =205/47,38 = 4,33;
Т_пр =410/200 =2,05.

По рис.
11.18 для полученных р_пр и Г_пр
находим f = 0,35.

По формуле
СИ-37)

²⁰⁰
.0,35

47,38 12,76

D₍. =
-= 0,116.

Для
оценки изменения температуры газа при его
дросселировании можно использовать
графики, представленные на рис. 11.19.

Рис.
11.19. Номограмма для определения
интегрального дроссель-эффекта
метана

Чтобы определить температуру
газа после дросселирования, находят точку с
координатами, соответствующими начальным
давлению p_v и температуре
t_y {до дросселирования), затем
эту точку перемещают параллельно ближайшей
линии до конечного давления
р_г (после дросселирования и
определяют на шкале

категории
месторождений, газы которых содержат менее
1 г/м³ конденсата. То же касается и
крупнейшего месторождения полуострова
Ямал — Бованенковского, где содержание
углеводородов С₅₊ в газах отдельных
пластов колеблется от 0,3 до 0,9 г/м³. Для
определения влияния наличия в газе
углеводородов С₅₊ в количестве до 1
г/м^э были проведены теоретические
исследования с использованием газов
различного состава (табл. 2.4). Газы составов
1-3 близки к газам отдельных пластов
Бованенковского
месторождения.

Рассмотрим возможность
образования жидкости в МГ при обработке
газа двумя способами: абсорбционной
осушкой с использованием ДЭГа (первый
вариант) и абсорбционной осушкой с
последующим охлаждением газа до -2 «С
(второй вариант). В обоих вариантах принято,
что газы осушаются до точки росы по влаге -20
°С при давлении 7,5 МПа, т.е. газы отвечают
требованиям ОСТ 51.40-93.

Принимая давление
перед линейной КС 5,4 МПа и температуру от -5
до -20 °С, определяют возможность
образования жидкой фазы в газотранспортной
системе при обработке газа по первому и
второму вариантам. Относительно первого
варианта результаты расчетов приведены в
табл. 2.5, где темпера-тура в системе перед
линейной КС обозначена как
Г_к.

Согласно данным табл. 2.5
количество жидкой фазы в МГ может составить
от 0,11 до 0,35 г/м³, из них порядка 1 г/1000
м³ приходится на долю раствора
ДЭГа.

Таб л и ца 2.4

Составы товарных га
job, % (мол.)

Компонент		Состав
	I	2	3
N,	0,4300	0,4300	0,43
*Сб_г*	*иь.зьы)*	96,3621	96,3601
0,2200	0,2200	0,2200
С₂	2,8900	2,8900	2,89
	0,0500	0,0500	0,0500
	0,0300	0,0300	0,0300
с, С_ь	0,0010	0,0040	0,0040
0,0031	0,0031	0,0034
^7	0,0030	0,0030	0,0032
С₈	0,0028	0,0028	0,0030
С,	0,0020	0,0020	0,0024
С,0	0,0009	0,0010	0,0012
Фр. 469	0,0005	0,0008	0,0010
Фр. 508	0,0002	0,0006	0,0008
Фр. 526	0,0002	0,0002	0,0003
Фр. 541	0,0002	0,0002	0,0003
Фр. 563	0,0001	0,0002	0,0003
C_s+, г/м³	0,654	0,808	0,925

Возможность образования жидкой
(углеводородной) фазы в зависимости от
температуры при обработке газа по первому
варианту

j _t ‘с 1 ‘
Состав

_j 1    [
   2    |
   ~~3

Количество
углеводородной жидкости, г/см³

-5	0,106	0,187	0,273
-to	0,129	0,208	0,298
-15	0,145	0,233	0,322
-20	0,164	0,251	0,348

Количество жидкой
фазы в системе, г/м³, при обработке
газа по второму варианту в зависимости от
температуры

Г„, ^вС	Состав
1	2	3
-5	0,079	0,077	0,081
-10	0,081	0,092	0,096
-15	0,107	0,106	0,112
-20	0,123	0,122	0,132

В
табл. 2.6 приведены данные, характеризующие
возможность образования жидкой фазы в
газопроводе при подготовке газа к
транспорту по второму варианту
(абсорбционная осушка + охлаждение до
температуры -2 ”С).

Согласно
данным табл. 2.6 во втором варианте также не
обеспечивается так называемый сухой режим
эксплуатации газопровода, что объясняется
снижением давления и температуры газа при
его транспортировании. Количество
образовавшейся жидкой фазы в зависимости
от уровня охлаждения может составить от 0,08
до 0,13 г/м³, что в несколько раз меньше,
чем при обработке газа по первому
варианту.

Высокие скорости потока в
МГ могут обеспечить вынос жидкости с газом,
если газопровод имеет ровный профиль, т.е.
исключена возможность образования в нем
так называемых застойных зон. Как было
сказано выше, полное отделение жидкой фазы
во входных сепараторах линейной КС (первой
по пути газа) позволит исключить
образование жидкой фазы на последующих
участках газопровода.

В целом во
втором случае влияние наличия жидкой фазы
на гидравлическую эффективность работы МГ
будет таким же, как в первом случае, когда
газ не подвергается предварительному
охлаждению. Следовательно, в тех случаях,
когда глубина обработки газа не
обеспечивает его транспортирование в
однофазном состоянии, основным фактором,
определяющим эффективность работы ГТС,
станет не глубина извлечения компонентов
из газа, а профиль трассы МГ. Таким образом,
вопрос об извлечении из газа столь
незначительного количества конденсата
может трансформироваться в проблему выбора
трассы головного участка
МГ.

Труднолетучие жидкости в газе. В
ОСТ 51.40-93 введен

Вертикальная линия
СК, соответствующая критической
температуре t_Kp, является
границей перехода вещества из одного
состояния в другое; линия КС —
скачкообразного Перехода из жидкого
состояния в газообразное; точка С — точка
перехода из парообразного состояния в
газообразное (см. рис. 1.3).

При
условиях, близких к f_Kp, сглаживается
разница в физических свойствах жидкости и
пара, исчезающая при критической
температуре.

Насыщенный пар
представляет собой двухфазную систему —
смесь жидкости и пара с граничными
условиями х = О и х = 1, где
х — паросодержание смеси. Состояние
насыщенного пара вполне определяется
давлением (или температурой) и
паросодержанием.

На рис. 1.12.
приведены кривые упругости паров
углеводородов.

На рис. 1.13, а
изображены зависимости объема жидкого и
парообразного пропана от давления при
заданной темпера-

Температура,
К

Рис. 1.12. Кривые упругости насыщенных
паров чистых углеводородов:

1 —
метан; 2 — этан; 3 — пропан;
4 — изабутан; 5 — бутан; 6 —
изопентан; 7 — пентан; 8 — изогексан;
9 — гексан; 10 — изогептан;
11 —гептан; 12 — октан;
13 — нонан; 14 — декан

6,0

4.0

2.0

„
ho § 0,6 ? ⁰>⁴§
0,02 | 0,10

? 0,06
0,04

0,02

0,4

V,m3
   2    73    289
   293    303    313
   Т,    К

2,0

1,6

0,8

Гиг.
1.13. Зависимость давления от объема О и
температуры Ца) и кривая упругости
насыщенных паров (б). Температура
Т, К:

1 — 283; 2 — 293;
3 — 303; 4 — 313; 5 — 323

¦
уре. При сжатии от точки М до точки А
имеется перегре-ti.ui (ненасыщенный) пар, и
кривая в этом интервале имеет |
нперболическую форму. В точке А пар
становится Ш1< ыщенным, а при
дальнейшем изменении объема (участок WI) он
постепенно переходит в жидкость при
неизменном .тлении. В точке В
заканчивается переход пара в жидкость, Him
дальнейшем сжатии будет резко повышаться
давление при почти неизменном объеме.
Горизонтальный участок АВ
…..тветствует неизменности давления в
процессе конденсации паровой фазы в жидкую.
Значение этого давления назы-н.х тся
упругостью насыщенных паров природного
газа при it мпературе опыта и обозначается О.
Чем ближе температу-ро к критической, тем
короче этот горизонтальный участок. | I.i
основе полученных данных строят кривую
упругости паром, представляющую
зависимость давления от температуры hi
ипрения данной жидкости (см. рис. 1.13,
б).

Если углеводороды находятся в
смеси, то общее давление меси влияет на
упругость паров каждого компонента.
На-ьмодения показали, что упругость паров
компонента повы-нmi*гея с увеличением общего
давления. Это влияние мало при низких
давлениях (примерно до 1 МПа), а при высоких
у/шлениях упругость паров увеличивается. У
индивидуального , I мчюдорода упругость
паров есть функция только
темпера-

температур конечную
температуру /₂. Средний коэффициент
Джоуля—Томсона при этом процессе
определяется по формуле

О_ср = ~ ^
— ^ (Ц.38)

^Р Др
Р1—Р2

Пример.
Определить температуру газа после
дросселирования от 260 до 150 кгс/см* с
начальной температурой t_x = 120 °С.
Состав газа приведен в табл. 11.16.

На
рис. 11.20 проводим линию от точки с начальной
температурой 120 °С и давлением 260
кгс/см² параллельно ближайшей линии
до давления р₂ — 150 кгс/см².
Температура в этой точке равна 102
°С.

Средний коэффициент Джоуля
—Томсона

D_cp = (120 — 102)/(260 — 150)
=0,164 °С/(кгс/см^а).

11.9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УСЛОВИЙ
ГИДРАТООБРАЗОВАН ИЯ

Природный газ,
представляющий собой смесь различных
компонентов (метан, пропан, этан, изобутан,
азот, углекислый газ, сероводород и др.), в
соединении с водой при определенных
условиях образуют гидраты — твердые
кристаллические соединения. Образование
гидратов при соответствующих
условиях

Рис.
11.20. Принципиальная схема лабораторной
установки для изучения условий
гидратообразования.

/ — гидратная
камера; 2 — термостатирующая рубашка;
3 — ртутный термометр; 4 — термостат;
5 — термопара; 6 — потенциометр; 7
— электромагнитная мешалка: 8 —
телескопическая лупа; 9 — баллон с
исследуемым газом:

10 —
поджнмкп-пробоотборники: II — ручной
пресс; 12 — манифольд (распределитель)
высокого давления: 13 — газовый счетчик
барабанный

в призабойной зоне, в
стволе скважины и наземных коммуникациях
значительно осложняет процесс
исследования и эксплуатацию скважин.
Определения равновесных давления и
температуры (условий образования гидратов)
проводится несколькими методами.

1.
Наиболее точный метод определения условия
гидратообразования — экспериментальный,
реализуемый с помощью малогабаритного
оборудования в лабораториях и промысловых
условиях. Принципиальная схема установки
по определению условий гидратообразования
показана на рис. 11.20. Основной узел
установки — камера высокого давления,
изготовленная из оргстекла. Рабочие
условия таких камер позволяют исследовать
процесс образования гидратов при давлении
до 250 кгс/см⁸ и температуре от —30
°С до +50 °С. Объем такой камеры равен 40—90
см³. При давлениях, превышающих 250
кгс/см², камеру
следует

Помещать в защитный
металлический кожух со смотровым
отверстием в нем. В про* цессе изучения
условий гндратообразования камера
помещается в термостати-рующую рубашку, в
которой с помощью термостата (тип ТС-1в)
поддерживается нужная температура. Для
получения низких температур можно
использовать холодильный агрегат (тип
ВСР-0,35). Фазы перемешиваются при помощи
электромагнитной мешалки. Начало
образования гидратов определяется
визуально. Соответствующее давление в
камере создается в пробоотборниках с
помощью ручного пресса (тип МП-100) или насоса
(ИР-1). В настоящее время имеется необходимая
документация для изготовления опытных
образцов передвижной установки для
исследования процесса гидратообразования
и влияния ингибирования ПУИТ-1, пригодной в
полевых условиях.

2. Отсутствие
возможности, особенно на поисковых и
разведочных площадях, проведения таких
экспериментов — основная причина
разработки приближенных аналитических
зависиуостей для определения равновесных
условий гидратообразования на основе
анализа экспериментальных
данных.

Многочисленные
экспериментальные данные показывают, что
аналитическую зависимость
равновесной температуры
гидратообразования от давления
можно выразить
формулой

t_p~agp_v±b,
(11.39)

где а и
b — коэффициенты, определяемые по
экспериментальным данным для каждого
месторождения (табл. 11.17).

Таблица 11.17
Значения коэффициентов а и b
для различных месторождений

Местор ож де11 и е	Содержание метана, %	а	b
Уренгойское	98—99,6	19,9	—28,5
Медвежье	98—99,6	19,9	—28,5
Комсомольское	98—99,6	19,9	—28,5
Губкинское	98—99,6	19,9	—28,5
Мессояхское	98-99,6	19,9	—28,5
Надымское	98-99,6	19,9	—28.5
Вуктыльское	81,2	12,25	—8,2
Оренбургское	84,2	16,7	— 14,2
Уренгойское	86,7	14,7	—11,1
Зальцвсдель-Пекензеи	34,7	19,0	—3,3

Данные таблицы
показывают, что коэффициенты зависят и от
состава газа. Для давлений до 90
кгс/см² температуру
гндратообразования приближенно можно
оценить:

при положительных
-температурах

t_p
= 18,47 lg/?,,-5, (II.40)

lg
_Рр= 0,0541 (*_р + В);

при
отрицательных температурах

t_p = -58,5
lg_Рр + В,.
(II.41)

IgPp =0,0171 (Bj —
f_p),

где В и — коэффициенты,
определяемые по рис. II.21 в зависимости от
от-

ношения суммы
парциальных плотностей изучаемого газа V
*/_гр/г к сумме их
объ-

i=l

емных (в долях
единицы) концентраций в газе ^ дт,_г,
которое лучше характери-

i=i

новый
показатель: содержание труднолетучих
жидкостей в газе, подаваемом в МГ. Отметим,
что термин “труднолетучие жидкости” не
идентифицирован. Примером такой жидкости,
по нашему мнению, может служить гликоль,
уносимый из газа в капельном виде из
абсорберов установок осушки газа. Значение
этого показателя характеризует
эффективность работы сепарационных
элементов оборудования. К примеру, по
проекту для абсорберов установок осушки
газа этот показатель (капельный унос
гликоля) устанавливается не более 20 г/1000
м³. Унос гликоля может быть
регламентирован и в случае использования
его раствора в качестве ингибитора
ги-дратообразования на установках НТС. В
этом случае подогрев товарного газа в
рекуперативном теплообменнике полностью
не обеспечивает испарение капель гликоля,
уносимого с газом из низкотемпературного
сепаратора. Таким образом, можно
констатировать, что показатель “наличие в
газе труднолетучих жидкостей» является
четвертым случаем допущения в
транспортируемом газе жидкой
фазы.

Влияние утечек газа на
показатели ГТС. На практике имеет место
выброс газа из МГ в результате различных
неполадок. Этот процесс сопровождается
расширением газа до атмосферного давления
и снижением его
температуры.

Относительно
газопроводов, берущих свое начало из
районов Крайнего Севера, изменение
температуры и равновесной влагоемкости
газа при его изоэнтальпийном расширении
характеризуется кривыми, показанными на
рис. 2.2. Согласно этим данным при выбросах
газа в атмосферу он может охлаждаться до
температуры -40 “С и ниже.

С
использованием кривых рис. 2.2 можно
определить количество жидкой фазы в
системе при дросселировании газа во время
утечек. Это положение можно
проиллюстрировать следующим примером.
Предположим, что газ, имеющий точку росы по
влаге -20 °С при давлении 7,35 МПа, во время
утечек дросселируется до р = 4,1 МПа и при
этом охлаждается до температуры -2,8 “С. По
уравнениям (1.1) и (1.2) находим равновесное
влагосодержание расширенного газа:
Ь_р =

= 0,019
г/м³.

В этом случае количество
конденсационной влаги в системе составит
Дb = 0,026-0,019 = 0,007 г/м^э (здесь 0,026 —
равновесное влагосодержание газа с точкой
росы -20 «С).

Если бы осушенный газ
имел точки росы -10 °С, то избыток влаги в
системе составил 0,033 г/м³, что в
несколько раз больше, чем в предыдущем
варианте, Сопоставление приведенных на
кривых рис. 2.2 цифр с исходным
влагосодержанием

Рис. 2.2. Изменение
температуры и равновесной влагоемкости
газа при его дросселировании

осушенного
газа показывает, что независимо от глубины
осушки газа (до точки росы -10 или -20 °С)
дросселирование газа ниже определенного
давления приведет к образованию избытка
воды в системе, количество которой в первую
очередь будет зависеть от начальной
температуры системы. Следовательно,
глубина осушки газа до точки росы -10 или -20
“С практически не исключает проблем,
связанных с наличием жидкой фазы в системе
в аварийных ситуациях. Только
сверхглубокая осушка газа (до точки росы
-40…-60 °С) в условиях Крайнего Севера
исключила бы возможность образования в
системе избытка жидкой фазы. Такой глубокой
осушки газа можно достичь практически
только применением адсорбционных
процессов.

Проработки
ЮжНИИгипрогаза показывают, что в случае
осушки газа до точки росы -40 °С
капиталовложения на установки увеличились
бы более чем в два раза.

Здесь
уместно отметить, что понижение
температуры газа ниже, чем точка росы газа
по воде и углеводородам при
дросселировании до атмосферного давления,
характерно для других газопроводов, в том
числе берущих свое начало из южных
регионов.

Предъявлять требования к
глубине обработки газа с учетом его
расширения до атмосферного давления в
аварийных или

туры О = /(/). У
смеси углеводородов упругость паров
является функцией и температуры, и общего
давления, т.е. О = t(t, Рем)
•

Так как в данном случае имеются три
переменные — давление смеси, определяемое
ее составом, температура и упругость паров,
то введена так называемая константа
равновесия (коэффициент распределения),
представляющая собой отношение упругости
паров индивидуального углеводорода
О к давлению смеси р_см,
т.е.

* = 0/р_см,
(1.46)

где К —
константа равновесия.

На рис. 1.14
показана зависимость константы равновесия
н-бутана от давления при 290 К в
логарифмических координатах. При низких
давлениях зависимость константы
равновесия от давления почти прямолинейна,
так как упругость паров Q мало
изменяется. При высоких давлениях
увеличение упругости паров О с повышением
р_см становится значительным.
Прямолинейная зависимость переходит в
криволинейную. С повышением общего
давления константа равновесия уменьшается
медленнее, потому что сказывается
увеличение упругости паров. Чем выше
давление, тем быстрее растет упругость
паров с повышением общего давления. Это
выражается более крутым изломом кривой,
приближающейся в некоторой точке к
вертикали. Эта точка соответствует такому
давлению, при котором увеличение упругости
паров пропорционально повышению общего
давления.

Рсм’
^МП*

Рис. 1.14. График изменения
константы равновесия н-бутана при 289 К в
зависимости от общего давления

При
очень высоких давлениях упругость паров
viu‘личивается интенсивнее, чем общее
давление. Это значит, •но в области высоких
давлений константа равновесия с повышением
давления возрастает, т.е. жидкость
становится гюлее летучей.

Упругость
паров жидкой смеси по закону Рауля зависит
от упругости паров отдельных компонентов
при данной температуре и от молярных
концентраций. Парциальное давление
••.1ЖДОГО компонента определяется как
произведение его мо-лирной концентрации на
упругость паров в чистом виде:

Pi =
(1-47)

( умма парциальных
давлений всех компонентов равна общему
давлению над смесью или упругости паров
жидкой

• меси

Рсм = Р. +
Рг + — + Рп =    +
   х₂0₂    +
… +    0„.
   (1.48)

Явления обратной
конденсации и испарения

Но в зоне
высоких давлений и при других определенных
условиях происходят обратные процессы, т.е.
при повышении давления происходит
испарение, а при понижении давления —
конденсация. Такие процессы называют
обратны-

м и.

Месторождения,
образовавшиеся в результате таких обратных
процессов, называются газоконденсатными.
Сущест-моиание газоконденсатных
месторождений объясняется тем, что
углеводородные смеси при давлении, начиная
с 3,0 — •1,0 МПа, перестают подчиняться
законам упругости паров и равновесных
соотношений.

Константы равновесия
углеводородов с ростом давления мкже
возрастают, т.е. жидкости становятся более
летучими. И результате смесь может
оказаться в газообразном состоянии. Все это
происходит при температуре выше
критической. Практическое же значение
имеют явления обратной конденсации⁷‘и
испарения при давлении обычно более I.’)
МПа.

Реальная пластовая
газоконденсатная смесь состоит из Гюльшого
числа углеводородов (метана, этана, пропана,
изобутана, н-бутана, пентана, гексана,
гептана, октана, нонана, декана и более
тяжелых), азота, сероводорода,
углекислого

i.i id, гелия, паров
воды.

зует гидратообразующую СНО*
собность данного газа, чем его общая
средняя плотность.

Использование
формул (11.40) и (II.41) возможно лишь при
известном составе газа в объемной
(молярной) концентрации гидратообразующих
компонентов в газе.

Рис*
11.21. Значения коэффициентов В и
В

Пример.
Определить давление гидратообразования
газа при известной температуре t = +10 °С.
Состав газа приведен в табл. II.
18.

^ 1
*/гР/г

0.545

Е
=

0,94

/г

/=1

=
0,580.

Из графика определяем В =
Тогда

19.

lg Р_Р
= 0,054 (10+ 19) = 1,57; р_р = 37,1
кгс/см².

Пример.
Давление гидратообразования газа равно 50
кгс/см². Состав газа приведен в табл.
11.18. Определить {равновесную температуру
гидратообразования.

При 8= 0,580 Z? = 19
(см. рис. 11.22), Тогда

t_p =
18,47 lg 50 — 19 = 18,47. 1,78 — 19 = 31,4 — 19 = 12,4
°С.

Такие расчеты надо провести для
ожидаемых значений давления при различных
режимах испытания. Ориентировочные
значения ожидаемых давлений должны быть
оценены для заданных дебитов на режимах с
учетом двучленной формулы притока газа в
пласте и движения его по стволу скважины до
устья.

3. Один из простых, но более
приближенных методов — графический метод
определения равновесной температуры и
давления гидратообразования по кривым,
построенным как для отдельных компонентов,
так и в целом для природных газов в
зависимости от их относительной плотности.
Методика определения условий
гидратообразования по равновесным кривым
заключается в следующем.

В
соответствии с плотностью газа и расчетным
распределением давления от пласта до
системы осушки .согласно графику,
приведенному на рис. 11.22, определяется
температура гидратообразования. Область
существования гидратов на этом графике
находится выше и левее кривых. Чем больше
давление и плотность газа, тем выше
температура гидратообразования.

При
наличии в составе газа азота, углекислого
газа и сероводорода равновесные услоння
гидратообразования изменяются. В
частности, при наличии в составе газа
СО_а и I1₂S гидраты образуются
более активно по сравнению с газом такой же
плотности, но не содержащим эти компоненты.
На рис. 11.23 представлены кривые
гидратообразования основных компонентов
природного газа, а на рис. 11.24 — влияние
отдельных компонентов различной
концентрации на условия образования
гидратов в смеси с метаном. Приведенные
кривые позволяют оценить возможность
образования гидратов на месторождениях,
содержащих газ аналогичного состава или
близкого к приведенному. При
незначительной разнице в составе газа от
приведенных на рис. II.24 условия образования
гидратов можно оценить путем интерполяции
кривых для аналогичного состава,
отличающегося только концентрацией того
или иного компонента. Использование
данного метода требует знания состава
пластового газа.

Таблица 11.18
Результаты расчетов по определению
давления гидратообразован и я

Компонент	Молярная концентрация компонентов в газе, %	*ir	Pjr	^xir^ir
Метан	90	0,900	0,554	0,499
Этан	2	0. 020	1,049	0.621
Пропан	1	0.810	1,562	0,015
Изобутан	0,5	0.005	2,864	0,010
н-Бутан	0.5	0.005	—	—
Изопснтан	0,6	—	—	—
н-Пентан	0,5	—	—	—
Гексан+высшие	0,4	—	—	—
Азот	4,6		—	—
Сумма	—	0,94		0,545

Рис.
11.23. Кривые гидратообразования компонентов
природного газа

р, кг
с/сп ²

700

-15-10-5 О 5 10 15 20 Z5 t,°C

Рис.
11.22. Зависимости равновесных параметров
гидратообразования природных газов от их
плотности

иных случаях
плнячалп бы необходимость в несколько
раз увеличить капиталовложения на УКПГ
и повысить эксплуатационные затраты, что
представляется
необоснованным.

Следует отметить,
что гидродинамический режим будет
способствовать образованию в системе
мелкодисперсной пыли жидкой фазы (тумана).
Поэтому здесь под выражением “жидкая
фаза” подразумевается избыток жидкости в
системе в любом виде, определяемый как
разность между фактическим и равновесным
содержанием вещества в газе.

Следует
отметить, что в жидкой фазе наряду с влагой
будут находиться также гликоль и метанол,
что обусловлено как капельным уносом из
абсорбера, так и изменениями
термодинамических параметров системы. В
зависимости от начальных параметров
системы смесь воды и гликоля может
охлаждаться до затвердевания или перейти в
аморфное состояние.

Определение
режима эксплуатации МГ. Транспортирование
газа по МГ сопровождается изменением его
давления и температуры. Основными
факторами, влияющими на эти процессы,
являются:

давление и температура
газа на входе в газопроводе; температура
окружающей среды; количество и состав
транспортируемого газа; расстояние между
компрессорными станциями МГ; свойства
грунта и его температура на глубине
залегания трубы
(Г_г);

коэффициент
гидравлического сопротивления трубы;
коэффициент теплопередачи от газа к
прилегающему массиву
грунта;

диаметр и толщина
газопровода;

состояние газопровода
(качество изоляции, шероховатость
внутренней поверхности) и т.д.

Более
строгая и точная постановка задачи по
определению режима эксплуатации
газопроводов предполагает использование
численного машинного расчета. Такой метод
расчета разработан во ВНИИгазе под
руководством проф. Г,Э. Одишария.

С
использованием описанных выше факторов
определены режимы эксплуатации северных
газопроводов. При расчетах за основу
приняты положения ОНТП-51-1-85. При этом
глубина залегания газопровода принята 0,8 м
(от поверхности земли до верхней точки
газопровода), внешний диаметр 1420
мм.

Проработки выполнены
относительно месторождений, находящихся в
районах распространения многолетнемерзлых
пород (ММП), где газ в МГ подается при
температурах 1-2 «С. Из-

КС:

О
40 SO
i23

Расстояние am начала
гозмроЫа, км

Рис. 2.3. Изменение
давления газа на Рис. 2.4. Изменение
температуры газа

участке ГГ С от
головной до линейной на участке
ГТС от головной до линейной

г 1
1*1_I_I_I_L—J

О 40 80
120

Расстояние от начала
газопровода, км

КС

1 — Ямал —
Запад, зимний режим; 2 —Ямал — Запад,
летний режим; 3 ~ Уренгой — Запад, зимний
режим; 4 ~ Уренгой — Запад, зимний
режим

менения давления и температуры
газа по длине МГ приведены на рис. 2.3 и 2.4
(кривая 1 на рис. 2.3 соответствует сухому
режиму, 2 — при наличии в системе жидкой
фазы). Во всех случаях режимы МГ определены
для их головных участков, так как, как
правило, этим участкам соответствует самая
низкая температура в системе (для северных
газопроводов). При расчетах коэффициент
теплопередачи, интегрально описывающий
тепловое взаимодействие транспортируемого
газа с окружающим трубопровод массивом,
принимался равным 1,2-

1,8
Вт/(м²-К), как это следует из практики
эксплуатации северных газопроводов, а шаг
между УКПГ и компрессорной станцией ~ 120
км,

Приняв за основу данные,
представленные на рис. 2.3 и 2.4, можно
определить точки росы по воде и
углеводородам, обеспечивающие надежность
работы МГ в районах Крайнего Севера. При
этом видно, что режим наибольшего
благоприятствования по части конденсации
паров воды и углеводородов наблюдается в
конце расчетного участка, т.е. перед
линейной КС. Следовательно, относительно
этой точки должны выполняться расчеты по
определению глубины обработки
газа.

Общие рекомендации. На
основании анализа приведенных выше
материалов можно сформулировать общие
рекомендации к выбору точки росы газа по
влаге и углеводородам.

Диаграмма
фазовых превращений газоконденсатной
системы приведена на рис. 1.15.

При
повышении давления и неизменной
температуре или понижении температуры и
постоянном давлении происходят процессы
конденсации пара в
жидкость.

Зависимость давления от
температуры дя чистого углеводорода
характеризуется кривой испарения (см. рис.
1.15, МК), ниже которой существует одна
паровая фаза, а выше, в области повышенных
давлений, — одна жидкая фаза. Конечная
точка К этой кривой является
критической. Она характеризует
максимальную температуру Г_кр, ири
которой существует граница раздела фаз, т.е.
паровая и жидкая фазы находятся в
равновесии.

Рассмотрим фазовую
диаграмму газоконденсатной системы (см.
рис. 1.15). Кривая СС_кр — линия кипения,
выше которой существует жидкая фаза, кривая
С_К?БС_ККДИ — линия конденсации,
правее и ниже расположена газовая фаза.
Кривая СС^С^И ограничивает
двухфазную область (область паро-

Рис.
1.15. Диаграмма фазовых превращений
газоконденсатной системы постоянных массы
и состава при изменении давления и
температуры

пой и жидкой фаз). Цифры на
линиях означают объемные доли жидкой фазы в
смеси (в %).

Гочка С_кр —
критическая, в точке (при максимальной
и’мпературе выше критической Г_кр)
жидкая и паровая фазы 1017т находиться в
равновесии, т.е. в этой точке имеется
граница раздела фаз пар —
жидкость.

Рассмотрим изотермический
процесс уменьшения давления . точки
А, когда углеводородная смесь
находится в области ы ювой фазы. Со
снижением давления и увеличением объема «и
уда высокого давления при неизменном
составе смеси до шчки Б фазовые
изменения не происходят. В точке Б
при у мгньшении давления образуется первая
капля жидкости, т.е. происходит обратная
конденсация (образование жидкой
фа-

i.i при уменьшающемся давлении).
При дальнейшем снижении давления объем
образовавшейся жидкой фазы
увеличива-

— и я и в точке В
достигает максимального значения. Область f
_м НС^БС_нр называется
областью обратной конденсации, кри-ипм
C_Kf ВС^ — линией давлений
максимальной конденсации. С сильнейшим
снижением давления от точки В до
точки Д ранг. • образовавшаяся жидкая фаза
будет уменьшаться в объе-»« испаряться, и в
точке Д испари гея последняя ее
капля.

11ри снижении давления от
точки В до точки Д идет про-цггс
испарения жидкости с уменьшением давления.
В резульне дальнейшего падения давления от
точки Д до точки Е I- ювые
превращения не происходят, в этом случае
смесь ни ходите я в газовом состоянии.
Процесс обратной конденсации наблюдается
только в интервале температур Г_кр
—Т^.

Рассмотрим процесс
изобарического (при постоянном давании)
снижения температуры от точки а, в которой
газоконденсатная смесь находится в жидкой
фазе. При ее охлаж-• пии (до точки б]
фазовых переходов нет. В точке б
образуем и первый пузырек пара. Образование
паровой фазы в процессе понижения
температуры при постоянном давлении ни
и.Iкается процессом обратного испарения. Со
снижением и миературы от точки б до точки
в объем паровой фазы увеличивается
и в точке в достигает максимума.
Область

• ,_t,0(
‘..яС^р называется областью обратного
испарения, а кри-

и.т
С],вС_кр — линией температур
максимального испарения.

11ри
понижении температуры от точки в до
точки д объем

• юрп
ювавшейся паровой фазы уменьшается,
паровая фаза

•
мнденсируется, и в точке д
сконденсируется последний пу-п.ф(‘к пара. С
уменьшением температуры от точки в до
точ-

• н у
происходит процесс нормальной конденсации.
При чплмюйшем снижении температуры от
точки д до точки г

4.
Условия гидратообразования по константам
равновесия определяют, используя константы
фазового равновесия газ—гидрат,
выражаемые формулой

Ki —
Ull^xi> (11.42)

где
yi — молярная доля /-го
компонента природного газа в газовой фазе;
*,• — молярная доля i-ro компонента газа в
гидрате.

При известных для заданного
условия значениях констант фазового
равновесия Ki и составе газа,
молярную долю компонентов можно вычислять
из выражения

*1 =
У-JKi-

Если Y-yjKi < 1,
то при данных условиях гидраты не
образуются.

Равновесные условия
образования гидратов выражаются
равенством

П Г1

? yi!Ki
— 1- (п.43)

1=1
1=1

Константы фазового
равновесия газ—гидрат зависят отравления,
температуры и состава газа_Константы
равновесия при положительных температурах
определяются по графикам, приведенным на
рис. 11.25, при отрицательных температурах —
на рис. 11.26.

Порядок определения
равновесных условий гидратообразования по
константам фазового равновесия
заключается в следующем.

Для
заданных р и^выбираются
константы равно_весия для каждого
гидратообразующего
компонента.

Процентное содержание
каждого компонента делится на его
константу равновесия. ,

Полученные
результаты суммируются и если найденная
сумма больше 100, то при заданных
р и Т гидраты могут
образоваться, а если полученная сумма
меньше 100, гидраты не могут образоваться.
Если полученная сумма равна 100, то имеет
место равновесное условие
гидратообразования. Незначительное
изменение р и Т может
привести к
гидратообразованию.

Пример.
Определить условия гидратообразования
газа заданного состава при = = 35,2
кгс/см² и / = 8 °С и при р_г
=- 42,2 кгс/см² и t = 8 °С (табл.
11.19).

Из табл. II. 19 видно, что при
заданном составе газов. Pi = 35,2 и t = 8 °С,
полученная сумма 94,3-1 меньше 100, т. е.
существует возможность образования
гидратов, а при Р— — 42,2 кгс/см² и / =
8 °С отсутствует возможность
гидратообразования. Порядок определения
равновесного давления гидратообразования
по константам равновесия
следующий.

I. Вычисляется разность
давлений р^ и р₂

Pi —
Рг — 42,2 — 35,2 = 7,0
кгс/см³.

Таблица
II.19

Результаты расчетов по
определению условий
гидратообразования

Состав газа	Содержание компонентов У i* /о	Кi при Р = 35,2 кгс/см² и t = 8 °С		/С_г* при р = 42,2 кгс/см- и t = 8 °С	*().**
N₂	2,24
со,	0,1 1	0,8170	0,14	0.7150	0,15
сн*	93,20	1,3940	66,85	1,2630	73.8
с,н,	3,28	0,2390	13.72	0, 1680	19,5
С,м_а	0,35	0.034 3	10,20	0,0278	12,6
С-\|Н₁₀	0,82	0,2390	3,43	0,1680	4,9
			? 94,34		? 110,95

р, кгс/см

р,
кгс/см

t,°C

t, «С

р, кгс/см

J0 50 100
200

р,
пгс/см²

р,
кгс/см^г

Рис. 11.24. Влияние
углеводородов С,H_e — C₄H₁₀,
СО*, H₂Sh N₂ на условия
гидратообразования в смеси с
метаном.

а — СГ1₄
С₂Н_а: / — 1,2; 2 — 2,2; 3 — 2,9; 4
— 5,0; 5 — 9,6; 6 —

43.6 об. %
С,Н_в в смеси; б — C1I₄
I — 2,5; 2 — 26 об.
% С₄Н.,

в смссм; в —
СН,—С₃Н_а: / — 1,0; 2 — 2,6; 3 —
4,8; 4 — 11,2; 5 — 28,S; 6 — 63,8 об. %
С₃Н, в смеси; г СН₄—СО,; 1 — 7; 2
— 12,5; 3 — 3“!;

4
— 60 об. % СО_г п смеси; д
— СН«— H.S: 1 — 2; 2 6; 3
— 10; 4 — 27;

5 —
60 об. % II,S и смеси; е СН₄— N,: 1 —
63; 2 — 49.7; 3 — 26,9

06 % N. в
смеси иных случаях плнячалп бы
необходимость в несколько раз
увеличить капиталовложения на УКПГ и
повысить эксплуатационные затраты, что
представляется
необоснованным.

диаметр и толщина
газопровода;

состояние газопровода
(качество изоляции, шероховатость
внутренней поверхности) и т.д.

КС:

О
40 SO
i23

Расстояние am начала
гозмроЫа, км

Рис. 2.3. Изменение
давления газа на Рис. 2.4. Изменение
температуры газа

участке ГГ С от
головной до линейной на участке
ГТС от головной до линейной

г 1
1*1_I_I_I_L—J

О 40 80
120

Расстояние от начала
газопровода, км

КС

1 — Ямал —
Запад, зимний режим; 2 —Ямал — Запад,
летний режим; 3 ~ Уренгой — Запад, зимний
режим; 4 ~ Уренгой — Запад, зимний
режим

отсутствуют
фазовые переходы, и углеводородная смесь
находится в жидкой фазе. Явление обратного
испарения наблюдается только в интервале
изменения давления от р_кр до
р₀.

Образование жидкой фазы в
пористой среде за счет снижения пластового
давления приводит к потерям жидкости. При
разработке газоконденсатной залежи без
поддержания пластового давления в условиях
газового режима потери жидкого конденсата
в пласте могут составлять 30 — 60 % начального
(потенциального) содержания конденсата
(С₅₊ ) в пластовом
газе.

Процесс конденсации в пористой
среде с ее громадной удельной поверхностью
протекает иначе, чем в бомбе PVT, при
незначительной плоской границе раздела пар
— жидкость. В поровых каналах небольшого
радиуса (капиллярах) капиллярная
конденсация происходит на криволинейных
участках границы раздела пар — жидкость. В
связи с проявлением капиллярных сил в
пористой среде давление начала образования
жидкой фазы, объем образовавшейся жидкости
и объем оставшейся жидкой фазы в пористой
среде при одинаковом давлении будут больше,
чем в бомбе PVT. Капиллярные силы в
плотных низкопроницаемых коллекторах
могут достигать огромных значений. Кроме
них, следует учитывать влияние
поверхностного натяжения. Эти процессы
требуют дальнейших исследований. Выпадение
конденсата в призабойной зоне пласта и
стволе скважины приводит к явлениям,
подобным начальному градиенту давления,
который имеет место при фильтрации
вязкопластичных неньютоновских жидкостей.
На границе газа и жидкости в пласте и
призабойной зоне возникает дополнительное
фильтрационное сопротивление (коэффициент
С), которое необходимо преодолеть, чтобы
началась фильтрация газа. Это
сопротивление тем больше, чем меньше
проницаемость и больше жидкости в пласте и
стволе скважины (см. гл. 4).

Выпадение
конденсата в низкопроницаемых коллекторах
может приводить к таким высоким значениям
начального градиента давления, который не
может быть преодолен, и отсутствуют не
только движение конденсата, но и фильтрация
газа. Таким образом, в этих условиях
оставшийся газ и выпавший конденсат будут
потеряны, что приведет к дополнительному
снижению газо- и
конденсатоотдачи.

Увеличение
коэффициента извлечения конденсата и нефти
из залежей достигается различными
способами: поддержанием давления в пласте с
помощью газообразных и жидких агентов;
испарением выпавшей жидкой фазы в массу
закачи-п.ч-мых сухих углеводородных газов;
применением термичес-| ич методов
воздействия на пласт с целью повышения его
i> миературы, уменьшения вязкости и
испарения жидкости.

Весьма
интересный способ перевода нефтяных
месторождений в газоконденсатные
предложил проф. И.Н. Стрижов, и 1 меняя
фазовое состояние системы путем закачки
газа в мгфть. Проведенные М.В. Кайгородовой
расчеты этого процесса на основе уравнений
Пенга — Робинсона для месторождений Узень
и Карачаганак дали вполне приемлемые
ре-

¦ ультаты. Этот метод был
распространен и на газоконденсат-

* I
id*¹ месторождения, в том числе и
для извлечения выпавшего конденсата в
пласте. Расчеты по извлечению выпавшего в
пласт конденсата Вуктыльского
месторождения дали положи-ильные
результаты.

Закачка сухого
сеноманского газа на Вуктыльском
место-

I кждении и превращение его в
регулятор — ПХГ, проведенные ВНИИГазом и
Севергазпромом, показали, что в резуль-i.ire
извлечение конденсата может вырасти на
10 % и более.

Влагосодержание и
гидраты природных
газов

Нлагосодержание природных
газов — важнейший пара-ичр, в
значительной степени определяющий
технологичес-| ни процесс добычи, сбора и
подготовки газа к дальнему | |>лнспорту на
газовом промысле.

Газ в условиях
пластовых давлений и температур насыщен
порами воды, поскольку газоносные породы
всегда содержат и огромных количествах
связанную, подошвенную или краевую воду. По
мере движения газа по скважине давление и
и’мпература уменьшаются. При понижении
температуры происходит и уменьшение
количества водяных паров в газо-пои фазе, а
со снижением давления, наоборот,
увеличивается

< * держание влаги в
газе. Влагосодержание природного газа в
продуктивном пласте увеличивается и при
падении пластового v тления по мере
разработки месторождения.

Обычно
влагосодержание газа выражают отношением
мас-» м паров воды, содержащейся в единице
массы газа, к единице массы сухого газа
(массовое влагосодержание) или в количестве
молей паров воды, приходящихся на моль
сухого га-ч1 (молярное
влагосодержание).

В практике чаще
пользуются абсолютной влажностью, т.е.
пиражают массу паров воды в единице объема
газа, приве-Л1Ч1НОЙ к нормальным
условиям (0 °С и 0,1 МПа). Абсолютную влажность
W измеряют в г/м³ или кг на
1000 м³.

0,015

О
$ 10 15 20
t,°C

Рис.
11.25. Константы равновесия га:*—гидрат
компонентов природного газа при
положительных
температурах.

Гидраты: а —
метана; 6 — этана; в — пропана; г
— изобутана; д сероводорода; е —
углекислого газа; ж — азота

Показатели ШФЛУ по ТУ 38.101524-93.
(взамен ТУ 38.101524 —83> Срок действия — с 01.01.94
по 01.01.99. Разработчик — ВНИИУС

Показатели

Норма по маркам

Массовая доля компонентов, %:

сумма
углеводородов С,-С₂, не более пропан,
не менее

сумма углеводородов
С<-С₅, не менее сумма углеводородов
C_fi и высшие, не более Массовая
доля метанола, %

Массовая доля
сероводорода и меркаптановой серы, %, не
более В том числе сероводорода, не более
Содержание свободной воды и щелочи Внешний
вид

Примечания. 1. Массовая доля
сероводорода не батываемой на установке по
подготовке девонской нефти динення
» Куйбышевнефть”. 2. Массовая доля
меркапт нормируется для ШФЛУ Западной
Сибири. 3. Раздельно шобутана, нормального
бутана, иэопентана и нормальн определение
прн контрольных испытаниях обязательно.

Не Hopt>
0,025

0,003

Отсут

Бесцветная

ЖИД!

нормируется для месторождений
ановой серы и с « содержание в L1 эго пентаиа
не н

шрустся

0,050

0,003

ствует

прозрачная

СОСТЬ

ШФЛУ, вырц
Татарии к объе-зроводорода не 1ФЛУ
пропана, ормируется, но

условиями ее транспортирования и
хранения. Этот показатель влияет также на
потери ШФЛУ.

Содержание пентана или
гексана и высших углеводородов
регламентируется с учетом цели переработки
ШФЛУ.

Показатели качества сжиженных
газов. Газы углеводородные сжиженные
топливные для коммунально-бытового
потребления согласно ГОСТ 20448-80 имеют
следующие марки: ПТ -пропан технический;
СПБТ — смесь нропана и бутана техническая;
БТ — бутан технический. Основные требования
к качеству сжиженных газов даны в табл.
2.8.

Ранее сжиженные газы выпускались
по ГОСТ 10196-62, со-гласно которому содержание
пропана и пропилена в сжиженных газах
должно было составлять не менее 93 %
(масс.). Такое топливо по эксплуатационным
свойствам намного лучше сжижеиных газов,
выпускаемых по ГОСТ 20448-90. Однако ГОСТ 101% 62
иг стимулировал использование бутанов и
бу-тиленов в составе сжиженных газов. Ввиду
этого на многих газо- и
нефтеперерабатывающих заводах имеющиеся
ресурсы бутанов и бутиленов использовались
нерационально. Внедрение нового ГОСТа на
сжиженный газ позволило повысить
эффективность использования ресурсов
углеводородов С₄ и увеличить выпуск
товарной продукции.

На
Азербайджанском ГПЗ в качестве товарного
продукта производится также фракция
пропан-пентановая (ПП) по

Норма для
марки

СПБТ

Показатели

ПТ

БТ

Массовая доля
компонентов, %: сумма метана, этана и
этилена сумма пропана и пропилена, не
менее

Не нормируется 75 I Не нормиру-I
ется

Не нормируется

Не	—	60
нор миру ется 0,7	1,6	1,8
1,6	1,6	1,6
0,15	—	—
0,013	0,013	0,013
0,003	0,003	0,003

Отсутствие

сумма бутанов и бутиленов, не
менее

сумма бутанов и бутиленоя, не
более

Объемная доля жидкого остатка, при
20 °С, %, не более

Давление насыщенных
пэрон избыточное, МПа, при
температуре;

+45 “С, не более -20 ^вС,
не менее Массовая доля сероводорода и
меркаптановой серы, %, не более В том
числе сероводорода, не более Содержание
свободной воды и щелочи Интенсивность
запаха, баллы, не менее

Примечания. 1. По
согласованию с потребителем для
СИТБ допускается суммарная доля пропана и
пропилена не менее 60 % (масс.). 2. При
массовой доле мерканта-новой серы в
сжиженном газе не менее 0,002 % допускается не
определять интенсивность эаиаха. При
массовой доле меркаптановой серы 0,002 %
или интенсивности аапаха менее ‘Л
баллов сжиженные газы должны быть
одорированы.

ТУ 51-725-76. Фракция ПП
используется в качестве пиролизного сырья
на Сумгаитском заводе органических
продуктов. Концентрацию компонентов в ПБП
устанавливают исключительно исходя из
требований гидролизного производства. В
соответствии с ТУ суммарное содержание
пропана и бутанов в ПБП должно составить не
менее 90 % (масс.), в том числе изобутана не
менее 17 %, а содержание этана и
С₅Н,₂₊ составляет соответственно
не более 3 и 7 % (масс.).

Концентрация
этана в ШФЛУ и сжиженных газах
устанавливается таким образом, чтобы
обеспечить их товарную характеристику и
свести к минимуму потери при хранении и
транспорте. Последнее прямо связано с
содержанием в них этана. Следовательно,
продукт, не содержащий этан, имел бы
наилучшую товарную характеристику. Однако
производство ШФЛУ и сжиженных газов, не
содержащих этан, связано с большими
энергетическими затратами. С учетом этого
обстоятельства установлены оптимальные
нормы на содержание этана в указанных
продуктах.

Содержание пентана и
высших углеводородов в
сжижен-

Относительная влажность —
это выраженное в процентах (или долях
единицы) отношение количества водяных
паров, содержащихся в единице объема
газовой смеси, к количеству водяных паров в
том же объеме и при тех же температурах и
давлении при полном насыщении. Полное
насыщение оценивается как 100%.

К
факторам, определяющим влагосодержание
природных газов, относятся давление,
температура, состав газа, а также
количество солей, растворенных в воде,
контактирующей с газом. Влагосодержание
природных газов определяют
экспериментально, по аналитическим
уравнениям или номограммам, составленным
по экспериментальным данным или расчетным
путем.

На рис. 1.16 приведена диаграмма
равновесного содержания паров воды в
килограммах на 1000 м³
природного газа с относительной плотностью
0,6, не содержащего азот и
находящегося в контакте с пресной водой.
Линия гидратообразования ограничивает
область равновесия паров воды над гидратом.
Ниже линии гидратообразования приведены
значения влажности для условий
метастабильного равновесия паров воды над
переохлажденной водой. Погрешность
определений влажности газов с
относительной плотностью, близкой к
0,6, по данной диаграмме не превышает
±10 %, что допустимо дя технологических
целей.

Присутствие углекислого газа
и сероводорода в газах увеличивает их
влагосодержание. Наличие азота в газе
приводит к уменьшению
влагосодержания.

С увеличением
плотности (или молекулярной массы газа)
влагосодержание газа
уменьшается.

Наличие в пластовой
воде растворенных солей уменьшает
влагосодержание газа, так как при
растворении в воде солей снижается
парциальное давление паров воды.
Минерализация пластовой воды менее 2,5 % (25
г/л) позволяет в практических расчетах не
пользоваться поправочными коэффициентами,
так как погрешность находится в пределах
определения влагосодержания по диаграмме
(см. рис, 1.16).

Если содержание солей в
пластовой воде превышает 5 %, а плотность
газа значительно отличается от 0,6,
то вводятся соответствующие поправки на
влажность, определенную по диаграмме (см.
рис. 1.16},

W = W ГГ

где W₀₆
— влажность газа плотностью 0,6
г/см³; С_р — поправка на
плотность газа, определяемая из
дополнительного 58

Поправка на
плотность газе

1,9    1,2
   1,4    1,6
   1,8

Плотность

Чтл’куяярнал
масса

Поправка на
соленость

-+ N.C1

О
N»OH

Содержание соли «
растворе,

г/м ³

ШЯкЧЛ’ПТЙ’ШШ/ШАШШ 10
waifMiJWMi4J///mmm ¦¦¦

Линия
гидратообразования

-50 -АО -30
-20 -10 0    10    20
   30    40    50
   60708090100120
   140160180

Температура,
°С

Рис. 1.16. Равновесное содержание
водяного пара в природном газе

-50
   -40    ‘JO    -20
   -10
   t,°C

Рис.
11.26. Константы равновесия газ—гидрат
компонентов природного газа при
отрицательных температурах.

а —
ж — см. обознач. рис. II. 25

2.
Вычисляется разность

(кТ’Х’Чкг).⁼ “О‘⁹⁵
— ⁹⁴’³⁴
=¹⁶’⁶¹—

3.
Равновесное давление
гидратообразования определяется пс
формуле

оы-й)
[¹⁰⁰-да,

7-5,66

п = р, -I—Ь35,2 1—’ = 37,6
кгс/см²—

^ ^И1    (
   У1        ( yt
   ¹⁶>⁶¹

Ч Kl /2 Ki
)

Из приведенного примера видно,
что для газа заданного состава и
температуры равновесное давление
гидратообразования равно 37,6
кгс/см².

ных газах
устанавливается таким образом, чтобы они
могли испаряться при использовании
сжиженных газов как топливо. Увеличение их
количества в сжиженном газе (см. табл. 1.4)
приводит к росту остатка С₅₊ и высших в
бытовых баллонах, снижая надежность и
эффективность использования
топлива.

Показатели качества
стабильного конденсата. Согласно ОСТ 51.65-80,
для товарных конденсатов устанавливают две
группы: I — для установок стабилизации
конденсата, II — для промыслов (табл.
2.9).

Основным показателем качества
стабильного конденсата является давление
насыщенных паров, которое характеризует
наличие в нем легких углеводородов.
Этот показатель для конденсатов обеих
групп составляет 66,7 кПа (500 мм рт.
ст.).

Нормы на содержание воды и
механических примесей в конденсате
устанавливают исходя из требований
нормального хранения и перекачки продукта,
а также с учетом его дальнейшей
переработки.

Для полной оценки
товарных качеств конденсатов необходимо
также определить такие показатели, как
фракционный состав, содержание сернистых
соединений, ароматических уг-

Таб л и
да 2.9

Основные требования к качеству
стабильного конденсата I и II групп по ОСТ 51.
65—80 с изменениями от 01.10.96 г.

Показатели	Норма для групп	Методы испытаний
I \| 11
Давление насыщенных паров,	66,7(500)	ГОСТ 1756-52
кПа (мм рт. ст.)
Массовая доля воды, %, не более	0,1	0,5	ГОСТ 2477-65
Массовая доля механических	0,005	0,050	ГОСТ 6370-59
примесей, %
Масса хлористых солей, мг/л,	10	100	ГОСТ 21534-76
не более
Массовая доля общей серы, %	Не нормируется,	ГОСТ 19121-73
	определяется по
	требованию
Массовая доля сероводорода, %	Определяется для	ГОСТ 17323-71
	сернистого кон
	денсата
Плотность при 20 “С, кг/л	Не нормируется,	ГОСТ 3900-47
	определение обя
	зательно
Примечания. 1. Для конденсата Сосногорского ГПЗ давление насыщенных паров
не должно превышать 93,3 xlla (700 мм рт. ст.). 2. Технология сбора, хранения н транс
портирования стаоильнош конденсата должна обеспечить условия,	лри которых концент-
ракия сероводорода в воздухе рабочей зоны не должна превышать ПДК (3 иг/м ) по
ГОСТ 12.1.005-88.

леводородов и
высококипящих парафинов, температура
застывания и т.д.

Показатели качества
одоранта. Как было указано выше, тиолы
используют также для одорирования газа. До
1984 г. в качестве одоранта в СССР применяли
этантиол концентрации не менее 99,5 %
(масс.). Этот продукт получали синтетическим
путем. Получение этантиола такой
концентрации из смесей, выделяемых из газов
и конденсатов, связано с большими
эксплуатационными затратами. Кроме того,
этантиол взаимодействует с оксидами
железа, что ведет к снижению его
концентрации в газе и большому удельному
расходу при транспортировании газа на
значительные расстояния.

Наличие в
составе газов и конденсатов ряда
месторождений тиолов сделало актуальным их
выделение и производство на их основе
одоранта.

В 1982 г. на Оренбургском ГПЗ
был освоен процесс выделения смеси тиолов
из газового конденсата. На основании
промышленных опытов обосновано
использование смеси тиолов по ТУ 51-81-82 в
качестве одоранта.

Смесь тиолов,
получаемая на Оренбургском ГПЗ, имеет
следующий состав, % (масс.): этантиол — 33;
2-пропантиол — 42; 2-метил-2-пропантиол — 1;
1-пропантиол — 10; 2-бутантиол — 14.
Использование указанной смеси в качестве
одоранта по сравнению с чистым этантиолом
имеет следующие
преимущества:

повышается степень
использования ресурсов тиолов в
сырье;

ввиду низкой относительной
активности других тиолов (кроме
C₂H_sSH), входящих в состав
одоранта, его действие сохраняется
длительное время.

На практике имеют
место отдельные случаи, когда экономически
целесообразно производить часть продукции
с показателями качества, превышающими
требования ТУ или стандартов. При
дальнейшем смешивании этой части продукции
с некондиционной получаемая продукция в
целом отвечает всем требованиям
регламентирующего
документа.

Например, при добыче газа
из сеноманских и валанжин-ских залежей
Уренгойского месторождения при отсутствии
возможностей для хранения и
транспортировки ШФЛУ ее можно подавать в
поток товарного газа из сеноманских
залежей.

Другим примером
комплексного подхода к установлению
показателей качества может служить
транспортирование газов двух различных
месторождений по одному газопроводу.
При

графика (см. рис. 1.16) для данной
температуры; C_s — поправка на
соленость воды, определяемая из
дополнительного графика (см. рис.
1.16).

Гидраты природных газов.
Природный газ, насыщенный парами воды, при
высоком давлении и при определенной
положительной температуре способен
образовывать твердые соединения с водой —
гидраты.

При разработке большей
части газовых и газоконденсатных
месторождений возникает проблема борьбы с
образованием гидратов. Особое значение
этот вопрос приобретает при разработке
месторождений Западной Сибири и Крайнего
Севера. Низкие пластовые температуры и
суровые климатические условия этих районов
создают благоприятные условия для
образования гидратов не только в скважинах
и газопроводах, но и в пластах, в результате
чего образуются газо-гидратные
залежи.

Гидраты природных газов
представляют собой неустойчивое
физико-химическое соединение воды с
углеводородами, которое с повышением
температуры ни при понижении давления
разлагается на газ и воду. По внешнему виду
— это белая кристаллическая масса, похожая
на лед или снег. Гидраты углеводородных
газов легче воды.

Гидраты относятся
к веществам, в которых молекулы одних
компонентов размещены в полостях решетки
между узлами ассоциированных молекул
другого компонента.

Молекулы
гидратообразователей в полостях между
узлами ассоциированных молекул воды
гидратной решетки удерживаются с помощью
Ван-дер-Ваальсовых сил притяжения. Гидраты
образуются в виде двух структур, полости
которых заполняются молекулами
гидратообразователей частично или
полностью (рис. 1.17). В структуре вида I 46
молекул воды образуют две полости с
внутренним диаметром 5,9 •
Ю’^|⁰м; в структуре вида II 136
молекул воды образуют восемь больших
полостей с внутренним диаметром 6,9 •
Ю’^,0м и шестнадцать малых полостей с
внутренним диаметром 4,8 • 10 ^ю
м.

При заполнении восьми полостей
гидратной решетки состав гидратов
структуры вида I выражается формулой
8М46Н_гО или М5,75Н₂0, где
М — гидратообразователь. Если
заполняются только большие полости,
формула будет иметь вид 6М46 Н,0 или
М7,67Н₂0. При заполнении восьми полостей
гидратной решетки состав гидратов
структуры вида II выражается формулой
8М136Н₂0 или
М17Н₂0.

Формулы гидратов
компонентов природных газов

I’mi 1.17.
Структура гидратов:

а — вида 1; б —
вида II

р, МП*

> hi I lit. Диаграмма фазового
состояния гидратов

— «it 1,0; N₂ •
6Н₂0. Эти формулы гидратов газов
соответству-

¦ | идеальным условиям,
т.е. таким условиям, при которых •иг большие
и малые полости гидратной решетки
заполня-

…..и на 100%. На практике
встречаются смешанные гидраты,

м,
тнщие из структур видов 1 и II.

11
родставление об условиях образования
гидратов дает фа-•ими диаграмма фазового
равновесия, построенная для сис-I»’М М
— Н₂0 (рис. 1.18). В точке С
одновременно сущест-муюг четыре фазы (I, II,
III, IV}: газообразный гидратообразо-м I и * ль,
жидкий раствор i-идратообразователя в воде,
раствор и ,дм в гидратообразователе и
гидрат. В точке пересечения Ч’иимх t, 2 и
5, соответствующей инвариантной
системе, Iи¦ м. in изменить температуру,
давление или состав системы

• 1
того, чтобы не исчезла одна из фаз. При всех
температу-Iк выше соответствующего
значения в точке С гидрат не |»-кп
существовать, как бы ни было велико
давление. По-

АНАЛИТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ
ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ

III.
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ АБСОЛЮТНОГО ДАВЛЕНИЯ
ГАЗА

Абсолютное давление газа р
определяется как сумма избыточного
(манометрического) рн и
барометрического р§ давлений

Р
= Рн + Ро- (III.
1)

Избыточное давление измеряется
манометрами (см. главу VI), барометрическое —
барометрами.

При измеренном
(известном) барометрическом давлении (в мм
рт. ст.) абсолютное давление (в кгс/см²)
определяется

Р =Ри+ Рб/735,56.
(II 1.2)

Если барометрическое
давление дано в миллибарах, тогда
абсолютное давление (в
кгс/см²)

р= р_и+ 1.0197 Ю-з.
(III.3)

Барометрическое
давление можно принять
лостсязгным, если среднее
его

зн?_чение    для
   данной    местности
стандартизовано .или    отклонение
текущих его

значений от среднего не
гревьнгает 1%.

Значения
барометрического давления в зависимости от
высоты над уровнем моря приведены в табл.
III.1, а соотношения между основными
единицами изме-мерения давления — в табл. II
1.2.

Таблица III.I

Значения
барометрического давления

Высота, м	t, °с	^рб-мм рт. ст.	Высота, м	t, ¦’С	Рб• ми рт, ст.
0	15,00	760,0	600	11,10	707,5
100	14,35	751,0	700	13,45	609,0
200	13,70	742,1	800	9,80	690,6
300	13,05	733,3	900	Э,15	682,3
400	12,40	724,6	1000	З₃50	674,1

111.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ НА
ЗАБОЕ ОСТАНОВЛЕННОЙ
СКВАЖИНЫ

Давление на забое закрытой
скважины определяет иепосредственгым
измерением при помощи глубинных манометров
ил к вычисляют по статическому давлению на
устье.

Пластовым давлением
считается величина, полученная: при полпой
стабилизации давления на забое после
закрытия екзажины.

Если давление
после закрытия скважинь: нарастает е
течение длительного времени или скважину
нельзя остановить по техническим причинам,
применяют приближенные методы вычисления
Пластове го давления по
результатам

Соотношения между
основными единицами измерения
давления

наличии
в составе газа одного месторождения тиолов
и отсутствии таковых в продукции другого
месторождения степень очистки газа от
тиолов необязательно должна
соответствовать требованиям ОСТ 51.40-83.
Остаточное содержание тиолов в газе
устанавливают с учетом того, что газы,
подаваемые в магистральные газопроводы,
подвергают одорированию. В качестве
одоранта используют смесь тиолов. Поэтому
степень очистки газа от тиолов
устанавливают таким образом, чтобы
концентрация тиолов в транспортируемом
газе соответствовала нормам
одорирования.

Следует отметить, что
разработка и внедрение ГОСТов, ОСТов и ТУ
способствовали усовершенствованию
технологических схем и процессов
переработки углеводородных смесей, в ряде
случаев был осуществлен переход на типовые
схемы обработки сырья. Это, в свою очередь,
создало возможность изготовления
оборудования в блочно-комплектном
исполнении.

В настоящее время единых
международных норм на допустимое
содержание сероводорода, диоксида
углерода, сероорганических соединений,
азота, воды, механических примесей и т.д. в
различных продуктах не существует.
Величина допустимых концентраций этих
веществ в разных странах устанавливается в
зависимости от уровня развития техники и
технологии обработки газа и от объектов его
использования.

2.4. ПЕРИОДИЧНОСТЬ
КОНТРОЛЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА
ГАЗА

По технологическому регламенту
на эксплуатацию УКПГ предусмотрена
периодичность контроля показателей
качества товарной продукции установки.
Ниже на основе [22] приводятся общие
рекомендации по частоте анализов товарной
продукции УКПГ.

Частота анализов
газа, подаваемого в магистральные
газопроводы, зависит от содержания в газе
сернистых соединений и районов
расположения УКПГ (табл. 2.10).

Наряду с
показателями качества товарной продукции
по технологическому регламенту
предусматривается также контроль других
параметров УКПГ. Например, на установках
абсорбционной осушки газа производится
анализ составов регенерированного и
насыщенного раствора гликоля, а также
содержание примесей в промстоках (табл.
2.11).

Контроль производства на
установках адсорбционных
уста-

Рекомендации ВНИИгаза по
периодичности испытаний газов,
поступающих с промыслов в магистральные
газопроводы

Показатели

Сроки
проведения испытаний на газы

не содержащие соединений серы

сероводород

сероводород + + меркаптаны

Содержание влаги парообразной

Температура конденсации
углеводородов

Содержание
сероводорода

Содержание
меркаптановой серы

Содержание
механических примесей*

Содержание
кислорода Компонентный состав

* На
месторождениях, где проиэвс держание
механических примесей в товг

Не реже одного раза в сутки

Не реже
одного раза в неделю Один раз в год

Один раз в год

Не реже одного раза в
месяц

здится адсорйцио рном газе
рехоме

Не реже од не сутки

Не реже одн неделю

Один раз в неделю
По требованию По требованию

То же Не
реже одне месяц

иная очистка и о
ндуется определи

>го раза в

ого раза в

Два раза в неделю Два
раза в неделю

>го раза в

сушка
газа, со-гь ежедневно.

Таблица 2.11

Место конт	Что контро	Показатель	Норма и применяе	Периодич
роля	лируется		мая методика	ность
Технологи	Осушенный	Плотность	0,675 кг/нм³,	Ежедневно
ческая нитка	газ		ГОСТ 17310-86
Узел заме	То же	Точка росы	-20 °С (зима),	Один раз в
ра точки		по влаге	-10 °С (лето),	смену
росы			ГОСТ 20060-83
Система	Регенери	Содержа	2-3 % (масс.), по	Ежедневно
регенери	рованный	ние воды	К. Фишеру
рованного	дэг
ДЭГа			4-5 % (масс.), по
После аб	Насыщен	То же	^U
сорбера	ный ДЭГ		К. Фишеру 0,5-1,5 % (масс.),
То же	Рефлюкс-	Содержа	^и
	нал жид	ние ДЭГа	метод окисления
	кость
•*	Осушенный	Содержа	Не более	Не реже
	газ	ние капель	20 г/1000 м гра	одного раза
		ного ДЭГа в	виметрический	в месяц
		газе	метод с использованием прибора ИУ-1

Контроль
технологического процесса на установках
абсорбционной осушки газон сеноманских
залежей месторождений Западной
Сибири

этому точка С
рассматривается как критическая точка
образования гидратов. В точке пересечения
кривых 2, 3 и 4 (точка В)
появляется вторая инвариантная точка, в
которой существуют газообразный
гидратообразователь, жидкий раствор
гидратообразователя в воде, гидрат и
лед.

Для образования гидратов
необходимо, чтобы парциальное давление
паров воды над гидратом было выше упругости
этих паров в составе гидрата. На изменение
температуры образования гидратов влияют:
состав гидратообразователя, чистота воды,
турбулентность, наличие центров
кристаллизации и т.д. Изменение равновесной
температуры гидратообразования также
зависит от скорости охлаждения системы
гидратообразователь — вода.

На
практике условия образования гидратов
определяют с

Рис 1.19. Равновесные
кривые образования гидратов природных
газов различной относительной плотности Д
в зависимости от р и Г

р, МПа

иимощью
равновесных графиков (рис. 1.19) или расчетным
н, м‘М — по константам равновесия. Чем выше
плотность .1 in гем больше температура
гидратообразования (см. рис. I |Ч|, Если на
увеличение плотности природного газа
влияют

I идратообразующие
компоненты, то температура его гид-I
.иообразования понижается.

Условия
образования гидратов природных газов по
кон-

< I актам равновесия
определяют по формуле z = у/К, где
z,

молярная доля компонента
соответственно в составе гид-I н,1 и
газовой фазы; К — константа
равновесия.

Гинновесные параметры
гидратообразования по констан-.» I
равновесия при данных температуре и
давлении рассчи-м.им ют следующим образом.
Сначаа находят константы для | »«лого
компонента, а затем молярные доли
компонента де-и пн найденную константу его
равновесия и полученные

¦ мп’н’ния
складывают. Если сумма равна единице, то
система

• рмодинамически
равновесная, если больше единицы —
су-

…… гиуют условия дя образования
гидратов, при сумме мень-

*1111 единицы
гидраты не могут образовываться.

!
идрат метана впервые был получен в 1888
г.

II кривых
образования гидратов смесей СН₄ и
С₂Н₆ или | II, и
С₃Н₈ (рис. 1.20, 1.21) следует,
что при добавлении этана << 11„) и
пропана (С₃Н₈) улучшаются
условия образования гид-||.имц смесей
СН₄, так как гидраты образуются при
более ни 1ких давлениях и более высоких
температурах. Из углево-д* • 111 дм их
газов, кроме С₂Н₆ и
С₃Н₈, повышению
температу-1»|.| образования гидратов
этих смесей с СН₄ способствует
…….у мн, все остальные газы, включая
нормальный бутан (л-

< ,М ,)
и выше, действуют отрицательно. Гидраты
СН₄ при ц*| устойчивы, если
давление равно 2,8 МПа или более. Для А|*у|их
углеводородов парафинового ряда
(С₂Н₆; С₃Н₈;
»-С₄Н₁₀)

. мтление
составляет соответственно 0,5; 0,1 и 0,1 МПа
1|>н’ 1.22). Критическая
температура образования гидратов:

•
‘И ( ,Ц₆ 14,5 °С;
С₃Н₈ 5,5 °С; для
/-С₄Н₁₀ 1,5 °С.

III
углеводородов ряда СпН^ гидраты
образуют только

• -ими
(С₂Н₄) и пропилен
(С₃Н₆). Критическая
температура л «и <11, составляет 17 °С.
Его гидраты при 0 °С устойчивы -i’ll длнлении
0,5 МПа.

I идцмгы природных газов —
типичные представители так и I н.пмсмых
смешанных гидратов, в которых
гидратообразо-|’ in ими являются не
отдельные индивидуальные утлеводоро-дм
.1 см«»сь газов. Состав смешанных
гидратов и ко.личество

•
………… в них изменяются в
зависимости от изменения

и чтип
м.ного давления и
компонентов.

исследования скважин
на различных режимах или по кривым
восстановления давления.

Давление
на забое остановленной скважины определяют
по формуле

р₃
=р_уехр ^0,03415
_z~~^i>L~~f~)
(111-4)

или

Рз =
P_ye^S> (II
1.5)

где

S =0,03415 —
~~^р^~~—;
(Ш.б)

^гср*
ср

N .

Ру» Рз —
соответственно устьевое и забойное
давления, кгосм²; L —
глубина

скважины, м; р —
относительная плотность газа; г_ср —
коэффициент свсрхсжима-емости газа при
/?_ср и Г_ср.

Средняя
температура в скважине равна

Гер = (Г_а — Г_у)/1п -^2.
.

⁷ у

Здесь Г_у,
Г₃ — соответственно устьевая и
забойная температура, К.

Порядок
определения забойного давления
по формулам
(III.4)—(111.6)

следующий.

Одним из
описанных в п. II.3 способов определяют
критические параметры Ркр ^и
Г_кр.

По давлению на устье
р_у находят приведенное
устьевое давление /7_пр. у = = Ру/Ркр.
а также среднюю приведенную температуру
Ти_Р —
Г_ср/Г_кр.

Для полученных
р_пр. _у и Г_пр определяют
г_у (в случае необходимости
используя также фактор ацентричности
а>).

Вычислив S, по табл. II
1.3 определяют ориентировочное значение
е^_р, а за-

(^{1 +

е}°А

тем р_ср.
_ор — Ру | g I .

Зная
р_ср._ор,
определяют ориентировочное приведенное
среднее давление Рпр.ср.ор = Рср.ор’Ркп.
^по которому для Г_ср находят
г_ср.

По Zc_P
определяют S и по табл. III.3 —
e^s.

Рассчитывают
р_л =
p_yt^s.

Для проверки
и уточнения результатов расчета сверяют
полученное р_ср — =
(р_у + р₃)/2 с принятым Рср. ₀р-
Расчет можно считать правильным в том
случае, если расхождение этих величин не
влияет на z_cp. В противном случае
принимают новое значение /?_ср.
_ор для определения 2_ср и
проводят повторный
расчет.

Пример. Рассчитать
статическое забойное давление в скважине
глубиной 2000 м при следующих
исходных данных: относительная плотность
газа р = 0,57; температура на устье t_v
= 7 °С (280 К), ни забое /₃ = 47 °С (320 К)»
статическое абсолютное давление

на
устье P_v = 180
кгс/см².

Определяем среднюю
температуру в
скважине

320

Г_ср = (320 —
280)/1п goo ~ ^ЗООК‘

По графикам рис.
II.2 находим для р = 0,57 />_кр = 47,5 кгс/см*,
7_кр = 198 К.

Рассчитываем по
формулам(11.15) приведенные устьевое давление
и среднюю температуру

Рпр. у ⁼
180/47,5 =3,8;

Г„р. у =300/198 =
1,5.

Определяем по рис. П.7 z для
устьевого давления

S	е-5	S		5	_cs	5	eS
0,010	1,01005	0,057	1,05866	0,104	1,10960	0,149	1,16067
0.011	1,01106	0,058	1,05971	0,105	1,11071	0,150	1,16183
0,012	1,01207	0,059	1,06078	0,106	1,11182	0,151	1,16300
0,013	1,01308	0,060	1,06184	0,107	1,11293	0,152	1,16416
0,014	1,01410	0,061	1,06290	0,108	1,11405	0,153	1,16532
0,015	1,01511	0,062	1,06396	0,109	1,11516	0,154	1,16649
0,016	1,01613	0,063	1,06503	0,110	1,11628	0,155	1,16768
0,017	1,01715	0,064	1,06609	0,1 If	1,11739	0,156	1,16883
0,018	1,01816	0,065	1,06716	0,112	1,11851	0,157	1,17000
0,019	1,01918	0,066	1,06823	0,113	1,11963	0,158	1,17117
0,020	1,02020	0,067	1,06930	0,114	1,12075	0,159	1,17234
0,021	1,02122	0,068	1,07037	0,115	1,12187	0,160	1,17351
0,022	1,02224	0,069	1,07144	0,116	1,12300	0,161	1,17468
0,024	1,02429	0,070	1,07251	0,117	1,12412	0,162	1,17586
0,025	1,02532	0,071	1,07358	0,118	1,12524	0,163	1,17704
0,Ь26	1,02634	0,073	1,07573	0,119	1,12637	0,164	1,17821
0.027	1,02737	0,074	1,07681	0,120	1,12750	0,165	1,17939
0,028	1,02840	0,075	1,07788	0,121	1,12862	0,166	1,18057
0,029	1,02942	0,076	1,07896	0,122	1,12975	0,167	1,18175
0,030	1,03045	0,077	1,08004	0,123	1,13088	0,168	1,18294
0,031	1,03149	0,078	0,08112	0,124	1,13202	0,169	1,18412
0,032	1,03252	0,079	0,08220	0,125	1,13315	0,170	1,18530
0,033	1,03353	0,080	1,08329	0,126	1,13428	0,171	1,18649
0,034	1,03458	0,081	1,08437	0,127	1,13542	0,172	1,18768
0,035	1,03562	0,082	1,08546	0,128	1,13655	0,173	1,18887
0,036	1,03666	0,083	1,08654	0,129	1,13760	0,174	1,19006
0,037	1,03769	0,084	1,08763	0,130	1,13883	0,175	1,19125
0,038	1,03873	0,085	1,08872	0,131	1,13997	0,176	1,19244
0,039	1,03977	0,086	1,08981	0,132	1,14111	0,177	1,19363
0,040	1,04081	0,087	1,09090	0,133	1,14225	0,178	1,19483
0,041	1,04185	0,088	1,09199	0,134	1,14339	0,179	1,19602
0,042	1,04289	0,089	1,09308	0,135	1,14454	0,180	1,19722
0,043	1,04394	0,090	1,09417	0,136	1,14568	0,181	1,19842
0,044	1,04498	0,091	1,09527	0,137	1,14683	0,182	1,19961
0,045	1,04603	0,092	1,093635	0,138	1,14798	0,183	1,20081
0,046	1,04707	0,093	1,09746	0,139	1,14912	0,184	1,20202
0,048′	1,04917	0,094	1,09836	0,140	1,15027	0,185	1,20322
0,049	1,05022	0,095	1,09966	0,141	1,15142	0,186	1,20442
0,050	1,05127	0,096	1,10076	0,142	1,15258	0,187	1,20563
0,051	1,05232	0,098	1,10296	0,143	1,15373	0,188	1,20683
0,052	1,05338	0,099	1,10407	0,144	1,15488	0,189	1,20804
0,053	1,05443	0,100	1,10517	0,145	1,15604	0,190	1,20925
0,064	1,05548	0,101	1,10628	0,146	1,15780	0,191	1,21046
0,055	1,05634	0,102	1,10738	0,147	1,15835	0,192	1,21167
0,056	1,05760	0,103	1,10849	0,148	1,15151	0,193	1,21288

Место
контроля

Что контролируется

Показатель

Норма и
применяемая методика

Периодич

ность

Система промстоков до нефтеловушки
Система промстоков после нефтеловушки

Система промстоков после флотатора

Помещения технологических цехов

П
ри меч< ность и минера, геологических с
целесообразен к ти, сточных во; методика,
раэра

Промстоки

Воздушная

среда

к ни я 1. Прово;
шзация) хак по лужб). 2. В ряде онтроль за
содер iax и произволе! .ботанная во ВНР

Содержание нефтепродуктов

То
же

Механические примеси

Содержание нефтепродуктов

Содержание механических примесей Железо
общее

Содержание углеводородов

Содержание метанола

1ится также
контр скважинам, так и случаев (при закг
«санием метанола гвекных помете* 1Игазе и ПО
“На,

400-500 мг/л, по [27]

50-100
мг/л, по методу см. п. 7

Не нормируется,
по методу см. п. 7

Не более 15 мг/л, по
методу см. п. 7

Не более 20 мг/л, по
методу см. п. 7

Не более 3 мг/л,
колориметрический метод, калия-см. п. 7 300
мг/м³ воздуха, газоанализаторы типа
УГ-2

5 мг/м³ воздуха с
использованием интерферометра типа ИШ-10

олъ пластовых вод (пок ВО входных
сепаратора, inке метанола в шлейфы в РДЭГе,
НДЭГе, рефлз ¦нях (имеется оригнна
пымгазпром»).

Ежедекадно

Один раз в смену (либо по
графикам соответствующих служб
промсани-тарии)

При закачке метанола
на кусты скважин

азателн — плот-х (по
графикам и коллекторы) оксной жидкос-льная
экспресс-

новках осушки
газа более простой, чем на установках НТС и
гликолевой осушки. Это объясняется тем, что
практически на этих установках для
обработки газа не используются различные
ингибиторы (метанол, гликоль). Здесь одним
из важных параметров, подлежащих контролю,
является содержание частиц адсорбента в
осушенном газе.

Основные
контролируемые показатели УКПГ,
перерабатывающих сырье ГКМ и использующих
в качестве ингибитора гидратообразования
метанол, приведены в табл. 2.12.

Табли ца
2.12

Контроль технологического процесса
на установках НТС

Место кон троля	Что контролируется	Показатель	Норма и методика	Периодич ность
Шлейфы,	Сырой газ	Углеводо	Не нормируется,	По требо
кусты, линия газа на входе в технологическую нит-		родный состав	определяется хроматографи чески	ванию
!$эел хоз	Осушенный	Точка росы	ОСТ 51-40.93,	—
расчетного замера газа	газ	по влаге	влагомеры конденсационного типа
Парк мета	Метанол	Содержание	Не более 10 %	1-2 раза в
нола		воды	(масс.), метод разгонки	смену
Сепараторы	Насыщен	Содержание	Пикнометриче-	По требова
и трехфазные разделители	ный метанол	воды и метанола	ским методом	нию
Узел замера	Нестабиль	Углеводо	Не нормируется,	Не реже од
конденсата	ный кон	родный	определяется	ного раза в
	денсат	состав	хроматографи чески	месяц
Узел замера газа	Осушенный газ	Унос С-_1+в	Не более Иг/1000 м³, по методике ВНИИгаза	То же

Периодичность
определения показателей качества на
природный газ после его обработки на ГПЗ
или в магистральных газопроводах
приводится в соответствующих
технологических регламентах. Имеются и
детально разработанные рекомендации
ВНИИгаза по периодичности испытаний. Здесь,
в отличие от контроля производства на УКПГ,
помимо точек росы, содержания механических
примесей и серосодержащих соединений
необходимо дополнительно определять
содержание кислорода, число Воббе,
интенсивность запаха газа.

Число
Воббе — показатель, который нормируется
техническими условиями на природный газ по
ГОСТ 5542-87 как определяющий
взаимозаменяемость паров при сжигании в
бытовых горелочных устройствах. Поскольку
воббметры отечественной промышленностью
не производятся, по ГОСТ 2267—82
рекомендуется определять число Воббе
расчетом по измеренным или расчетным
значениям относительной плотности и
теплоты сгорания газа. Число Воббе
вычисляют по формуле

Ю = Я,
(2.1)

где Q — теплота
сгорания; d — относительная плотность
газа.

Рис.
1.20. Кривые образования гидратов для смеси
СН, и С₂Н_в. Содержание этана (в
%):

1 — 45,6; 2 — 9,6; 3 — 5; 4 — 2,9; 5 —
2,2; 6-1.2

283 Г,
К

Метан

Пропаи

Рис. 1.21. Кривые образования
гидратов для смеси СН₄ и
С₃Н₃. Содержание

пропана (в
%);

1 — 63; 2 — 29; 3 — 12; 4 — 5; 5 —
2,6; 6 — 1.0

Рис. 1.22. Кривые образования
гидратов индивидуальных
углеводородов:

р,
Mila

10,0

/ — кривые
образования гид

ратов; II —
кривые упругости паров 1 — метан; 2 —
этан; 3 — пропан; 4 — изобутан; 5 —
ацетилен; 6 — эгилен

Рис.
1.23. Кривые образования

гидратов для
смеси CH.. и H₂S. 273 27S 277 279 281
283

Содержание H,S (в %):

I — 1,2 — 2;
3—4; 4 — 6; 5 — 10; б — 20; 7 — 40; 8 — 60; 9-100

Рис.
1.24. Кривые образования гидратов для смесей
СН, и С0₂.
Содержание

Метан

Гидраты
не образуются

СО, (в
%):

1 — 12,5; 2 — 28; 3 — 32; 4 — 60; 5
— 100

В присутствии сероводорода
температура гидратообразования
углеводородных газов значительно
повышается. Чем больше сероводорода в газе,
тем выше равновесная температура и ниже
равновесное давление гидратообразования
углеводородного газа. Например, из рис. 1.23
видно, что при давлении 5 МПа для чистого
метана температура образования гидратов
составляет 6 “С, а при 2 %-ном содержании
H₂S она достигает 10 °С. Влияние С0₂
на образование гидратов углеводородных
газов показано на рис. 1.24.

Природные
газы, содержащие азот, имеют более низкую
температуру образования гидратов.
Например, в природном газе с относительной
плотностью 0.6 отсутствует азот, гидраты
образуются при температуре 10 °С и давлении
3,4 МПа, если же в газе содержится 18 % азота,
равновесное давление гидратообразования
снижается до 3 МПа.

Для образования
гидратов в жидких углеводородах по
сравнению с газообразными (рис. 1.25, кривые
1 и 3) требу-

5	_eS	S	с*	s		s
0,194	1,21410	0,239	1,26998	0,284	1,32843	0,329	1,38958
0,195	1,21531	0,240	1,27125	0,285	1,32976	0,330	1,39097
0,196	1,21633	0,241	1,27232	0,286	1,33109	0,331	1,39236
0,107	1,21774	0,242	1,27379	0,287	1,33242	0,332	1,39375
0,198	1,21896	0,243	1,27507	0,288	1,33376	0,333	1,39515
0,199	1,22018	0,244	1,27634	0,289	1,33509	0,334	1,39654
0,200	1,22140	0,245	1,27762	0,290	1,33643	0,335	1,39794
0,201	1,22262	0,246	1,27890	0,291	1,33776	0,336	1,39934
0,202	1,22385	0,247	1,28018	0,292	1,33910	0,337	1,40074
0,203	1,22507	0,248	1,28146	0,293	1,34044	0,338	1,40214
0,204	1,22630	0,249	1,28274	0,294	1,34178	0,339	1,40354
0,205	1,22733	0,250	1,28403	0,295	1,34313	0,340	1,40495
0,206	1,22875	0,251	1,28531	0,296	1,34447	0,341	1,40635
0,207	1,22998	0,252	1,28660	0,297	1,34582	0,342	1,40776
0,208	1,23121	0,253	1,28788	0,298	1,34716	0,343	1,40917
0,209	1,23244	0,254	1,28917	0,299	1,34851	0,344	1,41058
0,210	1,23368	0,255	1,29046	0,300	1,34986	0,345	1,41199
0,211	1,23491	0,256	1,29175	0,301	1,35121	0,346	1,41340
0,212	1,23615	0,257	1,29305	0,302	1,35256	0,347	1,41482
0,213	1,23738	0,258	1,29434	0,303	1,35391	0,348	1,41623
0,214	1,23862	0,259	1,29563	0,304	1,35527	0,349	1,41764
0,215	1,23986	0,260	1,29693	0,305	1,35663	0,350	1,41907
0,216	1,24110	0,261	1,29823	0,306	1,35798	0,351	1,42049
0,217	1,24234	^0,262	1,29953	0,307	1,35934	0,352	1,42191
0,218	1,24359	0,263	1,30083	0,308	1,36070	0,353	1,42333
0,219	1,24483	0,264	1,30213	0,309	1,36206	0,354	1,42476
0,220	1,24608	0,265	1,30343	0,310	1,36343	0,355	1,42618
0,221	1,24732	0,266	1,30474	0,311	1,36479	0,356	1,42761
0,222	1,24857	0,267	1,30604	0,312	1,36615	0,357	1,42904
0,223	1,24982	0,268	1,30735	0,313	1,36752	0,358	1,43047
0,224	1,25107	0,269	1,30866	0,314	1,36889	0,359	1,43190
0,225	1,25232	0,270	1,30996	0,315	1,37022	0,360	1,43333
0,226	1,25358	0,271	1,31128	0,316	1,37163	0,361	1,43476
0,227	1,25483	0,272	1,31259	0,317	1,37300	0,362	1,43620
0,228	1,25609	0,273	1,31390	0,318	1,37438	0,363	1,43764
0,229	1,25734	0,274	1,31521	0,319	1,37575	0,364	1,43907
0,230	1,25860	0,275	1,31653	0,320	1,37713	0,365	1,44051
0,231	1,25986	0,276	1,31785	0,321	1,37851	0,366	1,44196
0,232	1,26112	0,277	1,31917	0,322	1,37988	0,367	1,44340
0,233	1,26238	0,278	1,32049	0,323	1,38127	0,368	1,44484
0,234	1,26364	0,279	1,32181	0,324	1,38265	0,369	1,44629
0,235	1,26491	0,280	1,32313	0,325	1,38403	0,370	1,44773
0,236	1,26617	0,281	1,32445	0,326	1,38542	0,371	1,44918
0,237	1,26744	0,282	1,32578	0,327	1,38680	0,372	1,45063
0,238	1,26871	0,283	1,32711	0,328	1,38819	0,373	1,45208

S		s		s	*e-’**	s	_cs
0,374	1,45354	0,419	1,52044	0.464	1,5904	0,509	1,6636
0,375	1,45499	0,420	1,52196	0,465	1,5930	0,510	1,6653
0,376	1,45645	0,421	1,52348	0,466	1,5936	0,511	1,6670
0,377	1,45790	0,422	1,52501	0,467	1,5952	0,512	1,6686
0,378	1,45936	0,423	1,52653	0,468	1,5968	0,513	1,6703
0,379	1,46082	0,424	1,52806	0,469	1,5984	0,514	1,6720
0,380	1,46228	0,425	1,52959	0,470	1,6000	0,515	1,6736
0,381	1,46375	0,426	1,53112	0,471	1,6016	0,516	1,6753
0,382	1,46521	0,427	1,53265	0,472	1,6032	0,517	1,6770
0,383	1,46768	0,428	1,53419	0,473	1,6048	0,518	1,6787
0,384	1,46815	0,429	1,53572	0,474	1,6064	0,519	1,6803
0,385	1,46961	0,430	1,53726	0,475	1,6080	0,520	1,6820
0,386	1,47108	0,431	1,53880	0,476	1,6096	0,521	1,6837
0,387	1,47256	0,432	1,54034	0,477	1,6112	0,522	1,6854
0,388	1,47403	0,433	1,54188	0,478	1,6128	0,523	1,6871
0,389	1,47550	0,434	1,54340	0,479	1,6145	0,524	1,6888
0,390	1,47698	0,435	1,54496	0,480	1,6161	0,525	1,6905
0,391	1,47846	0,436	1,54651	0,481	1,6177	0,526	1,6922
0,392	1,47994	0,437	1,54806	0,482	1,6193	0,527	1,6938
0,393	1,48142	0,438	1,54960	0,483	1,6209	0,528	1,6955
0,394	i, 48290	0,439	1,55116	0,484	1,6226	0,529	1,6972
0,395	1,48438	0,440	1,55271	0,485	1,6242	0,530	1,6989
0,396	1,48587	0,441	1,55426	0,486	1,6258	0,531	1,7006
0,397	1,48736	0,442	1,55582	0,487	1,6274	0,532	1,7023
0,398	1,48884	0,443	1,55737	0,488	1,6291	0,533	1,7040
0,399	1,49033	0,444	1,55893	0,489	1,6307	0,534	1,7057
0,400	1,49182	0,445	1,56049	0,490	1,6323	0,535	1,7074
0,401	1,49332	0,446	1,56205	0,491	1,6339	0,536	1,7092
0,402	1,49481	0,447	1,56361	0,492	1,6356	0,537	1,7109
0,403	1,49631	0,448	1,56518	0,493	1,6372	0,538	1,7126
0,404	1,49780	0,449	1,56674	0,494	1,6389	0,539	1,7143
0,405	1,49930	0,450	1,56831	0,495	1,6405	0,540	1,7160
0,406	1,50080	0,451	1,56991	0,496	1,6421	0,541	1,7177
0,407	1,50238	0,452	1,5715	0,497	1,6438	0,542	1,7194
0,408	1,50381	0,453	1,5730	0,498	1,6454	0,543	1,7212
0,409	1,50531	0,454	1,5746	0,499	1,6471	0,544	1,7229
0,410	1,50682	0,455	1,5762	0,500	1,6487	0,545	1,7246
0,411	1,50833	0,456	1,5778	0,501	1,6504	0,546	1,7263
0,412	1,50983	0,457	1,5793	0,502	1,6520	0,547	1,7281
0,413	1,51135	0,458	1,5809	0,503	1,6537	0,548	1,7298
0,414	1,51286	-0,459	1,5825	0,504	1,6553	0,549	1,7315
0,415	1,51437	0,460	1,5841	0,505	1,6570	0,550	1,7333
0,416	1,51589	0,461	1,5857	0,506	1,6586	0,551	1,7350
0,417	1,51740	0,462	1,5872	0,507	1,6603	0,552	1,7367
0,418	1,51892	0,463	1,5888	0,508	1,6620	0,553	1,7385

2.5. ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО УРОВНЯ
ТЕХНОЛОГИИ ПОДГОТОВКИ ГАЗА К
ТРАНСПОРТУ

Наличие в газах большого
количества тяжелых углеводородов и кислых
компонентов, освоение месторождений
природных газов, находящихся в районах
Крайнего Севера, а также необходимость
высоких темпов приращения объемов добычи
газа создали объективные предпосылки для
научно-технического прогресса в газовой
промышленности. Из основных результатов
НТП можно указать разработку и
внедрение:

отраслевых стандартов и
технических условий, регламентирующих
показатели качества
продукции;

типовых технологических
схем подготовки газа к транспорту;
унифицированного блочно-комплектного
оборудования большой единичной
мощности;

стабилизации газового
конденсата с применением колонного
оборудования и полной утилизацией газов
выветривания и
де-этанизации;

усовершенствованных
методов расчета технологических процессов
и схем с использованием ЭВМ и персональных
компьютеров;

установок комплексной
подготовки газа мощностью до 30 млрд.
м.^л/год;

газопромысловых
комплексов с завершенным технологическим
циклом, включающим извлечение из газов
воды, тяжелых углеводородов, производство
моторных топлив, сжиженных газов,
обезвреживание промстоков и
т.д.

Однако, несмотря на
перечисленные достижения, имеется ряд
недостатков в области первичной
переработки природных газов. Наиболее
серьезный из них — низкая глубина
извлечения тяжелых компонентов из газов и,
следовательно, неквалифицированное
использование ресурсов углеводородного
сырья. Этот вопрос рассмотрим на примере
крупнейших газоконденсатных месторождений
(ГКМ).

Оренбургское ГКМ. Из
эксплуатируемых газоконденсатных
месторождений только на Оренбургском
частично решен вопрос об извлечении этана
из газа, и то в связи с необходимостью
выделения гелия из газа. Глубина извлечения
этана из газа в качестве товарного продукта
составляет около 10 % от его потенциального
содержания в сырье. Безусловно, этот
показатель не может считаться
удовлетворительным.

Выход
пронан-бутановой фракции в товарную
продукцию по Оренбургскому комплексу
составляет 34-35 %, что также
недостаточно.

Вуктыльское ГКМ. На
стадии проектирования не предусмотрено
выделение этана из газа, хотя по
концентрации этана в исходном газе (~9 %) это
месторождение является уникальным. Газ
Вуктыльского ГКМ отличается также большим
содержанием пропана и более тяжелых
углеводородов.

За период
эксплуатации потери (в результате
неквалифицированного использования) этана
с товарным газом составили свыше 40 млн. т.
Извлечение из этого количества этана хотя
бы половины и использование его в качестве
пиролизного сырья высвободило бы для
народного хозяйства около 55 млн. т бензина.
На Вуктыльском комплексе исключительно
низка также степень выхода в товарную
жидкую продукцию пропана и бутанов. Около 80
% пропан-бутановой смеси (от потенциального
содержания в сырье) в составе товарного
газа подано в магистральный
газопровод.

Уренгойское ГКМ.
Технологическая схема комплекса
обеспечивает выход пропана и бутанов в
широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ)
в количестве соответственно 30 и 60 % от их
содержания в сырьевом газе. Вследствие
этого более половины ресурсов этих
углеводородов остается в товарном газе, т.е.
используется как топливо. Извлечение этана
из газа в качестве целевого продукта не
производится. Этот вопрос частично будет
решен только с вводом ГХК.

Из-за
низкой степени извлечения тяжелых
углеводородов из газа за весь период
эксплуатации будет неквалифицированно
использовано 176 млн. т этана, свыше 75 млн. т
пропана и бутанов.

Ямбургское ГКМ.
Выход пропанов и бутанов в жидкую
товарную продукцию (ШФЛУ) по проекту
составляет 40 и 67 % соответственно. Здесь
также не предусмотрено извлечение этана в
качестве товарного продукта. При
эксплуатации технологических установок а
нроектном режиме к концу разработки
месторождения в качестве топлива в составе
товарного газа будет использовано 74,1 млн. т
этана, 21,3 млн. т пропана и

11,6 млн. т
бутанов.

Оценка технического уровня
обработки газа за рубежом. В настоящее
время США, Канада, Франция, ФРГ, Англия и ряд
других стран имеют передовую технологию и
технику обработки природных и нефтяных
газов. В большинстве своем технический
уровень технологических процессов в этих
странах близок, а отличия не носят
принципиального характера. Это объясняется
высокой степенью интеграции в области
техники и технологии. Основное отличие
газоперерабатывающих установок состоит в
аппаратурном оформлении.

Рис. 1.25.
Образование гидратов в газообразном и
жидком пропане.

Зоны:

273
274 275 276 271 278
Г, К

I
— газообразный пропан +
вода;

II — гидрат +
газообразный

пропан; III — жидкий
пропан + вода: IV — гидрат +
жидкий

пропан

ются более высокое
давление и более низкие температуры. Кривая
2 характеризует упругость
насыщенных паров пропана. Выше нее пропан
находится в жидком, а ниже — в газообразном
состояниях. Например, при температуре 3.8 °С
для образования гидрата в газообразном
пропане требуется давление 0,46 МПа, в жидком
— более 3 МПа.

В отличие от природных
газов выделение гидратов в жидких
углеводородных газах сопровождается
увеличением давления системы (в замкнутом
объеме). Кроме того, как и в природных газах,
в этом случае выделяется теплота, в
результате чего повышается температура
системы. Поскольку объем остается
постоянным, с увеличением температуры в
системе растет и
давление.

Разложение гидратов
жидких углеводородных газов
сопровождается уменьшением объема и,
следовательно, понижением давления.
Образование гидратов в жидких
углеводородах идет несравнимо медленнее,
чем в газообразных. Чтобы начался этот
процесс, требуется выдержать систему при
соответствующих условиях в течение
некоторого времени. Однако при
отрицательных температурах после
появления мелких кристалликов льда гидраты
начинают образовываться значительно
быстрее.

1.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ТИПА ЗАЛЕЖИ ПО СОСТАВУ ГАЗА

В 1966 г.
был предложен способ определения типа
залежи по первой пробуренной скважине,
состоящий в отборе проб п анализе газа из
газовой части залежи с последующим
сопоставлением полученных результатов
анализа по значению

¦ оотношения
г-С₄/л-С₄. Для газовых
месторождений i-С₄/ п
с:₄> 1 и находится в пределах от
1Д до 1,4, т.е. 1,1
<

У-С₄/л-С₄< < 1,4.
Для газоконденсатных месторождений I
С₄/л-С₄ ~ 1,1 и находится в
пределах 0,9 до 1,1, т.е. 0,9 <

•
/-С₄/л-С₄
< 1,1. Для газонефтяных и
газоконденсатно-неф-I я пых месторождений
*-С₄/л-С₄ < 1 и
находится в пределах

• •г
0,5 до 0,9, т.е. 0,5
< < z’-C₄/n-C₄< 0,9.
Точность метода в пределах 0,5
%.

Развитие этого способа [7] в
дальнейшем было направлено мм
использование методов математической
статистики. Было ммявлено, что наиболее
четкое деление на типы залежей наблюдается
при использовании в качестве признака
сочетании

Z = А + В,
11.49)

гдв

Л =
С₂/С₃; В = (С, + С₂ +
С₃ + С₄)/С₅₊,
(1.50)

|Д|‘СЬ С,, Cj, Сз,
С₄ и — мольные проценты
(доли) СН₄,

< l(ir
С₃Н₈,
С₄Н₁₀ и
С₅Н₁₂+ соответственно в
составе

пластовой смеси. При Z
> 450 месторождение относится к I I эовым,
при 80 < Z < 450 — к газоконденсатным
без нефтяной оторочки. В интервале 60 < Z
< 80 — газоконденсатные месторождения
имеют маленькую нефтяную или конденсатную
оторочку (непромышленного значения или
рассеянную по пласту нефть). При 15 < Z
< 60 месторождения относятся к
газоконденсатным с нефтяной оторочкой
(промышленного значения). При этом чем
меньше 1 качение Z, тем больше размеры
оторочки. При 7 < Z < 15 месторождения
относятся к нефтегазоконденсатным и при /
< 7 — к нефтяным. В интервале 2,5 < Z
< 7 расположены месторождения легкой
нефти. При малых значениях Z (близ-м1ч или
меньше единицы) располагаются
месторождения с 1м.и:оковязкими
тяжелыми нефтями.

Таким образом, по
данным исследований проб газа
из

_es

_cs

1,8203 1,8221 1,8239
1,8258 1,8276

1,8294 1,8313 1,8331 1,8349
1,8368

1,8386 1,8404 1,8423 1,8441 1,8460

1,8473
1,8497 1,8515 1,8534 1,8552

1,8571 1,8589 1,8608 1,8836
1,8645

1,8664 1,8682 1,8701 1,8720
1,8739

1,8757

1,8776

1,8795

1,8814

1,8833

1,8851
1,8870 1,8889 1,8908 1,8927

1,8946 1,8963 1,8984 1,9003
1,9022

0,644

0,645

0,646

0,647

0,648

0,649

0,650

0,651

0,652

0,653

0,654

0,655

0,656

0,657

0,658

0,659

0,660

0,661

0,662

0,663

0,664

0,665

0,666

0,667

0,668

0,669

0,670

0,671

0,672

0,673

0,674

0,675

0,676

0,677

0,678

0,679

0,680

0,681

0,682

0,683

0,684

0,685

0.686

0,687

0,688

1,7402 1,7410 1,7437 1,7454 1,7472

1,7489
1,7507 1,7524 1,7542 1,7559

1,7577 1,7594 1,7612 1,7638
1,7647

1,7665

1,7683

1,7700

1,7718

1,7736

1,7754

1,7771

1,7784

1,7807

1,7825

1,7843
1,7860 1,7870 1,7896
1,7914

1,7932

1,7950

1,7968

1,7986

1,8004

1,8022

1,8040

1,8058

1,8076

1,8094

1,8112

1,8130

1,8148

1,8167

1,8185

0,599

0,600

0,601

0,602

0,603

0,604

0,605

0,606

0,607

0,608

0,609

0,610

0,611

0,612

0,613

0,614

0,615

0,616

0,617

0,618

0,619

0,620

0,621

0,622

0,623

0,624

0,625

0,626

0,627

0,628

0,629

0,630

0,631

0,632

0,633

0,634

0,635

0,636

0,637

0,638

0,639

0,640

0,641

0,642

0,643

0,689

0,690

0,691

0,692

0,693

0,694

0,695

0,696

0,697

0,698

0,699

0,700

0,701

0,702

0,703

0,704

0,705

0,706

0,707

0,708

0,709

0,710

0,711

0,712

0,713

0,714

0,715

0,716

0,717

0,718

0,719

0,720

0,721

0,722

0,723

0,724

0,725

0,726

0,727

0,728

0,729

0,730

0,731

0,732

0,733

0,554

0,555

0,556

0,557

0,558

0,559

0,560

0,561

0,562

0,563

0,564

0,565

0,566

0,567

0,568

0,569

0,570

0,571

0,572

0,573

0,574

0,575

0,576

0,577

0,578

0,579

0,580

0,581

0,582

0,583

0,584

0,585

0,586

0,587

0,588

0,589

0,590

0,591

0,592

0,593

0,594

0,595

0,596

0,597

0,598

1,9041

1,9060

1,9079

1,9098

1,9117

1,9136

1,9155

1,9175

1,9194

1,9213

1,9232

1,9251

1,9271

1,9290

1,9309

1,9329

1,9348

1,9367

1,9387

1,9406

1,9425
1,9445 1,9464 1,9484 1,9503

1,9523 1,9542 1,9562 1,9581
1,9601

1,9621 1,9640 1,9660 1,9680 1,9699

1,9719
1,9739 1,9759 1,9778
1,9798

1,9818

1,9838

1,9858

1,9877

1,9897

1,9917

1,9937

1,9957

1,9977

1,9997

2,0017

2,0037

2,0057

2,0077

2,0097

2,0117

2,0138

2,0158

2,0178

2,0198

2,0218

2,0238

2,0259

2,0279

2,0299

2,0320

2,0340

2,0360

2,0381

2,0401

2,0421

2,0442

2,0462

2,0483

2,0503

2,0524

2,0544

2,0565

2,0585

2,0606

2,0627

2,0647

2,0668

2,0689

2,0709

2,0730

2,0751

2,0772

2,0792

2,0813

0,869

0,870

0,871

0,872

0,873

0,874

0,875

0.876

0.877

0,878

0,879

0,880

0,881

0,882

0,883

0,884

0,885

0,886

0,887

0,888

0,889

0,890

0.891

0,892

0,893

0,894

0,895

0,896

0,897

0,898

0,899

0,900

0,901

0,902

0,903

0,904

0,905

0,906

0,907

0,908

0,909

0,910

0,911

0,912

0,913

0,824

0,825

0,826

0,827

0,828

0,829

0,830

0,831

0,832

0,833

0,834

0,835

0,836

0,837

0,838

0,839

0,840

0,841

0,842

0,843

0,844

0,845

0,846

0,847

0,848

0,849

0,850

0,851

0,852

0,853

0,854

0,855

0,856

0,857

0,858

0,859

0,860

0,861

0,862

0,863

0,864

0,865

0,866

0,867

0,868

0,779

0,780

0,781

0,782

0,783

0,784

0,785

0,786

0,787

0,788

0,789

0,790

0,791

0,792

0,793

0,794

0,795

0,796

0,797

0,798

0,799

0,800

0,801

0,802

0,803

0,804

0,805

0,806

0,807

0,808

0,809

0,810

0,811

0,812

0,813

0,814

0,815

0,816

0,817

0,818

0,819

0,820

0,821

0,822

0,823

2,0834

2,0855

2,0876

2,0897

2,0917

2,0938

2,0959

2,0980

2,1001

2,1022

2,1043

2,1064

2,1085

2,1107

2,1128

2,1149

2,1170

2,1191

2,1212

2,1234

2,1255

2,1276

2,1297

2,1319

2,1340

2,1361

2,1383

2,1404

2,1426

2,1447

2,1468
2,1490 2,1511 2,1533
2,1555

2,1576

2,1598

2,1619

2,1641

2,1663

2,1684

2,1706

2,1728

2,1749

2,1771

2,1793

2,1815

2,1837

2,1858

2,1880

2,1902

2,1924

2,1946

2,1968

2,1990

2,2012

2,2034

2,2056

2,2078

2,2100

2,2122

2,2144

2,2167

2,2189

2,2211

2,2233

2,2255

2,2278

2,2300

2,2322

2,2345

2,2367

2,2389

2,2412

2,2434

2,2457

2,2479

2,2502

2,2524

2,2547

2,2569

2,2592

2,2614

2,2637

2,2660

2,2682

2,2705

2,2728

2,2750

2,2773

2,2796

2,2819

2,2842

2,2864

2,2887

2,2910

2,2933

2,2956

2,2979

2,3002

2,3035

2,3048

2,3071

2,3094

2,3117

2,3141

2,3164

2,3187

2,3210

2,3233

2,3257

2,3280

2,3303

2,3326

2,3350

2,3373

2,3396

2,3420

2,3443

2,3467

2,3490

2,3514

2,3537

2,3561

2,3584

2,3608

2,3632

2,3655

2,3679

2,3703

2,3726

2,3750

2,3774

2,3798

2,3821

Следует отметить, что в США и
Канаде газы не делят на природные и
нефтяные. Используется единый термин “natural
gas”. Нет четкого деления также на
промысловые и заводские установки. Часто
все установки называют
заводом.

Большое значение придается
комплексному использованию ресурсов
природных газов. Этим и объясняется
глубокое извлечение из газов этана, пропана
и бутанов. Степень извлечения конденсата
(С₅₊) из газа составляет 90-99,9
%.

Известно, что последние годы
характеризуются уменьшением объема добычи
природных и нефтяных газов. Несмотря на это,
общее количество производимых жидких
углеводородов находится на достаточно
высоким уровне, что объясняется
поддержанием высокой степени извлечения
целевых компонентов из газов. Средний выход
жидких углеводородов (С_2т) на ГПЗ США
составил в 1972 г. — 100 г/м³, в 1975 г. -113
г/м³. В восьмидесятые и девяностые
годы за счет внедрения новых технических
решений выход фракции С₂₊ был доведен
до 126 г/м³. Это позволило сохранить
годовое производство жидких углеводородов
на уровне не менее 50 млн. т, несмотря
на уменьшение объема перерабатываемого
газа.

Производство этана на ГПЗ США
составляет более 4 млн. т/год. Основное
количество этана используется как
пиролизное сырье. Для этой цели
используется также часть пропана и
бутанов.

К настоящему времени в США
наметилась тенденция использовать в
качестве пиролизного сырья смеси этана и
нефтяных фракций. Это требует
реконструкции пиролизных печей, благодаря
чему достигается гибкость производства.
Аналогичные установки строятся и в других
странах.

Обобщение материалов
технической литературы показывает, что для
первичной переработки природных газов
применяются те же принципы, что и в РФ и
странах СНГ. Отличия заключаются в
следующем:

сроки ввода в
эксплуатацию газоперерабатывающих
установок и заводов за рубежом значительно
короче: от начала проектирования до
освоения мощностей проходит 2-3
года;

газоперерабатывающие заводы
отличаются меньшей численностью
обслуживающего персонала, что связано с
высоким профессионализмом рабочих, уровнем
автоматизации и минимальным количеством
управленческих кадров;

пластовая
продукция большинства месторождений
характеризуется повышенным содержанием
этана и более тяжелых углеводородов; это
также является одним из основных
факторов, обусловливающих глубокую
переработку газов;

отсутствуют
общие нормы на точки росы газа по воде и
углеводородам. Установлены более жесткие
нормы на содержание сернистых соединений в
газе: H₂S не более 5,7 мг/м³. (В СССР
этот показатель но ОСТ 51.40-83 был установлен
не более 20 мг/м³, в новом ОСТ 51.40-93 — 7
мг/м³.);

широкое применение
находят малогабаритные технологические
установки, более половины которых имеют
мощность по сырью до 300 млн. м³ в год.
Такое положение объясняется общим
характером переработки газов, независимо
от объемов добычи, с целью
квалифицированного использования их
ресурсов. Это в первую очередь связано с
большой концентрацией в газе этана, пропана
и бутанов и рыночным отношением к
производству;

для поддержания
рентабельности технологических установок
проводится их реконструкция. При этом
наиболее широко осуществляется переход на
более низкие изотермы конденсации,
преимущественно с использованием
турбодетандерных
агрегатов;

выдается огромное
количество патентов на новые процессы,
большинство из которых носит рекламный
характер и не находит применения.

2.6.
СИСТЕМНЫЙ ПОДХОД К ВЫБОРУ ПАРАМЕТРОВ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
УСТАНОВОК

Обобщение опыта
эксплуатации систем сбора и обработки газа
позволяет рассматривать внутрииромысловые
газопроводы (ВПГ), установки комплексной
подготовки газа (УКПГ),
газоперерабатывающие заводы (ГПЗ), дожимные
компрессорные станции (ДКС) и т.д. как
отдельные элементы Единой системы
газоснабжения (ЕСГ). Следовательно,
надежность и высо-коэффективность работы
ЕСГ может быть обеспечена только при выборе
оптимальных технических решений по ВПГ,
УКПГ, ГПЗ, ДКС и т.д. как в отдельности, так и
во взаимо-увязке между
собой.

Несмотря на* это, по
сложившейся практике до последнего
десятилетия основное внимание при
обработке газа уделялось
газоперерабатывающему заводу: было
разработано и внедрено множество приборов
и систем управления технологическими
процессами ГПЗ.

В то же время во
многих случаях работа ГПЗ рассматривалась
без достаточного учета всех факторов,
имеющих место на объектах промысловой
обработки (изменение состава сырья в
зависимости от снижения пластового
давления, режима работы

скважин в
период разведки имеется возможность судить
о типе залежи, наличии и примерных размерах
нефтяной оторочки, наличии контактирующих
с газовой шапкой нефтяных пластов и
свойствах нефти.

В дальнейшем при
решении задач распознавания образцов о
типах залежей пришли к выводу, что наиболее
удобно применять метод главных
компонентов, т.е. вводится понятие фактора Z
(главный компонент), представляющего собой
линейную комбинацию «независимых»
переменных

^zj=’Z^ai_i^x
1- (¹⁵¹)

1=1

где
i,j = 1, 2, …, п. Главный компонент имеет
наибольшее влияние на исследуемые
переменные величины.

При
распознавании образцов методом главных
компонентов достаточно иметь два
компонента, которые содержат подавляющую
долю общей дисперсии. Выделив эти два
компонента, можно рассчитать их для
объектов различных типов и по
группируемости точек классифицировать
исследуемые области.

В результате
расчетов главных компонентов Z, и
Z₂ для 95 газоконденсатных
месторождений [8] оказалось,
что

_z _ 0.
88С₅₊ + 0, 99С, /
С₅₊ + 0,
97С₂ / С₃ + 0,
99F
^

¹
3,71

^ 0,79С₅₊ + 0,
98Cj /С₅₊ + 0,95С₂ /С₃ + 0.
99F _м_CQ1

—
I
(1’ЭО)

3,71

где

F
= (С₂ + С₃ + С,)/С₅₊.
(1.54)

Результаты расчетов
представлены в виде графика (рис.
1.26).

При Z₁ и Z₂
> 21 — месторождения чисто
газоконденсатные. В областях 17 < Z,
< 21 и 17 < Z₂ < 20,5
расположены месторождения с
незначительной нефтяной оторочкой. При
Z_l и Z₂ < 17 —
месторождения с нефтяной
оторочкой.

Для определения типов
углеводородных месторождений можно
пользоваться в табл. 1.8.

Рис.
1.26. Распределение газоконденсатных
месторождений на группы по методу главных
компонентов [Z_v 2^).
Газоконденсатные месторождения:

I
— без нефтяной оторочки; 2 — с
незначительной нефтяной оторочкой; 3
— с нефтяной оторочкой; 4 —
нефтяной пласт

ТАБЛИЦА
1.8

Определение типов углеводородных
месторождений

Место		Пределы изменения параметров	—
рождение	С,	С₂	с,	С₄	Oi + R
1ефтяное	1,3 -2,6	0,5-14	0,5-10,5	0,7-5,5	45-89
Легкой	21-40	3,1-17,5	1,4-11,3	1,5-5,4	24-60
нефти Нофтега-	30-60	2-22	0,5-11,1	0,5-4,6	6,7-29
кжонден-< лтное Газокон	67-94	1,0-11,2	О О) 1 о о	0,3-3,4	1,0-6,9
денсатное г нефтяной оторочкой Газокон	85-95	1,3-6,9	0,05-2,1	0,3-35	0,4-1,45
денсатное 1азовое 1—1—	97 и более	0,1-3,2	0,03-0,15	0,005 — 0,5	0,002 — 0,2

S	с*	S	_es	S	«5	S	*cS**
0,914	2,4943	0,93)	2,5574	0,964	2,6222	0,989	2,6885
0,915	2,4968	0,94)	2,5600	0,965	2,6248	0,990	2,6912
0,916	2,4993	0,941	2,5625	0,966	2,6274	0,991	2,6939
0,917	2,5018	0,942	2,5651	0,967	2,6300	0,992	2,6966
0,918	2,5043	0,913	2,5677	0,968	2,6327	0,993	2,0993
0,919	2,5068	0,944	2,5702	0,969	2,6353	0,994	2,7020
0,92С	2,5093	0,945	2,5728	0,970	2,6379	0,995	2,7047
0.921	2,5118	0,916	2,5754	0,971	2,6406	0,996	2,7074
0,922	2,5143	0,917	2,5780	0,972	2,6432	0,997	2,7101
0,923	2,5168	0,918	2,5805	0,973	2,6459	0,998	2,7129
0,924	2,5193	0,949	2,5831	0,974	2,6485	0,999	2,7156
С,925	2,5219	0,950	2,5857	0,975	2,6512	1,000	2,7183
С,926	2,5244	0,951	2,5883	0,976	2,6538
0,92″	2,5269	0,952	2,5909	0,977	2,6565
0,928	2,5294	0,953	2,5935	0,978	2,6591
С,929	2,5330	0,954	2,5961	0,979	2,6618
С,930	2,5345	0,955	2,5987	0,980	2,6645
0,931	2,5370	0,956	2,6013	0,981	2,6671
0,932	2,5396	0,957	2,6039	0,982	2,6698
С, 933	2,5421	0.958	2,6055	0,983	2,6725
С,934	[2,54^7	0.959	2,6091	0,984	2,6751
С, 935	2,5472	Э.950	2,6117	0,985	2,6778
0,936	2,5498	0,961	2,6143	0,986	2,13805
0,93″	2,5523	0,962	2,6169	0,987	2,6832
0,938	_ь2,5549	0,963	2,6195	0,988	2,6859

Рассчитываем пс
формуле (II 1.6) ориентировочное значение
S

с-пгтк °>⁵⁷—²⁰⁰⁰
л

’ 0,793 300
-°’^Ы—

По табл. III.3
находим е⁵ = 1,17 821.

ор

По
формуле (I1L&) определяем ориентировочное
значение давления 1в хгс/см*^

р_3-
ор = 180 1,17 821 =212,U

Находим среднее
зрк=нтнровочное давление (в
кгс/см²)

Рср. <*р ⁼
(Ру + Рз.ор)/2 ⁼ (180 -j- 212,1);2 =
196,05.

Рассчитываем приведенное
давление

Рпр, ср. ор
⁼ 196,05/47,5 = 4,1о.

Р,

4,13 I
7_Пр = 1,5 находим по рис. 11.7 z_c^
0,790.

пр

По формуле
((1.1.6} рассчитываем 5′ для
z

ср‘

5 = 0,03415 -0,57 2000/0,790*300 =
0,165.

По табл. 11 [. 3. е = 1.1 7939. Находим по
формуле (III.5)

р₃ = 180* 1,17939 =212,3
кгс/см².

Сравнивая полученное
Р_Ср = (212,3 + 180)/2 = 196,2 с принятым ранее
Рср/ор” == 196,05, видим, что значения = 0,793 в
оСоих случаях совпадают и абсолютное
статическое забойное дувление можно
принять равным р₃ = 212,3
кгс/см².

В тех случаях, когда
осреднение давления и коэффициента
сверхсжимаемости нежелательно,
статическое забойное давление определяют
по формуле

Рз
=/j_y-f 0,03415
(III.7)

¹
ср

где

^з. пр *у.
пр

⁼ 1 ^Ру= 1
7^^Лр«^!»
^<ш‘

Рз

0,2 0,2

Для
определения р₃ по формуле
(III.7) следует:

1) одним из
описанных d п. II.3 способов найти
приведенные устьевое давление
р_Уш_Пр И
температуру Т_Пр.ср;

2)
по табл. III.4 или III.5 для полученных
р_у.пр и Гпр.ср найти
р_у;

3)
рассчитать 0,03415
;

^ср

4)
по уравнению (II 1.7) определить
р₃;

5) по табл.
111.4 или III.5 найти приведенное забойное
давление р_3ш_Пр»

соответствующее
полученным р₃ и Т_пр.
_Cpi

6) умножив
р₃. _пр на р_кр,
определить забойное давление в
остановленной скважине

Рз — Рз. гр
Ркр-

Пример. Вычислить
статическое забойное давление в газовой
скважине, если: L = 1765 м; р = 0.$ р_у = 161,7
кгс/см²; /_ср = 47 °С.

По рис.
II.2 опэеде^-.яем = 47,2 кгс/см² и
T_vry = 199 К.

kj
кр

Рассчитываем по
формулам (11.15)

Ру. пр =
161,7/42,7 =3,426;

7’пр. _ср = (47+ 273)/199 =
1,61.

По табл. II 1.4 для этих значений
Ру_>Гр ^и ^пр.
ср

ру. пр

^Рпр —
2,629j

^Рпр

0.2

0,03415pL/r_cp =
0,03415 0,6-1765/(47 + 273) =0,113.

По уравнению
(III.7)

з. пр

² dp_n?=
2,629 + 0,113 = 2,742.

Р
пр

0,2

По табл. 111.4
этой величине при 7′_Пр = 1,61
соответствует _Пр = 3,918. Отсюда
статическое давление на забое р₃ =
3.918*47,2 = 184,9 кгс/см².

Рис.
2.5. Принципиальная технологическая схема
Учкырского промыслового
комплекса:

БРА — блок регенерации
абсорбента (амина); ПХУ — пропановая
холодильная установка; БРГ — блок
регенерации гликоля; 1 — сырьевой газ;
II — очищенный от H₂S газ; III — газ
на Мубарекский ГПЗ; IV — нестабильный
конденсат

УКПГ; низкая эффективность
работы оборудования; применение различных
ингибиторов для борьбы с коррозией,
гидрато-образованием, солеотложением;
интенсификация добычи пластовой продукции
и т.д.) Это приводило к снижению
техникоэкономических показателей работы
заводских установок как за счет нарушения
их режима (давление, температура, наличие в
сырье ингредиентов), так и в связи с
недогрузкой, а в ряде случаев и перегрузкой
оборудования ГПЗ.

Рассмотрим
процессы промысловой обработки. В
настоящее время основными задачами
промысловой обработки продукции ГКМ
становится не только обеспечение
надежности эксплуатации ЕСГ, но и
квалифицированное использование отдельных
углеводородов (пропана, бутанов, конденсата
и т.д.). Решение этих задач привело к тому,
что показатели установок подготовки газа
на промыслах по своей сложности и
энергоемкости в ряде случаев приблизились
к аналогичным показателям ГПЗ. То же
касается процессов первичной переработки
газа и нестабильного конденсата. Для
иллюстрации этого положения рассмотрим
схему нескольких
промыслов.

Учкырское ГКМ. На
промысле применяются процессы аминовой
очистки газа от сероводорода, его
низкотемпературной сепарации с
использованием искусственного холода и
осушки гликолем путем прямоточного
контактирования (рис. 2.5). Следовательно, на
промысле осуществляются также регенерация
растворов амина и ДЭГа, а также
обезвреживание различных жидких
промстоков и отходящих газов.

Рис.
2.6. Принципиальная технологическая
схема Шуртанского
промыслового

комплекса:

УСК
~ установка стабилизации конденсата;
БРГ — блок регенерации гликоля; БРА —
блок регенерации амина; ДКС — дожимная
компрессорная станция; / — сырьевой газ;
II — нестабильный конденсат; III, IV
— газы деэтани-зации; V —
стабильный конденсат; VI —
дизтопливо; VII —
компримирован-ный газ; VIII —
отходящие газы; IX, X — очищенные газы;
XI — отсепариро-ванный
газ

Шуртанский промысловый комплекс.
На промысле используются процессы
низкотемпературной сепарации»
абсорбционной очистки газа от сернистых
соединений, аминовой очистки газов
регенерации, стабилизации конденсата,
переработки конденсата на моторные
топлива, регенерации гликоля и т.д. (рис. 2.6).
Практически схема промысла представляет
собой обработку газа и конденсата по
полному циклу и ничуть не проще, чем
технологическая схема ряда
газоперерабатывающих заводов. В принципе
Шуртанский комплекс можно было бы назвать и
газоперерабатывающим
заводом.

Рассмотрим процессы
заводской обработки газов.

Под
термином “заводская обработка”
подразумевается переработка газа на ГПЗ.
Для этой цели применяются те же процессы
первичной переработки, что и при
промысловой обработке, плюс процессы
вторичной переработки: получение серы,
доочистка хвостовых газов, выделение
тиолов, этана и гелия.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ.
1

1. Стрижов И.Н., Ходанович
И.Е. Добыча газа. — М.: Гостоптехиздат,
1946.

2. Телеснин Р.В.
Молекулярная физика. — М.: Высшая школа,
1965.

3. Ермилов О.Н. и
др. Физика пласта, добыча и
подземное хранение газа. — М.: Наука,
1996.

4. Коротаев Ю.П.,
Ширковсшй А.И. Добыча, транспорт и
подземное хранение газа. — М.: Недра,
1984.

5. Катц Д.
Руководство по добыче, транспорту и
переработке природного газа. — М.: Недра,
1965.

6. Коротаев Ю.П.
Комплексная разведка и разработка газовых
месторождений. — М.: Недра, 1968.

7.
Коротаев Ю.П.,
Степанова Г.С., Критская С. А.
Классификация газовых, газоконденсатных и
нефтяных месторождений по составу
пластовой смеси//Газовая промышленность. —
1974. — №4.

8. Коротаев Ю.П.,
Степанова Г.С., Критская С.Л.
Прогнозирование существования нефтяной
оторочки в газоконденсатных
месторождениях//Гео-логия нефти и газа. —
1974. — № 12.

9. Коротаев
Ю.П. Эксплуатация газовых
месторождений. — М.: Недра, 1975.

10.
Добыча, подготовка и транспорт
природного газа и конденсата: Справ,
руководство. Т. 2. — М.: Недра, 1984.

11.
Добыча, подготовка и транспорт
природного газа и конденсата: Справ,
руководство. Т. 2. — М.: Недра, 1984.

Физические основы добычи газа
»

Библиотека »

Источник

Автоматизация процесса транспортировки нефтепродуктов

Аннотация

Ключевые слова

Текст научной работы

Читайте также

Заполнение документации в турфирме

Разработка модели информационной системы юридического отдела по сопровождению и заключению договоров предприятия

Calls-технологии, особенности, применение и эффективность

Анализ производительности системы управления запасами на складе

Автоматизация учета сопроводительной документации на предприятии

Список литературы

Цитировать

Поделиться

Автоматизированная система управления

Система управления ИНТЕКа

«СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ НАТЯЖЕНИЕМ ПОЛОТНА».

«СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ПОЛОЖЕНИЕМ ПОЛОТНА».

«СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРОЙ».

«ПУЛЬТЫ УПРАВЛЕНИЯ».

«ШКАФ УПРАВЛЕНИЯ».

Автоматизация линейной части магистральных нефтепроводов

Основные требования к системе автоматизации объектов магистральных нефтепроводов

Системы автоматики и телемеханизированного управления магистральными нефтепроводами

Физические основы добычи газа
»

Библиотека »

Другие крутые статьи на нашем сайте:

Автоматизация процесса транспортировки нефтепродуктов

Аннотация

Ключевые слова

Текст научной работы

Читайте также

Заполнение документации в турфирме

Разработка модели информационной системы юридического отдела по сопровождению и заключению договоров предприятия

Calls-технологии, особенности, применение и эффективность

Анализ производительности системы управления запасами на складе

Автоматизация учета сопроводительной документации на предприятии

Список литературы

Цитировать

Поделиться

Автоматизированная система управления

Система управления ИНТЕКа

«СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ НАТЯЖЕНИЕМ ПОЛОТНА».

«СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ПОЛОЖЕНИЕМ ПОЛОТНА».

«СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРОЙ».

«ПУЛЬТЫ УПРАВЛЕНИЯ».

«ШКАФ УПРАВЛЕНИЯ».

Автоматизация линейной части магистральных нефтепроводов

Основные требования к системе автоматизации объектов магистральных нефтепроводов

Системы автоматики и телемеханизированного управления магистральными нефтепроводами

Физические основы добычи газа »

Библиотека »

Другие крутые статьи на нашем сайте:

Физические основы добычи газа
»