Основное технологическое оборудование нпс и его размещение. Магистральные нефтепроводы Что такое нпс в нефтяной промышленности

На головной нефтеперекачивающей станции нефть из резервуаров закачивают в трубопровод. Закачку осуществляют так называемые основные насосы, установленные в насосном цехе станции, соединенные последовательно или параллельно. На рис.7 изображен поперечный разрез насосного цеха нефтеперекачивающей станции с 3-мя последовательно соединенными насосными агрегатами.

В данном случае насосный цех разделен на два зала особой противопожарной (брандмауэрной) стенкой. Левый зал цеха предназначен для установки приводов насосных установок (как правило, это мощные электродвигатели); в правом зале цеха помещают центробежные нагнетатели, которые, собственно говоря, и осуществляют перекачку нефти.

Привод и центробежный нагнетатель (две части нефтеперекачивающего агрегата) соединены валом, проходящим через брандмауэрную стенку. Отверстия, через которые проходят валы приводов, для исключения попадания паров нефти в помещения с электродвигателями, закрыты гибкими резиновыми шторками, к ним подведена приточная вентиляция.

Насосы — это устройства для принудительного перемещения жидкости от сечения с меньшим значением давления (линии всасывания) к сечению с большим значением давления (линию нагнетания).

Движение жидкости в направлении против давления достигается принудительным путем. В частности, в центробежных насосах, используемых для перекачки нефти и нефтепродуктов, жидкость перемещается от сечения с меньшим давлением к сечению с большим давлением центробежной силой, возникающей при быстром вращении рабочего колеса с профильными лопатками.

Каждый центробежный нефтеперекачивающий агрегат состоит из двух основных частей: привода, в задачу которого входит создание вращения вала насоса (как правило, это мощный электродвигатель), и центробежного нагнетателя, содержащего внутри своего корпуса (статора), рабочее колесо с профильными лопатками. С помощью лопаток рабочего колеса нефть перемещается из области низкого давления (линии всасывания), в область высокого давления (линию нагнетания). Центробежная сила инерции заставляет нефть двигаться вдоль лопаток колеса от его центральной части вокруг вала к периферии. Эта сила способна преодолеть достаточно большой перепад давления. Разумеется, что для такого принудительного перемещения необходимы затраты внешней энергии на вращение рабочего колеса, что и делает привод насоса — как правило, мощный электродвигатель.

Центробежные насосы составляют основной вид нагнетательного оборудования для перекачки нефти по магистральным трубопроводам и применяются как на головной, так и на промежуточных перекачивающих станциях.

Основные насосы НПС, т.е. насосы, которые вносят наиболее существенный вклад в создание общего давления нефтеперекачивающих станций, на большинстве российских нефтепроводов соединяют последовательно, поскольку каждый из отечественных насосов способен развить только часть суммарного давления, необходимого для перекачки. Кроме того, включением или отключением отдельных насосов на НПС, можно осуществлять гибкое управление режимами транспортирования нефти в зависимости от плана поставок.

Нефть из резервуаров парка самотеком, т.е. под действием тяжести столбов жидкости, подается к основным насосам через подпорные насосы. Центробежная сила, действующая на нефть, попадающую в рабочее колесо подпорного насоса (примерно 1000 об/мин), с силой выбрасывает жидкость из нижней части стакана корпуса насоса в напорный трубопровода, из которого уже поджатая нефть с давлением, как правило, 5-7 атм, направляется к основным насосам НПС.

Подпорные насосы, как правило, соединяют параллельно для того, чтобы уменьшить подачу нефти на каждый из них, ведь подпорным насосам приходится забирать жидкость с очень малым напором на входе. Обычно подпорные насосы устанавливают не в самом здании насосной, а рядом с ним непосредственно под открытом небом.

Из подпорных насосов нефть попадает в узел учета, в котором установлены устройства для измерения расхода жидкости на потоке. Для того чтобы эти устройства могли работать нужен определенная скорость жидкости, которую как раз и обеспечивают подпорные насосы.

На промежуточных НПС, работающих по схеме «из насоса — в насос», установка подпорных насосов не требуется. Подпор, необходимый для нормального функционирования основных насосов, создается предыдущей НПС.

УХТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра проектирования и эксплуатации магистральных газонефтепроводов

ОТЧЕТ ПО УЧЕБНО-ОЗНАКОМИТЕЛЬНОЙ ПРАКТИКЕ

Магистральный транспорт нефти (насосные перекачивающие станции)

Выполнил: студент группы ПЭМГ-1-08

Мусинская Ю.А.

Проверил: Леонов И.С.

Ухта 2010 год

План:

Введение;
Нефтеперекачивающие станции магистральных нефтепроводов;
Классификация НПС и характеристика основного оборудования;
Насосно-силовое оборудование для перекачки нефти;
Системы перекачки;
Заключение;
Библиографический список.

Введение

Развитие экономики России невозможно без обеспечения отечественной нефтеперерабатывающей промышленности нефтью для производства нефтепродуктов и сырья для нефтехимической промышленности, без экспорта нефти для получения валюты и закупки зарубежного оборудования, материалов и технологий. Наиболее дешевым и высоконадежным видом транспорта нефти являются магистральные нефтепроводы. С разработкой нефтяных месторождений Восточной Сибири и Крайнего Севера, началом освоения шельфа и морских месторождений происходят дальнейшее удаление мест переработки от районов добычи и рост затрат на транспортировку углеводородов. В этих условиях трубопроводный транспорт становится важнейшим элементом топливно-энергетического комплекса страны, обеспечивающим снижение издержек и повышение прибыльности добычи нефти для нефтегазодобывающих компаний.

Магистральным нефтепроводом называется трубопровод протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенный для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта.

Магистральный трубопровод состоит из подводящих трубопроводов, головной и промежуточных нефтеперекачивающих станций, конечного пункта и линейных сооружений (собственно трубопровод, линейные задвижки, средства защиты трубопровода от коррозии, переходы через естественные и искусственные препятствия, линии связи, линии электропередач, дома обходчиков, вертолетные площадки, вдольтрассовые грунтовые дороги).

Нефтеперекачивающие станции магистральных нефтепроводов

Для создания и поддержания в трубопроводе напора, достаточного для обеспечения транспортировки нефти, необходимы нефтеперекачивающие станции. Основное назначение каждой нефтеперекачивающей станции состоит в том, чтобы забрать нефть из сечения трубопровода с низким напором, с помощью насосов увеличить этот напор и затем ввести нефть в сечение трубопровода с высоким напором. Основными элементами НПС являются насосные агрегаты, резервуары, системы подводящих и распределительных трубопроводов, узлы учета, устройства приема и пуска очистных устройств и поточных средств диагностики, а также системы смазки, вентиляции, отопления, энергоснабжения, водоснабжения, автоматики, телемеханики и т.п.

Классификация НПС и характеристика основного оборудования

Нефтеперекачивающие (насосные) станции подразделяются на головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). Головная НПС предназначена для приема нефтей с промыслов, смешения или разделения их по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод. Промежуточные НПС служат для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачки нефти.

К объектам первой группы относятся: резервуарный парк; подпорная насосная; узел учета нефти с фильтрами; основная насосная; узел регулирования давления и узлы с предохранительными устройствами; камеры пуска и приема очистных устройств; технологические трубопроводы с запорной арматурой.

К объектам второй группы относятся: понижающая электроподстанция с распределительными устройствами; комплекс сооружений, обеспечивающих водоснабжение станции; котельная с тепловыми сетями; инженерно-лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; механические мастерские; мастерские ремонта и наладки контрольно-измерительных приборов (КИП); гараж; складские помещения; административно-хозяйственный блок и т.д.

На головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются следующие технологические операции: прием и учет нефти; краткосрочное хранение нефти в резервуарах; внутристанционные перекачки нефти (из резервуара в резервуар); закачка нефти в магистральный трубопровод; пуск в трубопровод очистных и диагностических устройств. На ГНПС может производиться подкачка нефти из других источников поступления, например, из других нефтепроводов или попутных нефтепромыслов.

Принципиальная технологическая схема головной НПС приведена на рис. 1. Она включает подпорную насосную 1, площадку фильтров и счетчиков 2, основную насосную 3, площадку регуляторов давления 4, площадку пуска скребков 5 и резервуарный парк 6. Нефть с промысла направляется на площадку 2, где сначала очищается в фильтрах-грязеуловителях от посторонних предметов, а затем проходит через турбинные расходомеры, служащие для оперативного контроля за ее количеством. Далее она направляется в резервуарный парк 6, где производится ее отстаивание от воды и мехпримесей, а также осуществляется коммерческий учет. Для закачки нефти в магистральный трубопровод используются подпорная 1 и основная 3 насосные. По пути нефть проходит через площадку фильтров и счетчиков 2 (с целью оперативного учета), а также площадку регуляторов давления 4 (с целью установления в магистральном нефтепроводе требуемого расхода). Площадка 5 служит для запуска в нефтепровод очистных устройств – скребков.

На промежуточных нефтеперекачивающих станциях происходит повышение напора транспортируемой нефти с целью обеспечения ее дальнейшей перекачки. Принципиальная схема промежуточной НПС приведена на рис. 2. Она включает основную насосную 1, площадку регуляторов давления 2, площадку пуска и приема скребков 3, а также площадку с фильтрами-грязеуловителями 4. Нефть, поступающая из магистрального трубопровода, сначала проходит через фильтры-грязеуловители, затем приобретает в насосах энергию, необходимую для дальнейшей перекачки и после регулирования давления на площадке 2 закачивается в следующий участок магистрального нефтепровода.

При работе ПНПС в режиме «из насоса в насос» (т.е. режиме, при котором конец предыдущего участка нефтепровода подключен непосредственно к линии всасывания насосов следующей НПС) промежуточные НПС не имеют резервуарных парков; в других случаях, когда перекачка ведется через резервуары или с подключенными резервуарами такие парки на ПНПС имеются. На ПНПС устанавливаются также системы сглаживания волн давления и защиты от гидравлических ударов.

Рис. 1. Технологическая схема головной НПС:

1 – подпорная насосная; 2 – площадка фильтров и счетчиков; 3 – основная насосная; 4 – площадка регуляторов; 5 – площадка пуска скребков; 6 – резервуарный парк

Рис. 2. Технологическая схема промежуточной НПС:

1 – основная насосная; 2 – помещение с регулирующими клапанами; 3 – устройство приема и пуска скребков; 4 – площадка с фильтрами-грязеуловителями

Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на так называемые эксплуатационные участки с протяженностью 400-600 км, состоящие из 3-5 участков, разделенных ПНПС, работающих в режиме «из насоса в насос», и, следовательно, гидравлически связанных друг с другом. В то же время эксплуатационные участки соединяются друг с другом через резервуарные парки, так что в течение некоторого времени каждый эксплуатационный участок может вести перекачку независимо от соседних участков, используя для этого запас нефти своих резервуаров.

Для снижения затрат на сооружение НПС используется метод блочно-комплектного или блочно-модульного их исполнения. Главное преимущество этого метода достигается тем, что на территории станции практически отсутствуют сооружения из кирпича, бетона и железобетона. Все оборудование станции, включая автоматику, входит в состав функциональных блоков, монтируется и испытывается на заводе, затем в транспортабельном виде доставляется на строительную площадку. При этом блочно-модульные НПС могут быть открытого типа, т.е. насосные агрегаты вместе со всеми вспомогательными системами могут размещаться под навесом на открытом воздухе. От воздействия погодных условий насосные агрегаты защищаются индивидуальными металлическими кожухами с автономными системами вентиляции и подогрева. Такие станции работают при температуре окружающего воздуха от -40 до +50 0 С. При капитальном ремонте предусматривается замена всего блок-бокса в сборе.

Насосно-силовое оборудование для перекачки нефти

Из гидравлики известно, что течение жидкости в линейной части трубопровода происходит от сечений с большим значением напора к сечениям с меньшим значением напора, причем уменьшение самого напора происходит вследствие работы сил трения. Между слоями жидкости, движущимися друг относительно друга, возникают силы трения, их называют вязким трением, благодаря чему механическая энергия движения постепенно переходит в тепло и рассеивается в пространстве. Для восстановления напора и обеспечения дальнейшего течения жидкости необходимы устройства, «создающие напор». Такими устройствами являются насосы.

Насосы – устройства для принудительного перемещения жидкости от сечения с меньшим значением напора (в линии всасывания насоса) к сечению с большим значением напора (в линии нагнетания насоса).

Движение жидкости в направлении против давления достигается принудительным путем. В так называемых центробежных насосах, которые составляют основной вид нагнетательного оборудования для перекачки нефти по магистральным трубопроводам и применяются как на головной, так и на промежуточных перекачивающих станциях, жидкость перемещается от сечения с меньшим давлением к сечению с большим давлением центробежной силой, возникающей при вращении рабочего колеса с профильными лопатками.

Принцип работы центробежного насоса следующий (рис. 3). Из всасывающего трубопровода через всасывающий патрубок жидкость поступает на быстровращающиеся лопатки рабочего колеса 8, где под действием центробежных сил отбрасывается к периферии насоса. Таким образом, механическая энергия вращения вала двигателя преобразуется в кинетическую энергию жидкости. Двигаясь по спиральной камере 3 , жидкость попадает в расширяющийся нагнетательный патрубок 4, где по мере уменьшения скорости увеличивается давление жидкости. Далее через напорную задвижку 5 жидкость поступает в напорный трубопровод 6. Для контроля за работой насоса измеряют давление в его всасывающем и нагнетательном патрубках с помощью мановакуумметра 7 и манометра 9.

Рис. 3. Принципиальная схема насосной установки на базе центробежного насоса: 5. Системы перекачки;
6. Заключение;
7. Библиографический список.

Классификация нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов

На магистральных нефтепроводах используется в основном три вида нефтеперекачивающих станций (НПС): головные нефтеперекачивающие станции нефтепроводов (ГНПС), промежуточные нефтеперекачивающие станции (ПНПС) и головные нефтеперекачивающие станции эксплуатационных участков нефтепровода (ГНПС эксплуатационных участков).

ГНПС предназначена главным образом для приёма нефти с промыслов и подачи её в нефтепровод. Они имеют резервуарный парк, играющий роль буферной ёмкости между промыслами и магистралью и роль аварийной ёмкости при аварии на магистрали или промыслах.

ПНПС служат для восполнения потерь энергии жидкости, возникающих при движении потока нефти по магистрали. Данные станции располагаются по трассе через 100150 км.

ГНПС эксплуатационных участков нефтепровода в основном предназначены для гидродинамического разобщения магистралей на относительно небольшие участки (400600 км) с целью облегчения управлением перекачкой и локализации гидродинамических возмущений потока (гидроударов) в пределах данных участков. Эта функция подобных НПС выполняется за счёт размещения на них резервуарных парков. Последние являются средством гидродинамического разобщения магистралей на эксплуатационные участки.

Технологические схемы ГНПС нефтепровода и ГНПС эксплуатационных участков практически аналогичны.

Технологическая схема ГНПС нефтепровода и ГНПС эксплуатационного участка

Технологическая схема рассматриваемых станций изображена на рис. 3.1. Основной путь прохождения нефти показан сплошными линиями и стрелками.

Нефть с промыслов поступает на ГНПС и проходит последовательно узел предохранительных устройств (УП), защищающий оборудование и трубопроводы от повышенных давлений, узел учёта (УУ), измеряющий количество поступающей с промыслов нефти, и направляется в резервуарный парк (РП).

Из резервуарного парка нефть отбирается насосами подпорной станции (ПНС) и подаётся с требуемым подпором на вход насосов основной насосной станции (НС). Между ПНС и НС нефть проходит второй узел предохранительных устройств и второй узел учета. Второй узел учета используется для измерения количества нефти, поступающей в магистраль.

После НС нефть через узел регулирования давления (УР) и камеру пуска скребка (КП) направляется непосредственно в магистральный нефтепровод.

Узел регулирования давления служит для изменения производительности и давления на выходе ГНПС с помощью дросселирования потока на регулирующих заслонках или в регуляторах давления, установленных на узле.

Камера пуска скребка представляет собой устройство, предназначенное для запуска в магистраль средств очистки ее от внутренних загрязнений (подробнее см. раздел 3.2).

Узел предохранительных устройств (рис. 3.2) состоит из соединенных параллельно пред охранительных клапанов подъемного типа, пружина которых отрегулирована на определенное давление.охранительных клапанов подъемного типа, пружина которых отрегулирована на определенное давление. При повышении давления в трубопроводе, защищаемом данными клапанами, они открываются и сбрасывают часть нефти по трубопроводу сброса в резервуарный парк РП, где для ее приема предусматривается не менее двух резервуаров.

Узлы учета существующих ГНПС в качестве средства измерения количества перекачиваемой нефти в основном имеют турбинные счетчики типа «Турбоквант». Схема подобного счетчика приведена на рис. 3.3, из которого виден принцип работы этого прибора. Число оборотов крыльчатки 2, зависящее от скорости (или производительности) проходящей через нее нефти, считывается с помощью датчика 1. Датчик реагирует на частоту прохождения мимо него ферромагнитных лопастей крыльчатки 2.

Точность показания счетчика «Турбоквант» h достаточно высока лишь для определенного диапазона производительности Q (рис. 3.4). Поэтому для обеспечения измерениям высокой точности при любых производительностях трубопровода узлы учета оборудуются несколькими параллельно установленными счетчиками (рис. 3.5) и количество рабочих счетчиков варьируется в зависимости от производительности.

Счетчики размещаются на измерительных линиях. Перед каждым из них на линии находится сетчатый фильтр и струевыпрямитель, обеспечивающие счётчикам благоприятные условия работы.

Помимо рабочих измерительных линий в узел учёта входит контрольная измерительная линия для проверки рабочих счётчиков и турбопоршневая установка ТПУ, используемая для этих же целей. Последняя входит в состав коммерческих узлов учёта, каковыми являются узлы ГНПС нефтепровода. Узлы учёта ГНПС эксплуатационных участков используются преимущественно для контроля за процессом перекачки.

Рис. 3.3.

Технологическая схема ПНПС

Технологическая схема ПНПС показана на рис. 3.4. Нефть от узла подключения НПС к магистрали (УМ) движется на вход насосной станции (НС) через площадку фильтров-грязеуловителей (ФГ) и систему сглаживания волн давления (ССВД), затем после НС вновь поступает в магистраль через узел регуляторов давления (УР) и узел подключения (УМ).

Узел подключения к магистрали УМ (рис. 3.4.) представляет собой объединённые в одно целое камеры приёма А и пуска скребка Б (рис. 3.5).

При нормальном режиме работы ПНПС нефть движется через открытые задвижки 3 и 6 (задвижки 7 и 8 также открыты). Перед получением скребка, запущенного на предшествующей станции, задвижка 3 закрывается и открываются ранее закрытые задвижки 1 и 4. Скребок потоком нефти заносится в камеру А. После этого задвижки 1 и 4 вновь закрываются и открывается задвижка 3. Скребок из камеры А извлекается через люк в её торце.

Рис. 3.6.

По аналогичному принципу осуществляется запуск скребка через камеру Б. Камера пуска скребка ГНПС подобна камере пуска скребка ПНПС.

На площадке фильтров-грязеуловителей находится три параллельно соединённых фильтра (рис. 3.6), представляющих собой конструкцию типа «труба в трубе» (рис. 3.7). Очистка фильтров производится через люк 1, расположенный на одном из торцов аппарата.

Система сглаживания волн давления (ССВД) применяется на нефтепроводах диаметром 720 мм и выше для защиты линейной части магистралей и оборудования НПС от гидравлического удара - интенсивного нарастания давления при резком прикрытии задвижек, остановках насосов и т.п.

Сглаживание волн давления состоит в уменьшении скорости нарастания давления в трубопроводе путём сброса части нефти из приёмного трубопровода ПНПС в безнапорную ёмкость ЕБ. Сброс происходит через специальные безинерционные клапаны, срабатывающие только при интенсивном нарастании давления и не реагирующие на постепенное его повышение.

Клапаны системы сглаживания волн давления состоят из двух камер, разделённых перегородкой 2 (рис. 3.8.). Камеры по окружности имеют прорези 1. Одна камера подключена непосредственно к приёмному трубопроводу НПС и находится под давлением перекачиваемой нефти, другая - к безнапорной ёмкости. На обе камеры натянут эластичный резиновый шланг цилиндрической формы 4, препятствующий прохождению нефти из одной камеры в другую. Степень прижатия

Рис. 3.8.

Система сглаживания волн давления обычно имеет до шести клапанов, соединённых параллельно.

При установившемся режиме работы нефтепровода, когда давление в нём не изменяется резко, давление воздуха, поступающего в воздушную полость клапана 1 (рис. 3.9.) из разделительного сосуда «жидкость-воздух» 4, равно давлению нефти в трубопроводе и клапан плотно закрыт за счёт упругих свойств эластичного шланга.

При повышении давления в нефтепроводе с небольшой скоростью (менее 0,010,015 МПа/с) оно полностью передаётся в воздушную полость клапана без изменений через нормально открытый клапан 7, разделительный сосуд «нефть-жидкость» 8, дроссельный вентиль 9, нормально открытый клапан 6, разделительный сосуд 4 и вентиль 2. Благодаря этому клапан так же остаётся закрытым.

При быстром возрастании давления в трубопроводе (более 0,010,015 МПа/с) происходит частичная потеря давления в прикрытом дроссельном вентиле 9. В результате этого давление воздуха в полости 5 клапана (рис. 3.8.) оказывается меньшим, чем давление нефти в камере клапана, соединённой с приёмным трубопроводом НПС. Разность давлений, действующих с различных сторон клапана, преодолевает упругие свойства шланга, последний отжимается от прорезей и происходит переток нефти из одной камеры клапана в другую - осуществляется сброс части нефти в безнапорную ёмкость ЕБ.

Насосы НПС нефтепроводов

На НПС магистральных нефтепроводов используется два вида технологических насосов - подпорные и основные.

Основными насосами оборудуются основные НС ГНПС и ПНПС. Данные насосы предназначены для непосредственного транспорта нефти. Подпорные насосы используются только на ГНПС (на их подпорных станциях) и играют вспомогательную роль. Они служат для отбора нефти из резервуарного парка и подачи ее на вход основным насосам с требуемым давлением (подпором), предотвращающим кавитацию в основных насосных агрегатах.

Современным типом основных насосов являются насосы НМ, которые выпускаются на подачу от 125 до 10000 м3/ч. Данные насосы имеют две конструктивные разновидности.

Рис. 3.10.

Насосы на подачу от 125 до 710 м3/ч секционные, трёхступенчатые (рис. 3.10). Корпус их состоит из входной 1 и напорной крышек 4, к которым крепятся узлы уплотнений торцевого типа и подшипниковые узлы 6. Заодно с крышками отлиты опорные лапы насоса, входной и напорный патрубки. Между крышками корпуса располагаются три секции 2 с направляющими аппаратами. В каждой секции находится центробежное рабочее колесо. Крышки и находящиеся между ними секции стянуты шпильками 3, проходящими вдоль вала насоса.

Ротор насоса включает вал, насаженные на него три центробежных колеса 6 и одно предвключенное литое колесо типа шнек 7. Опорами ротора служат подшипники скольжения с кольцевой смазкой. Охлаждение масла осуществляется с помощью змеевиков, размещенных в корпусах подшипниковых узлов. Через змеевики циркулирует вода или перекачиваемая нефть.

Ротор имеет гидравлическую разгрузку от осевых сил, осуществляемую с помощью разгрузочного диска 5. Остаточные осевые силы воспринимаются радиально-упорным шароподшипником.

Конструкция рассматриваемых насосов рассчитана на давление 9,9 МПа. Поэтому они допускают последовательное соединение на более двух насосов на подачу от 125 до 360 м3/ч и не более трех насосов на подачу 500 и 710 м3/ч.

Насосы НМ производительностью от 1250 м3/ч до 10000 м3/ч спиральные одноступенчатые (рис. 3.11). Корпус их имеет улиткообразную форму с разъёмом в горизонтальной плоскости по оси ротора. Ротор состоит из вала и центробежного колеса двухстороннего входа 1, обеспечивающего ротору, благодаря своей конструкции, гидравлическую разгрузку от осевых сил. Опорами ротора служат подшипники - скольжения 2 с принудительной смазкой (под давлением). Неуравновешенные остаточные осевые силы воспринимает радиально-упорный сдвоенный шарикоподшипник 3.

В подобных насосах используются торцевые уплотнения 4, которые монтируются в корпусе в месте выхода из него вала. Конструкция спиральных насосов типа НМ рассчитана на давление 7,4 МПа, что допускает последовательное соединение не более трёх насосов данного вида.

Для повышения экономичности нефтепроводного транспорта при изменении производительности перекачки у спиральных насосов предусмотрено применение сменных роторов с рабочими колёсами на подачу 0,5 и 0,7 от номинальной (насос на подачу 1250 м3/ч имеет один сменный ротор на 0,7 номинальной подачи, а насос на подачу 10000 м3/ч - дополнительный ротор на подачу 1,25 от номинальной).

Полная маркировка насосов типа НМ содержит группу буквенных обозначений, например: НМ 7000 - 210, где НМ обозначает нефтяной магистральный, 7000 - подачу в м3/ч, 210 - напор в метрах столба перекачиваемой жидкости.

Рис. 3.11.

Современным типом подпорных насосов являются насосы НПВ (нефтяные подпорные вертикальные). Они выпускаются четырёх типоразмеров: НПВ 1250-60, НПВ 2500-80, НПВ 3600-90, НПВ 5000-120. Цифры в маркировке указывают на производительность (м3/ч) и напор насоса (м).

Данный тип насоса (рис. 3.12) размещается в стакане 1, расположенном под уровнем земли, практически на отметке трубопровода. Приводящий двигатель находится на поверхности.

Насос имеет центробежное рабочее колесо двухстороннего входа 2, с каждой стороны колеса по предвключенному литому колесу 4 типа шнек. Направляющие подшипники ротора - подшипники скольжения, они смазываются и охлаждаются перекачиваемой нефтью.

Удерживание ротора от перемещения в осевом направлении производится сдвоенными радиально-упорными шарикоподшипниками 6, имеющими консистентную смазку. Ротор насоса гидравлически уравновешен применением на нём центробежного колеса двухстороннего входа, уплотнение ротора 5 - механическое, торцевого типа.

Помимо насосов НПВ на ГНПС достаточно широко ещё используются подпорные насосы типа НМП (нефтяные магистральные подпорные). Эти насосы горизонтальные, наземной установки. Ротор их аналогичен ротору насоса НПВ, уплотнения торцевые, подшипники качения с кольцевой смазкой. Корпус спиральный с разъёмом в горизонтальной плоскости - подобен корпусу насосов НМ. Маркировка насосов НМП аналогична маркировке насосов НМ.

Основные насосы на НПС соединяются между собой главным образом последовательно. При этом допускается иметь не более трёх рабочих насосов, исходя из прочности агрегатов. В дополнение к трём рабочим насосам на станциях устанавливается по одному резервному агрегату.

В отдельных случаях, например, при прохождении в одном коридоре нескольких нефтепроводов, на НПС параллельно уложенных магистралей помимо последовательного соединения насосов предусматривается возможность перехода к смешанной параллельно-последовательно схеме соединения всех четырёх агрегатов, включая резервный, а также переход к параллельной схеме работы насосов.

Рис. 3.12.

Такие возможности предусматриваются на аварийный случай. При выходе из строя какой-либо НПС, соседняя с ней станция на параллельной магистрали переводится на смешанную или параллельную работу насосов.

При этом к станции подключаются сразу два нефтепровода - собственный нефтепровод рассматриваемой станции и нефтепровод аварийной НПС. Отмеченное позволяет не прекращать перекачку по аварийному нефтепроводу и поддерживать его производительность на достаточно удовлетворительном уровне.

Подпорные насосы соединяются между собой только параллельно. В основном на подпорной станции используется один или два рабочих насоса и один резервный.

Характеристики насосов НПС

Характеристикой насоса называется графическая зависимость основных параметров насосов (напора Н, мощности N, К.П.Д. , допустимого кавитационного запаса hд или высоты всасывания НS от подачи Q).

Центробежные насосы, к которым относятся агрегаты НМ, НПВ и НМП, могут иметь два вида характеристик - комплексную и универсальную. Основной характеристикой подобных насосов является комплексная. Общий вид её показан на рис. 3.13. Рекомендуемая заводом-изготовителем область применения насосов по подаче (рабочая зона) отмечена на H-Q характеристике волнистыми линиями или выделяется в виде обособленного поля 1. Рабочей зоне отвечают наиболее высокие значения К.П.Д. насоса.

Область применения насоса может быть расширена обточкой их рабочих колёс. Насосы магистральных нефтепроводов допускается обтачивать не более чем на 10%, т.к. при большем значении обточки рабочих колёс наблюдается заметное снижение К.П.Д. насосов. Предельно допустимому значению обточки рабочего колеса соответствует нижняя кривая H-Q из двух приведённых на характеристике. Верхняя H-Q кривая отвечает необточенному колесу. Допустимый кавитационный запас hд, приводимый на характеристике, есть минимально допустимый избыток удельной энергии перекачиваемой жидкости на входе в насос над удельной энергией насыщенных паров жидкости, при котором не происходит холодного кипения жидкости в насосе или кавитации. С помощью hд рассчитывается минимально допустимое давление на входе в насос Рвхmin

где РS - давление насыщенных паров перекачиваемой жидкости при температуре перекачки, Н/м2; - плотность перекачиваемой жидкости, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с2; hд - допустимый кавитационный запас, принимаемый по комплексной характеристике насоса для соответствующей подачи, м.

При давлениях на входе в насос, больших Рвхmin , кавитации в насосе не наблюдается.

При решении многих инженерных задач H-Q характеристики насосов используются в аналитической форме, которую получают путём аппроксимации графической H-Q зависимости. Аппроксимацию выполняют на основе уравнения 3.1 и осуществляют следующим образом.

На H-Q характеристике в её рабочей зоне берут две любые точки с координатами Q1, H1 и Q2, H2 соответственно. Затем эти координаты подставляют и дважды записывают уравнение (3.1). В результате получают систему двух уравнений с двумя неизвестными - a и b.

Решение данных уравнений даёт зависимости для определения численных значений a и b через известные Q1, H1 и Q2, H2:

Подставив рассчитанные значения a и b в (3.1) можно пользоваться выражением (3.1) для определения напора насоса в зависимости от его подачи.

Совместная работа насосных станций и линейной части нефтепровода

Насосы НПС и линейная часть нефтепровода составляют единую гидродинамическую систему. Режим работы такой системы определяется её рабочей точкой.

Рабочей точкой системы, состоящей из нескольких насосов и нескольких трубопроводов, называется точка пересечения суммарной Н-Q характеристики всех насосов с суммарной H-Q характеристикой всех трубопроводов системы.

Рабочая точка системы характеризует гидродинамическое единство её элементов (насосов и трубопроводов) и показывает, что насосы развивают только такие напоры и подачи, которые равны гидравлическому сопротивлению и пропускной способности трубопроводов.

Рабочая точка системы определяет рабочие точки отдельных насосов, входящих в систему. Рабочие точки насосов (их Н и Q координаты) показывают напор и подачу, развиваемые насосами при работе их в данной системе.

Рассмотрим конкретные примеры нахождения рабочих точек системы и отдельных насосов при различных схемах соединения насосов на НПС.

На нефтеперекачивающих станциях в общем случае возможны следующие схемы соединения насосов: последовательное соединение, параллельное и смешанное параллельно-последовательное соединение.

Разберём первоначальный случай с последовательным соединением насосов. Допустим, НПС оснащена двумя насосами с характеристиками 1 и 2 (рис. 3.14). Станция работает на трубопровод с характеристикой 3.

Рабочая точка такой сложной системы есть точка пересечения характеристики трубопровода 3 с суммарной характеристикой насосов, т.е. с кривой, являющейся суммой кривых 1 и 2.

Найдём эту суммарную кривую. Для этого необходимо знать правило сложения 1 и 2. Оно диктуется схемой соединения насосов. Поскольку насосы соединены последовательно, то их подачи равны, а напоры складываются, образуя, таким образом, общий суммарный напор насосов.

Следовательно, правило сложения кривых 1 и 2 будет звучать так: для нахождения суммарной Н-Q характеристики последовательно соединённых насосов необходимо складывать напоры отдельных насосов при одинаковых подачах.

Выполним такое сложение графически для нескольких подач и получим точки суммарной Н-Q характеристики насосов (точки 1+2). Соединив данные точки плавной линией, будем иметь искомую суммарную Н-Q характеристику насосов.

Точка пересечения кривых (1+2) и 3 (точка М) является рабочей точкой системы «насосы - трубопровод». Её координаты показывают, что данная система работает с производительностью Q0, при этом гидропотери в ней составляют Н0.

Для нахождения рабочих точек отдельных насосов вновь обратимся к схеме соединения различных элементов системы (рис. 3.14а).

Из схемы следует, что нефтеперекачивающая станция НПС и трубопровод 3 соединены между собой последовательно. Значит количество жидкости, проходящее через НПС, равно производительности трубопровода, т.е. НПС работает с подачей Q0.

НПС состоит из двух насосов. С какой производительностью работает каждый из этих насосов? Очевидно, что с производительностью Q0, т.к. насосы соединены между собой последовательно.

При производительности Q0 насос 1 согласно его характеристике развивает напор Н1, а насос 2 соответственно Н2. Из определения понятия рабочей точки вытекает, что координаты её показывают производительность и напор (развиваемый напор или потери напора) соответствующего элемента системы. Следовательно, рабочими точками насосов 1 и 2 будут точки М1 и М2. По координатам этих точек как отмечалось выше можно определить подачу и напор каждого насоса при работе его в рассматриваемой системе.

Очевидно, что с изменением системы изменяется местоположение рабочей точки системы и отдельных насосов. Например, при отключении насоса 2 в системе останется один насос 1 и трубопровод 3. Рабочей точкой такой системы будет точка М. Она совпадает с новой рабочей точкой насоса 1.

Найдём теперь рабочие точки системы и насосов при параллельном соединении перекачивающих агрегатов (рис. 3.15) на НПС. Суммарная Н-Q характеристика насосов 1 и 2 в данном случае будет находиться также исходя из схемы соединения насосов. При параллельном соединении агрегатов они имеют одинаковый напор, общая их подача равна сумме подач отдельных насосов.

В приведённом утверждении может вызвать сомнение лишь констатация равенства напоров параллельно подключённых насосов.

Допустим, что напоры параллельно работающих насосов не равны. Тогда насос с большим напором «задавит» насос с меньшим напором и будет вести перекачку жидкости не только по трубопроводу, но и через «задавленный» насос. Последний в гидравлическом смысле уже не будет являться перекачивающим агрегатом или насосом, а предстанет неким подобием ещё одного трубопровода. Таким образом, у параллельно работающих насосов напоры всегда равны между собой.

На основе приведённых рассуждений формируется правило получения суммарной Н-Q характеристик параллельно соединённых агрегатов: характеристика находится сложением подач отдельных насосов при одинаковых напорах.

Графическое сложение характеристик насосов 1 и 2 даёт кривую (1+2) (рис. 3.15), которая, пересекаясь с Н-Q характеристикой трубопровода 3, образует рабочую точку системы М. Координаты рабочей точки М показывают, что система работает с производительностью Q0, потери напора в ней составляют Н0.

Найдем отдельные точки рабочих насосов, учитывая, что оборудованная ими НПС имеет подачу Q0 и напор Н0.

Так как на НПС насосы соединены параллельно и напоры их равны, то каждый из насосов станции развивает напор, равный напору НПС, т.е. равный Н0. При напоре Н0 насос 1 согласно его Н-Q характеристики имеет подачу Q1, а насос 2 - подачу Q2.

Таким образом, рабочими точками насосов будут точки М1 и М2 соответственно, а режим работы насосов определяется их напором Н0 и подачами Q1 и Q2.

Методы регулирования режимов работы НПС

Существующие методы регулирования работы НПС подразделяются на методы плавного и ступенчатого регулирования. К теоретически возможным методам плавного регулирования относятся: перепуск, дросселирование, изменение числа оборотов ротора насосов.

К методам ступенчатого регулирования относят: изменение числа работающих насосов НПС, изменение схемы соединения насосов на НПС, изменение числа ступеней у многоступенчатых насосов, замена роторов (рабочих колёс) насосов, изменение диаметра рабочего колеса насосов.

Метод регулирования перепуском состоит в перепуске части жидкости с выхода насоса вновь на его вход (рис. 3.16а). При этом происходит изменение характеристики трубопроводной системы, на которую работает насос и изменяется месторасположение рабочей точки НПС. Это влечёт за собой изменение режима работы нефтепровода.

Рассмотрим данный случай подробнее. Допустим, в начальный момент НПС 1 работала без перепуска на нефтепровод 2 (рис. 3.16 б). Рабочая точка системы занимает положение М, производительность нефтепровода равна Q0.

Откроем задвижку на перепускном трубопроводе 3. Жидкость теперь движется не только по одному нефтепроводу 2, но и по перепускному трубопроводу 3. С гидравлической точки зрения это означает появление в системе дополнительного элемента - трубопровода 3. Теперь для нахождения рабочей точки системы необходимо первоначально найти суммарную H-Q характеристику трубопроводов 2 и 3.

Эти трубопроводы согласно рис. 3.21 соединены между собой параллельно. Поэтому для нахождения их суммарной характеристики следует сложить 2 и 3 путём сложения их абсцисс (Q) при одинаковых ординатах (H). В итоге получается кривая (2+3). Рабочей точкой системы при работе НПС с перепуском будет точка МП.

Как видно, при работе с перепуском производительность НПС возрастает с Q0 до QП. Посмотрим какое количество жидкости при этом будет поступать в нефтепровод 2. Нефтепровод 2 расположен на выходе НПС и находится под напором станции, равным согласно МП величине НП. При напоре НП нефтепровод 2 будет пропускать через себя, если следовать его H-Q характеристике, производительность Q2, меньшую первоначальной Q0, существовавшей при перекачке без перепуска.

Таким образом, при перекачке с перепуском производительность нефтепровода всегда только снижается.

Данный метод регулирования является неэкономичным, т.к. при его осуществлении производительность нефтепровода снижается, а производительность НПС, напротив, возрастает. Это вызывает перерасход энергии на единицу транспортируемой нефти.

Регулирование режима работы НПС дросселированием состоит в создании потоку искусственного сопротивления в виде сужения площади поперечного сечения потока в каком-либо его месте (сечении). Реализуется данный метод на узлах регулирования НПС с помощью управляемых со щита станции и автоматикой регуляторов давления или регулирующих заслонок.

Суть данного метода показана на рис. 3.17. При полностью открытом дроссельном органе D (заслонке, регуляторе и т.д.) рабочей точкой системы является точка М, производительность системы (нефтепровода) равна Q0, гидропотери в ней Н0.

Если дроссельный орган D прикрыть, то его сопротивление увеличится, и к потерям напора в нефтепроводе, отображённом на рис. 3.17б, кривой 2, прибавляя потери напора в дроссельном органе. Общие потери напора в системе возрастут, им будет соответствовать кривая 2". Рабочая точка системы и НПС переместится в положение Мд, производительность нефтепровода снизится до Qд.

Интересно проследить как изменяется напор НПС при дросселировании. Согласно рис. 3.17б напор, развиваемый станцией при дросселировании, увеличивается до Нд, потери же напора в нефтепроводе, напротив уменьшаются. При производительности Qд они в соответствии с Н-Q характеристикой собственно нефтепровода 2 (без учёта дроссельного органа) составляют Н"д Напор, соответствующий разности Нд - Н"д, развивается НПС не производительно, т.к. теряется на дроссельном органе.

Таким образом, при дросселировании производительность нефтепровода всегда только уменьшается. Данный метод регулирования также неэкономичен, т.к. НПС непроизводительно развивает излишний напор, что делает дороже транспорт нефти в связи с перерасходом энергии.

При регулировании режима работы НПС изменением числа оборотов ротора насосов происходит изменение Н-Q характеристик насосов, как это показано на рис. 3.23. С увеличением числа оборотов характеристика смещается вправо и вверх в соответствии с зависимостями

Как видно из рисунка, при данном методе регулирования насос развивает напор и подачу, строго соответствующие сопротивлению и пропускной способности нефтепровода. Поэтому при данном методе не наблюдается излишний расход энергии. Это самый экономичный метод регулирования.

Из всех рассмотренных методов плавного регулирования на НПС практически используется только метод дросселирования. Перепуск не находит применения потому, что при пологопадающих Н-Q характеристиках насосов он менее экономичен, чем дросселирование, а насосы НПС как раз имеют пологопадающие характеристики. Регулирование изменением частоты вращения роторов насосов не используется в связи с отсутствием мощных электродвигателей с регулируемой частотой вращения роторов.

Методы ступенчатого регулирования имеют в своём большинстве один общий недостаток - режим работы НПС и нефтепровода при их осуществлении изменяется ступенчато, что не всегда отвечает необходимой степени изменения режима работы и часто требует подрегулирования с помощью неэкономичного метода дросселирования. Поэтому экономичные в своей основе методы ступенчатого регулирования не всегда обеспечивают транспорту нефти минимально возможные энергозатраты.

Исключение из рассматриваемых методов составляет метод регулирования изменением диаметра рабочего колеса.

Диаметры рабочих колёс центробежных насосов НМ, НПВ и НМП могут быть изменены обточкой колёс на станке. Обточка в пределах 10% практически не приводит к снижению К.П.Д. насосов, Н-Q характеристика же насоса при этом изменяется подобно тому, как это происходит при изменении числа оборотов ротора насоса (см. рис. 3.19, 3.19)

гдеН0 и Q0 - напор и подача насоса при диаметре рабочего колеса, равном Д0; Н и Q - напор и подача насоса при диаметре рабочего колеса, равном Д.

Если известны требуемые от насоса напор Н и подача Q, то необходимый диаметр рабочего колеса Д может быть рассчитан по формуле, получение которой рассмотрим ниже.

Ранее отмечалось, что H-Q характеристика центробежного насоса может быть аппроксимирована зависимостью (3.1). Запишем (3.1) для исходного необточенного рабочего колеса

Н0 = а - bQ02,

где Н0 и Q0 - напор и подача насоса, соответствующие диаметру Д0 необточенного колеса и определяемые по рабочей точке насоса М (рис. 3.19).

Подставим в (3.3) вместо Н0 и Q0 их значения, полученные из (3.2) и будем иметь:

где H и Q - требуемые от насоса напор и подача; Д - отвечающий им диаметр колеса.

Теперь поделим обе части уравнения (3.4) на и полученное выражение решим относительно

Если рассчитанное по (3.5) значение Д будет отличаться от Д0 не более чем на 10%, то обточка колеса обеспечит насосу и НПС необходимый режим работы при минимальных энергозатратах на транспорт нефти.

Эффективность работы основного оборудования НПС

Эффективность работы основного оборудования НПС определяется главным образом энергозатратами на перекачку нефти, которые находятся в прямой зависимости от режима работы станций и применяемых на них методов регулирования.

Для обеспечения НПС необходимой эффективности работы насосы станций следует эксплуатировать только в их рабочей зоне, а из всех возможных методов регулирования применять наиболее экономичный для конкретных условий эксплуатации НПС.

Головная НПС – начальная на магистральном нефтепроводе нефтеперекачивающая станция с резервуарным парком объемом равным 2 – 3 суточной производительности нефтепровода, осуществляющая операции по приему нефти с нефтепромысловых предприятий для дальнейшей транспортировки по магистральному нефтепроводу.

Рис. 2.1. Принципиальная технологическая схема головной нефтеперекачивающей станции:

УП1 и УП2 – узлы предохранительных устройств;

УУ1 – коммерческий узел учета нефти;

РП – резервуарный парк;

ПНС – подпорная насосная станция;

УУ2 – оперативный узел учета нефти;

НС – магистральная насосная;

УР – узел регулирования;

КП – камера пуска СОД.

В состав ГНПС входят: насосные с магистральными и подпорными насосными агрегатами; резервуарные парки; узлы учета нефти; пункты подогрева нефти; узлы предохранительных устройств; узел регуляторов давления; камеру пуска СОД (узел подключения станции к нефтепроводу). Все эти объекты соединяются между собой внутристанционными технологическими трубопроводами и образуют единую систему, принципиальная схема которой изображена на рис.

Технологическая схема ГНПС объединяет основные технологические объекты в одно целое и придает им определенные функциональные возможности. Для ГНПС предусматриваются следующие технологические операции:

· прием нефти с нефтяных промыслов в резервуарный парк;

· дополнительная подготовка нефти к дальнему транспорту;

· откачка нефти из резервуарного парка и ее закачка в магистральный нефтепровод;

· одновременное осуществление приема и закачки нефти в нефтепровод;

· перекачка нефти через резервуарный парк (для удобства приемо-сдаточных операций);

· перекачка нефти с подключенной емкостью.

При осуществлении любой из перечисленных операций в работе находится резервуарный парк. Резервуарный парк предназначается как минимум для трех целей. Основное его назначение – выполнение роли буфера между нефтяным промыслом и магистральным нефтепроводом. Резервуарный парк компенсирует возникающий разбаланс производительностей промыслов и магистрального нефтепровода и тем самым обеспечивается относительно стабильный режим работы МН.

Вторая роль резервуарного парка – роль аварийной емкости, в которую принимается нефть, поступающая с промыслов при аварии на ГНПС или магистрали.

Третье назначение резервуарного парка – емкость для приема нефти, откачиваемой из поврежденной магистрали. При этом сокращаются аварийные потери нефти и уменьшается экологический ущерб от аварий.

При входе на станцию нефть проходит через узел предохранительных устройств УП1, который защищает трубопроводы и технологическое оборудование станции от повышенного давления путем сброса части нефти из приемного трубопровода, когда давление в нем достигает максимально-допустимого значения. Сброс нефти должен осуществляться в специальную опломбированную емкость, т. к. она не прошла узел учета. Основу узла составляют предохранительные устройства прямого действия – клапаны типа СППК (специальный полноподъемный пружинный предохранительный клапан). Количество предохранительных клапанов зависит от требуемой пропускной способности. Схема узла предохранительных устройств.

После узла предохранительных устройств УП1 нефть поступает на узел учета нефти УУ1, где с помощью специальных счетчиков измеряется количество нефти, поступающей с промысла. Узел учета УУ1 является коммерческим и предназначен для осуществления приемо-сдаточных операций между промыслом и магистральным нефтепроводом. В состав коммерческого узла учета входят: рабочие измерительные линии; резервные измерительные линии; контрольная измерительная линия; трубопоршневая установка для поверки счетчиков (ТПУ); устройство регулирования расхода. На коммерческих узлах учета предусматривается установка блока контроля качества нефти на потоке. Схема узла учета нефти представлена на рис.2.3.

Непосредственная подача нефти в магистральный нефтепровод осуществляется насосами основной насосной станции (НС). Эти насосы создают основную часть напора (давления), за счет которого осуществляется движение нефти по трубопроводу до следующей насосной станции. На современных насосных станциях насосно-силовые агрегаты представлены преимущественно центробежными насосами типа НМ и электродвигателями нескольких разновидностей.

Насосы типа НМ (нефтяные, магистральные) предназначены для транспортирования нефти и нефтепродуктов со следующими характеристиками: температура – от –5 до +80 0 С; кинематическая вязкость – до 300 . 10 -6 м 2 /с; содержание механических примесей – до 0,06% по объему; размер частиц механических примесей – до 0,2 мм.

Насосы типа НМ помимо буквенных обозначений содержат в своей маркировке две группы цифр, первая из которых показывает номинальную производительность насоса (в м 3 /ч), вторая – соответствующий ей напор (в метрах столба перекачиваемой жидкости). В целом маркировка записывается следующим образом: НМ 10 000-210.

Насосы типа НМ производятся в двух конструктивных вариантах: насосы на малую производительность (до 710 м 3 /ч) изготовляются многоступенчатыми, секционными, с рабочими колесами одностороннего входа; насосы большой производительности (от 1250 до 10 000 м 3 /ч) -–одноступенчатыми, со спиральным корпусом и рабочим колесом двухстороннего входа. Оба варианта насоса имеют горизонтальное расположение оси ротора.

Конструкция одноступенчатых спиральных насосов допускает последовательное подключение не более трех агрегатов, поскольку допустимое давление корпуса насоса составляет 7,4 МПа (75 кГс/см 2).

Для повышения экономичности работы насосных станций в различные периоды эксплуатации нефтепроводов насосы данного конструктивного варианта комплектуются сменными роторами с различными рабочими колесами на подачу 0,5 и 0,7 от номинальной, а насос НМ 10 000-210 комплектуется дополнительным сменным ротором на подачу 1,25 от номинальной.

На выходе из НС расположен узел регулирования давления, основными элементами которого являются регулирующие устройства. Как правило, в качестве основного регулирующего устройства в настоящее время является регулирующая заслонка. Узел регулирования давления предназначен для регулирования производительности станции и давления на ее выходе. Для обеспечения надежного регулирования процессом перекачки на узлах регулирования предусматривается не менее двух регулирующих устройств, соединенных между собой параллельно и размещенных на отдельных трубопроводах (нитках) узла (см. рис. 2.4).

Рис. 2.4. Узел регулирования давления.

Регулирование осуществляется методом дросселирования с помощью регулирующих заслонок, которые могут приводиться в действие либо «вручную» (от нажатия кнопки на щите оператора), либо от системы автоматики.

В последнем случае сигнал на прикрытие или приоткрытие дроссельного органа формируется системой автоматики в зависимости от численного значения ряда параметров, контролируемых системой автоматического регулирования (САР) станции. К таким контролируемым параметрам, в частности, относятся:

· минимально допустимое давление на входе НС, определяемое из условий бескавитационной работы насосов;

· максимально допустимое давление на входе НС, определенное из условия сохранения прочности трубопроводов и самих насосов;

· минимально допустимое давление на выходе НПС, определяемое из условия бескавитационной работы насосов последующей насосной станции нефтепровода;

· максимально допустимое давление на выходе НПС, определенное из условия сохранения прочности магистрального трубопровода, трубопроводов и оборудования последующей насосной станции нефтепровода;

· максимально допустимая скорость изменения давления на выходе НПС, определяемая условием предотвращения разрыва трубопроводов и оборудования НПС, а также магистрального нефтепровода.

Последний технологический объект, преодолеваемый потоком на выходе ГНПС, - узел подключения к магистрали (камера пуска средств очистки и диагностики). Камера предназначена для запуска очистных устройств с целью очистки внутренней полости трубопровода от различного рода отложений и средств внутритрубной диагностики. Запуск устройств производится без остановки перекачки, устройства перемещаются внутри трубопровода под гидродинамическим воздействием потока.

Кроме основных технологических операций, рассмотренных выше, на ГНПС магистральных нефтепроводов предусматриваются ряд операций вспомогательного характера. К их числу относятся:

· зачистка резервуаров от остатков нефти;

· опорожнение и зачистка трубопроводов, а также технологического оборудования от остатков нефти перед их ревизией и ремонтом;

· размыв донных отложений в резервуарах;

· закачка нефти из магистрального трубопровода в резервуары ГНПС при авариях на магистрали;

· сброс нефти в резервуары с узлов предохранительных устройств.

Зачистка резервуаров выполняется подпорными насосами, которые подают нефть из зачищаемых резервуаров либо в другие емкости, либо на прием насосов основной НС.

Опорожнение и зачистка технологических трубопроводов, а также технологического оборудования от остатков нефти производятся самотеком либо специальным зачистным насосом, установленным на подпорной насосной станции.

Кроме основных технологических объектов на ГНПС предусматриваются системы водоснабжения, теплоснабжения, канализации, пожаротушения, электроснабжения, автоматики, телемеханики, связи; производственно-бытовые здания, сооружения и другие объекты. Вспомогательные объекты и системы обеспечивают транспорту нефти требуемый уровень надежности, технической и экологической безопасности.

Промежуточные НПС с резервуарным парком, которые являются головными для эксплуатационных участков, отличаются от рассмотренной ГНПС магистрального нефтепровода:

· объемом резервуарного парка (значительно меньше);

· количеством или функцией узлов учета (как правило, один оперативный узел учета или на границах двух подразделений АК «Транснефть» наличие двух узлов учета нефти – коммерческого и оперативного);

· конструкцией узла подключения станции к магистральному трубопроводу (камера приема и пуска СОД).

2) Лицо, ответственное за безопасное производство работ. Перечислить работы на которых обязательно его присутствие. Обязоности лица ответственного:

1. Организовать введение работ кранами в соответствии с правилами безопасности ППР техническими условиями и технологическими регламентами

2. Недопускать к обслуживанию кранов необученный и неаттестованый персонал, определить необходимое число стропальщиков а так же необходимость по назначению сигналиста

3. Инструктировать крановщиков и стропальщиков по безопасному выполнению предстоящей работы

4. Недопускать использование немаркерованых и неисправных или несоответствующие характеру и массе груза СГЗП и тары

5. Обеспечить стропальщиков отличительными знаками а так же средствами и приспособлениями безопасного производства работ

6. Следить за выполнением крановщиками и стропальщиками производственный инструкций ППР и технологических регламентов

непосредственно руководить работами при загрузке и разгрузке полувагонов, при перемещении груза несколькими кранами, вблизи линии электропередачи, при перемещении груза кранами над перекрытиями, под которыми размещены производственные или служебные помещения, где могут находиться люди, при перемещении груза, на который не разработаны схемы строповки, а также в других случаях, предусмотренных проектами производства работ или технологическими регламентами;

Лицо, ответственное за безопасное производство работ кранами, назначается после проверки знаний им соответствующих разделов Правил устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов, инструкций крановщика и стропальщика комиссией с участием инспектор Госгортехнадзора и выдачи ему соответствующего удостоверения и должностной инструкции Периодическая проверка знаний одветственного лица проводится один раз в 3 года комиссией с участием инспектора Госгортехнадзора.

1.5. Ответственность за обеспечение безопасного производства работ кранами на каждом участке работ в течение каждой смены должна быть возложена только на одного работника. Фамилии этих лиц должны быть указаны на табличке, вывешенной на видном месте постоянного участка работ Копия приказа о назначении на ответственных лиц должна находиться на участке производства работ.

Нефть, нефтепродукты и газ доставляются трубопроводным, железнодорожным, морским, речным и автомобильным транспортом.

Все эти виды транспорта имеют свои особенности. Они различаются по степени развития и регионального размещения, по уровню технической оснащённости и условиям эксплуатации, возможностями освоения различных грузопотоков по пропускной и провозной способности на отдельных направлениях и участках, по техническим параметрам и технико-экономическим показателям и другим данным.

Россия является одним из крупнейших экспортёров нефти и газа в мире, а также в нашей стране проходит немало магистральных трубопроводов.

Трубопроводный транспорт обладает большим количеством достоинств:

Магистральные трубопроводы позволяют обеспечить возможность подачи практически неограниченного потока нефти, автобензинов, дизельных и реактивных топлив в любом направлении;

По магистральным трубопроводам можно осуществлять последовательную перекачку нефти разных сортов или нефтепродуктов различных видов, а также разных газов;

Работа магистральных трубопроводов непрерывна, планомерна в течение года, месяца, суток и не зависит от климатических, природных, географических и других условий, что гарантирует бесперебойное обеспечение потребителей;

Трубопровод может быть проложен практически во всех районах РФ, направлениях, в любых инженерно-геологических, топографических и климатических условиях;

сТрасса трубопровода - это кратчайший путь между начальным и конечным пунктами следования и может быть значительно короче, чем трассы других видов транспорта;

Сооружение трубопроводов проводят в сравнительно непродолжительные сроки, что обеспечивает быстрое освоение нефтяных и газовых месторождений, мощности нефтеперекачивающих заводов;

На магистральных трубопроводах может быть обеспечено применение частично или полностью автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) перекачки нефти, нефтепродуктов и газа;

Трубопроводный транспорт имеет лучшие технико-экономические показатели по сравнению с другими видами транспорта нефтяных грузов, а для транспорта природного газа, находящегося в газообразном состоянии, является единственно возможным.

Возможность значительной автоматизации и телемеханизации, внедрение систем автоматизированного управления технологическими процессами способствует поддержанию оптимальных режимов эксплуатации трубопроводных систем, сокращению расхода электроэнергии, а также потерь нефти, нефтепродуктов и газа при перекачке, сокращению численности обслуживающего персонала.

Однако, несмотря на упомянутые преимущества, нужно отметить и два существенных недостатка: большой расход металла и "жёсткость" трассы перевозок, то есть невозможность изменения направления перевозок нефти, нефтепродуктов или газа после постройки трубопровода.

В современных условиях нефть и нефтепродукты являются массовыми грузами, в связи, с чем вся система транспорта призвана обеспечивать бесперебойную доставку их на нефтеперерабатывающие, нефтехимические заводы и с заводов или с месторождений до потребителей в минимальные сроки, наиболее дешевым способом, без порчи их в пути и с наименьшими потерями. Поэтому роль трубопроводного транспорта в системе нефтяной и газовой промышленности чрезвычайно велика. Для нефти трубопроводный транспорт является основным видом транспорта в нашей стране.

Современные магистральные трубопроводы представляют собой самостоятельные транспортные предприятия, оборудованные комплексом головных, промежуточных перекачивающих насосных станций большой мощности с необходимыми производственными и вспомогательными сооружениями.

Рассматривая систему трубопроводного транспорта нефти, следует отметить, что ей присущи основные особенности, характерные для больших систем энергетики. К ним относятся взаимосвязь с другими отраслями промышленности, территориальная распределенность, сложность, непрерывность развития и обновления, инерционность и непрерывность функционирования, многоцелевой характер и неравномерность процессов приема и сдачи нефти.

На современном этапе при проектировании систем трубопроводного транспорта нефти необходимо обеспечивать техническую осуществимость в сочетании с передовыми технологиями, экологическую безопасность и экономическую эффективность, а также высокую надежность при эксплуатации, что требует, в свою очередь, высококвалифицированных специалистов в области проектирования, сооружения и эксплуатации магистральных нефтепроводов и хранилищ.

Протяженность трубопроводных магистралей России постоянно увеличивается, осуществляется модернизация и техническое перевооружение ранее построенных трубопроводов, внедряются современные средства связи и управления, совершенствуются технологии транспорта высоковязких и застывающих нефтей, сооружения и ремонта объектов магистральных трубопроводов.

Трубопровод, предназначенный для перекачки нефтей, называется нефтепроводом.

По назначению нефтепроводы делятся на три группы: внутренние, местные и магистральные.

Внутренние нефтепроводы находятся внутри чего-либо: промыслов (внутрипромысловые), нефтебаз (внутрибазовые), нефтеперерабатывающих заводов (внутризаводские). Протяженность их невелика. Местные нефтепроводы соединяют различные элементы транспортной цепочки: нефтепромысел и головную станцию магистрального нефтепровода, нефтепромысел и пункт налива железнодорожных цистерн, либо судов. Протяженность местных нефтепроводов больше, чем внутренних и достигает нескольких десятков и даже сотен километров. К магистральным нефтепроводам (МНП) относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта.

В зависимости от диаметра магистральные нефтепроводы подразделяются на четыре класса:

I класс - при условном диаметре от 1000 до 1200 мм включительно;

II класс - от 500 до 1000 мм включительно;

III класс - от 300 до 500 мм включительно;

IV класс - менее 300 мм.

Кроме того, нефтепроводы делят на категории, которые учитываются при расчете толщины стенки, выборе испытательного давления, а также при определении доли монтажных сварных соединений. подлежащих контролю физическими методами.

Обычно нефтепроводы диаметром менее 700 мм относятся к IV категории, а диаметром 700 мм и более - к III-ей. Однако отдельные участки нефтепровода, проложенные в особых условиях, могут иметь и более высокую категорию (I. II, В). Так, переходы нефтепро- водов через водные преграды имеют категории В и I, переходы через болота различных типов - В, II и III, переходы под автомобильными и железными дорогами - I и III и т.д.

Поэтому толщина стенки магистральных нефтепроводов неодинакова по длине.

Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода.

Магистральный нефтепровод в общем случае, состоит из следующих комплексов сооружений:

Подводящие трубопроводы;

Головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС);

Конечный пункт;

Линейные сооружения.

Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями МНП.

Конечным пунктом магистрального нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.

К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся: 1) собственно трубопровод (или линейная часть); 2) линейные задвижки; 3) средства защиты трубопровода от коррозии (станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки); 4) переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги и т.п.); 5) линии связи; 6) линии электропередачи; 7) дома обходчиков; 8) вертолетные площадки; 9) грунтовые дороги, прокладываемые вдоль трассы трубопровода.

Собственно трубопровод - основная составляющая магистрального нефтепровода - представляет собой трубы, сваренные в ‘нитку’, оснащенные камерами приема и пуска скребков, разделителей, диагностических приборов, а также трубопроводы-отводы.

Назначение НПС

магистральный нефтепровод станция

Состав НПС

Нефтеперекачивающие (насосные) станции подразделяются на головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). Головная нефтеперекачивающая предназначается для приема нефти с установок её подготовки на промысле или из других источников и последующей закачки нефти в магистральный нефтепровод. Промежуточные станции обеспечивают поддержание в трубопроводе напора, достаточного для дальнейшей перекачки.

Объекты, входящие в состав ГНПС и ПНПС, можно условно подразделить на две группы: первую – объекты основного (технологического) назначения и вторую – объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения. К объектам первой группы относятся: резервуарный парк; подпорная насосная; узел учёта нефти с фильтрами; магистральная насосная; узел урегулирования давления и узлы с предохранительными устройствами; камеры пуска и приёма очистных устройств; технологические трубопроводы с запорной арматурой.

К объектам второй группы относятся: понижающая электроподстанция с распределительными устройствами; комплекс сооружений, обеспечивающих водоснабжение станции; комплекс сооружений по отводу промышленных и бытовых стоков; котельная с тепловыми сетями; инженерно-лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; механические мастерские; мастерские ремонта и накладки контрольно-измерительных приборов (КИП); гараж; складские помещения; административно-хозяйственный блок и т.д.

Головная нефтеперекачивающая станция - комплекс сооружений, расположенный в начале магистрального нефтепровода или его отдельного эксплуатационного участка и предназначенный для накопления и перекачки по трубопроводу нефти и нефтепродуктов.

В состав головной нефтеперекачивающей станции входят: насосные станции (основная и подпорная), резервуарный парк, сеть технологических трубопроводов, электроподстанция, котельная, объекты водоснабжения и канализации, подсобные и административные здания, культурно-бытовые объекты и др. Насосные станции оборудуют центробежными насосами с подачей до 12500 м 3 /ч. Количество насосов на основной станции 3-4, один из них - резервный. Соединение насосов, как правило, последовательное. В качестве привода преимущественно применяются электродвигатели мощностью до 8000 кВт. Насосы подпорной станции создают дополнительное давление на входе основных насосов, необходимое для их бескавитационной работы. Резервуарный парк головной нефтеперекачивающей станции включает металлические и железобетонные резервуары с единичным объёмом 50 000 м 3 . Вместимость парка зависит от объёма перекачки, а при последовательном её характере от числа циклов. Технологические трубопроводы головной нефтеперекачивающей станции оборудуются переключающими, предохранительными и регулирующими устройствами, обеспечивающими приём нефти и нефтепродуктов, очистку их от механических примесей, замер и учёт их количества, защиту трубопроводов и резервуарного парка от повышения давления, регулирование давления на выходе станции, периодический запуск специальных устройств для очистки внутренней полости трубопровода. Схема технологических трубопроводов обеспечивает работу насосов в любых сочетаниях, а также возможность прямой, обратной и внутристанционной перекачки.

Головная нефтеперекачивающая станция при последовательной перекачке нефтепродуктов оборудуется специальной лабораторией по контролю качества нефтепродуктов и приборами для быстрого и точного определения концентрации одного нефтепродукта в другом. Головная нефтеперекачивающая станция трубопровода, по которому перекачивают подогретые нефти, снабжается подогревательными устройствами (печами, теплообменниками). При сооружении магистральных трубопроводов применяются блочно-комплектные насосные станции, включающие набор отдельных блоков технологического, энергетического и вспомогательно-функционального назначения, а также общее укрытие для магистральных насосных агрегатов с узлами обвязки их трубопроводами и другими коммуникациями. Технологическое оборудование, аппаратура, контрольно-измерительные приборы размещаются в блок-боксах, монтажных блоках и блок-контейнерах, которые изготовляют и собирают в заводских условиях, а затем в готовом виде транспортируют к месту строительства.

На головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются следующие технологические операции: приём и учёт нефти; краткосрочное хранение нефти в резервуарах; внутристанционные перекачки нефти (из резервуара в резервуар); закачка нефти в магистральный трубопровод; пуск в трубопровод очистных и диагностических устройств. На ГНПС может производиться подкачка нефти из других источников поступления, например, из других нефтепроводов или попутных нефтепромыслов.

Рис.1. Технологическая схема ГНПС: 1.подпорная насосная, 2.площадка фильтров и счетчиков, 3. Основная насосная, 4. Площадка регуляторов,5. Площадка пуска скребков, 6. Резервуарный парк.

Промежуточные НПС служат для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачка нефти. Промежуточные НПС размешают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каждые 50...200 км).

На промежуточных нефтеперекачивающих станциях происходит повышение напора транспортируемой нефти с целью обеспечения её дальнейшей перекачки. При работе ПНПС “из насоса в насос” (т.е режиме, при котором конец предыдущего участка нефтепровода подключен непосредственно к линии всасывания насосов следующей НПС) промежуточные НПС не имеют резервуарных парков; в других случаях, когда перекачка ведется через резервуары или с подключенными резервуарами такие парки на ПНПС имеются. На ПНПС устанавливаются также системы сглаживания волн давления и защиты от гидравлических ударов.

Принципиальная технологическая схема промежуточной НПС приведена на рис. 2 Она включает магистральную насосную 1. площадку регуляторов давления, площадку пуска и приема скребков 3, а также площадку с фильтрами-грязеуловителями 4. Нефть, поступающая из магистрального трубопровода, сначала проходит через фильтры грязеуловители, затем приобретает в насосах энергию, необходимую для дальнейшей перекачки, и после регулирования давления на площадке 2 закачивается в следующий участок магистрального нефтепровода.

Кроме технологических сооружении на головной и промежуточных НПС имеются механическая мастерская, понизительная электроподстанция, котельная, объекты водоснабжения н водоотведения, подсобные и административные помещения и т.д.

Рис. 2. Технологическая схема ПНПС: 1. Основная насосная, 2. Помещение с регулирующими клапанами, 3. Устройство приема и пуска скребка, 4. Площадка с фильтрами-грязеуловителями.

Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на так называемые эксплуатационные участки с протяженностью 400 – 600 км, состоящие из 3 – 5 участков, разделенных ПНПС, работающих в режиме “из насоса в насос”, и, следовательно, гидравлически связанных друг с другом. В то же время эксплуатационные участки соединяются друг с другом через резервуарные парки, так что в течение некоторого времени каждый эксплуатационный участок может вести перекачку независимо от соседних участков, используя для этого запас нефти своих резервуаров. Для снижения затрат на сооружение НПС используется метод блочно-комплектного или блочно-модульного их исполнения. Главное преимущество этого метода достигается тем, что на территории станций практически отсутствуют сооружения из кирпича, бетона или железобетона. Все оборудование станции, включая автоматику, входит в состав функциональных блоков, монтируется и испытывается на заводе, затем в транспортабельном виде доставляется на строительную площадку. При этом блочно-модульные НПС могут быть открытого типа, т.е насосные агрегаты вместе со всеми системами могут размещаться под навесом на открытом воздухе. От воздействия погодных условий насосные агрегаты защищаются индивидуальными металлическими кожухами с автономными системами вентиляции и подогрева. Такие станции работают при температуре окружающего воздуха от –40 до +50 С. При капитальном ремонте предусматривается замена всего блок-бокса в сборе.