Характеристика технологических схем и

технологических процессов НПС нефтепровода

В начале нефтепровода находится головная нефтеперекачивающая станция(ГНПС), которая располагается вблизи нефтяного про­мысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов или один промысел, разбросанный на большой территории. Головная нефтеперекачивающая станция отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода.

Нефть с промыслов поступает на ГНПС и проходит последовательно узел предохранительных устройств (клапанов - СППК), защищающий оборудование и трубопроводы от повышенных давлений, узел учёта нефти (УУН), измеряющий количество и качество 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 (магистральной) насосной станции (ОНС). Между ПНС и ОНС 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.

Технологическая схема ГНПС представлена на рис. 5.5.1.

Рис. 5.5.1. Технологическая схема головной нефтеперекачивающей

станции магистрального нефтепровода:

1 – резервуар-сборник утечек; 2 – коллектор утечек; 3 – коллектор разгрузки; 4 – магистральный на­сос; 5 – перекачивающая насосная; 6 – регулирующая заслонка (дросселирующий орган системы автома­тического регулирования); 7 – узел пуска скребка; 8 – узел регуляторов давления; 9 – узел обратных клапанов; 10 – фильтр; 11 – узел учета нефти; 12 – расходомеры; 13 – задвижка с электроприводом; 14 – подпорный насос; 15 – подпорная насосная; 16 – узлы переключения (манифольды); 17 – резервуары

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.

Узел предохранительных устройствсостоит из соединенных параллельно предохранительных 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.

Узел учета нефти состоит из изме­рительных ли­ний, на которых размеща­ются счетчики. Перед каждым из них на линии находится сетча­тый фильтр и струевыпря­митель, обеспечи­вающие счётчикам благоприятные усло­вия работы. В качестве счетчиков для измерения ко­личе­ства перекачиваемой нефти в основном используются турбин­ные счетчики типа «Тур­бо­квант». Их точность пока­зания достаточно высока лишь для определенного диапа­зона про­изводительности Q. По­этому для обеспечения из­мерениям высокой точности при лю­бых произ­водитель­но­стях трубопровода узлы учета обо­рудуются несколькими па­раллельно установлен­ными счетчи­ками и количе­ство рабочих счет­чиков варь­ируется в зави­симости от про­изводи­тель­ности.

Промежуточные нефтеперекачивающие станции (ПНПС) предназначены для поддержания необходимого расчетного давления в магистральном нефтепроводе. Технологическая схема ПНПС показана на рис. 5.5.2.

Промежуточные нефтеперекачивающие станции на границах участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным 0,3 – 1,5 суточной пропускной способности трубопровода. Как голов­ная, так и промежуточные насосные станции с резервуарными парками оборудуются подпорными насосами.

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

Узел подключения НПС к магистрали представляет собой объединённые в одно целое камеры приёма и пуска скребка (КППС). При нормальном режиме работы ПНПС нефть движется через от­крытые задвижки КППС.

На площадке фильтров-грязеуловителей находится три параллельно соединённых фильтра, представляющих собой конструкцию типа «труба в трубе».

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. Сброс происходит через специальные безинерционные клапаны, срабатывающие только при интенсивном нарастании давления и не реагирующие на постепенное его повышение. Система сглаживания волн давления обычно имеет до шести клапанов, соединённых параллельно.

Рис. 5.5.2. Технологическая схема промежуточной нефтеперекачивающей станции без емкости:

1 – регулирующая заслонка (дросселирующий орган системы автоматического регулирования); 2 – узел пропуска скребка; 3 – узел фильтров-грязеуловителей; 4 – задвижка с электроприводом; 5 – погружной насос; 6 – резервуар-сборник утечек; 7 – узел сброса волны давления; 8 – резервуар-сборник сброса ударной волны и разгрузки; 9 – обратный клапан; 10 – предохранительный клапан; 11 – насос откачки утечек; 12 – коллектор разгрузки; 13 – коллектор утечек; 14 – магистральный насос; 15 – насосная.

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. Как правило, насосы типа НМ производительностью от 1250 м³/ч до 10000 м³/ч - центробежные спи­ральные одноступенчатые. Корпус их имеет улиткообразную форму с разъёмом в горизонтальной плоскости по оси ротора. Ротор состоит из вала и центробежного колеса двухстороннего входа, обеспечивающего ротору, благодаря своей конструкции, гидравлическую разгрузку от осевых сил. Опорами ротора служат подшипники – скольже­ния с принудительной смазкой (под давлением).

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.

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 размещается в стакане, расположенном под уровнем земли, практически на отметке трубопровода. Приводящий двигатель находится на поверхности.

Насос имеет центробежное рабочее колесо двухстороннего входа, с каждой стороны колеса по предвключенному литому колесу 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, имеющими консистентную смазку. Ротор насоса гидравлически уравновешен применением на нём центробежного колеса двухстороннего входа, уплотнение ротора – механическое, торцевого типа.