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.
Дата добавления: 2016-02-27; просмотров: 4234;