ГНПС эксплуатационного участка

НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИЕ СТАНЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

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 100¸150 км.

ГНПС эксплуатационных участков нефтепровода в основном предназначены для гидродинамического разобщения магистралей на относительно небольшие участки (400¸600 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 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.

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 пе

рекачки.

Также широко применяются турбинные счётчики «Heliflu». Принцип действия которых аналогичен принципу действия расходомеров «Турбоквант». Отличительной особенностью расходомеров «Heliflu» является использование оригинальной двухлопастной крыльчатки из нержавеющей стали. Диапазон рабочих температур от – 30 до 180°С. Максимальное стандартное рабочее давление 19 бар. Срок службы счётчика 10 тыс.ч и более, в зависимости от типа продукта. Счётчики способны выдерживать временное превышение допустимых пределов скорости (1,2 Q_max)

Таблица 3.1

Технические спецификации оборудования «Heliflu»

Диаметр (n), мм	Диапазон изменения потока, м³/ч min max	Длина расходомера (m), мм	Длина выпрями-теля (s), мм	Порог фильтрации, мм	Вес расходомера, кг	Вес выпрямителя, кг
	0,03	0,25		-	0,2	3,5	-
	0,1			-	0,25		-
	0,5				0,25		2,5
	0,8				0,3
					0,5	8,5	4,5
					1,0
					1,5
					1,5
					2,0
					2,0
					3,0
					3,0
					3,0
					5,0
					5,0

В зависимости от вида перекачиваемой среды, счётчики калиброваны при производительности:

- вода – до 80 м³/ч

- углеводородные жидкости – до 1000 м³/ч

- воздух (для газовых счётчиков) – до 2500 м³/ч

<12 3 4 5 6 7 >

Дата добавления: 2016-04-19; просмотров: 5362;