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

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.

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.

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:

1. Введение;
2. Нефтеперекачивающие станции магистральных нефтепроводов;
3. Классификация НПС и характеристика основного оборудования;
4. Насосно-силовое оборудование для перекачки нефти;
5. Системы перекачки;
6. Заключение;
7. 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.

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 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.

2 Нефтеперекачивающие станции

2.1 Классификация НПС и характеристика основных объектов

НПС - это сложный комплекс инженерных сооружений предназначенных для

обеспечения перекачки заданного количества нефти или нефтепродуктов,

подразделяющийся на головные и промежуточные.

Головная (ГНПС) располагается вблизи нефтяных сборных промыслах или

нефтеперерабатывающих заводов и предназначается для приема нефти или

нефтепродуктов, для обеспечения их дальнейшей перекачки по трубопроводу.

Все объекты, входящие в состав перекачивающих станций можно разделить

на две группы:

Объекты основного (технологического) назначения.

Объекты вспомогательного или подсобно-хозяйственного назначения.

К первой группе относят: основную и подпорную насосные станции

(насосные цеха); резервуарный парк; сеть технологических трубопроводов с

площадками фильтров и камерами задвижек или узлами переключения, узлы

учета; камеру пуско-приема очистных устройств, совмещенную с узлами

подключения трубопроводу; узлы предохранительных и регулирующих

устройств.

Ко второй группе относят: понижающую электростанцию с открытым и

закрытым распределительными устройствами; комплекс сооружений по

водоснабжению; комплекс сооружений по водоотведению; котельную с

тепловыми сетями; механические мастерские; инженерно-лабораторный

корпус, пожарное депо, узел связи, мастерские контрольно-измерительных

приборов (КИП) и автоматики, гараж, административно- хозяйственный блок

с проходной, складские помещения для оборудования и ГСМ и т. д.

Головные НПС - наиболее ответственная часть всего комплекса. На них вы-

полняются следующие технологические операции:

1 - прием и учет нефти, нефтепродуктов;

2 - закачка их в резервуарный парк для краткосрочного хранения;

3 - откачка нефти или нефтепродуктов в трубопровод;

4 - прием, запуск очистных, разделительных и диагностических устройств;

5- внутристационарные перекачки (перекачку из резервуара в резервуар,

перекачку при зачистке резервуаров и т. д.);

6 - подкачка нефти или нефтепродуктов с других источников поступлений,

например, с других трубопроводов.

Промежуточные (ПНПС) предназначены для повышения давления

перекачиваемой жидкости в трубопроводе; Их размещают по трассе согласно

гидравлическому расчету. Они имеют в своем составе в основном те же

объекты, что и головные, но вместимость их резервуаров значительно ниже,

либо они отсутствуют. При отсутствии резервуарного парка на

промежуточных НПС имеются узлы учета, подпорная насосная.

Строительство НПС магистральных трубопроводов отличается большой тру-

доемкостью и значительным капитальным вложением. Для сокращения

капитальных, эксплуатационных затрат; сроков строительства используют

блочно-комплексные, блочно-модульные НПС и станции открытого типа.

Всё оборудование, технологические коммуникации, КИП и автоматика входят

в состав функциональных блоков, скомпонованных в виде

транспортабельных блоков, блок-боксов и блок-контейнеров.

Монтажные блоки - технологическое оборудование, собранное вместе с

трубопроводами, КИП и автоматикой на общей раме.

Блок-боксы - транспортабельные здания внутри, которых размещаются

технологические установки и инвентарное оборудование.

Блок-контейнеры - технологические установки с индивидуальными укрытия-

ми, внутри которых создается микроклимат, необходимый для нормальной

работы оборудования.

Данное оборудование собирается на сварочно-комплектовочных базах или за-

водах, где происходит их испытание, потом в полностью собранном виде их

доставляют на строительную площадку.

На НПС открытого типа насосные агрегаты вместе со всеми вспомога-

тельными системами размещаются под навесом на открытом воздухе. От воз-

действия окружающей среды насосные агрегаты защищают

индивидуальными металлическими кожухами, внутри которых расположены

системы вентиляции с калориферами для охлаждения электродвигателей при

нормальной работе и подогреве их во время вывода агрегатов в резерв в

холодное время года. Эти НПС работают нормально при температуре

окружающей среды от -40°С до +50°С.

Конечные пункты магистрального нефтепровода (КП) находятся в конце

нефтепровода, где нефть принимается из трубопровода, распределяется по

Графическая работа нефтепровода характеризуется зависимостью произ-

водительности (Q, м

/час) и от напора (Н, м) (рис. 7).

Рис. 7. Совмещенная характеристика НПС и трубопровода

Для стабильной работы магистрального нефтепровода необходимо соблюдать

два основных условия:

Первое условие - давление на приеме НПС, соответственно и на приеме

насоса должно быть не ниже предельного значения исходя из условия

кавитации насоса. При недостаточном давлении на приеме насоса (ниже 0,1

МПа) происходит выделение растворенного газа, т. е. начинается вскипание

жидкости, что приводит к увеличению вибрации насоса, перегреву корпуса

насоса, разрушению насоса.

Второе условие - давление на выходе НПС должно быть не выше предела

прочности трубопровода.

Выполнение этих условий реализуется при работе магистрального нефтепро-

вода в режиме «из насоса в насос».

В данном случае давление приема НПС является давлением, развиваемым

предшествующей НПС. На нефтепроводах большой протяженности

управление процессом перекачки в режиме «из насоса в насос» заметно

усложняется, так как все НПС имеют гидравлическую связь между собой.

Поэтому для облегчения управляемости перекачкой нефти протяженные

магистрали разбиваются на отдельные технологические (эксплуатационные)

участки длиной 400-600 км (рис. 8).В начале каждого участка

устанавливается нефтеперекачивающая станция - ГНПС технологического

(эксплуатационного) участка.

Рис. 8. Схема технологических (эксплуатационных) участков

В результате, магистральный нефтепровод большей протяженности раз-

бивается на несколько самостоятельных нефтепроводов малой

протяженности, соединенных последовательно. В начале каждого участка

находится головная НПС. Неотъемлемой частью головной НПС является

резервуарный парк. Для стабильной работы магистрального нефтепровода в

целом необходимо, чтобы при остановке технологического участка № 1,

технологический участок № 2 продолжал работать за счет наличия нефти на

ГНПС. При остановке технологического участка № 2, последующий

технологический участок № 3 продолжает работать за счет наличия нефти на

На границе технологического участка происходит и административное

деление управления и эксплуатации магистральных нефтепроводов.

Головные НПС (ГНПС) подразделяются на:

головную нефтеперекачивающую станцию (ГНПС) магистрального

нефтепровода, которая располагается в начале нефтепровода и служит

для сбора нефти с промыслов, подготовки нефти к транспорту

(смешивание или разделение её по сортам) и учета принятой нефти;

Головную нефтеперекачивающую станцию (ГНПС) технологического

участка, которая располагается в начале технологического участка;

Конечные пункты, находящиеся в конце нефтепровода.

2.2. Насосные агрегаты, применяемые на нефтеперекачивающих

станциях магистральных трубопроводов

2.2.1 Основные сведения о насосах

Насосом называется гидравлическая машина, в которой подводимая извне

энергия (механическая, электрическая) преобразуется в энергию потока

жидкости.

Насосным агрегатом называется насос, двигатель или устройство для пе-

редачи мощности от двигателя к насосу, собранные в единый узел. По

принципу действия насосы делятся на 2 группы: динамические и объемные.

В динамических насосах жидкость приобретает энергию в результате си-

лового воздействия на него рабочего органа в рабочей камере. К этой группе

относят следующие насосы:

Лопастные (центробежные, диагональные и осевые), в которых постоянное

силовое воздействие на протекающую через насос жидкость оказывают об-

текаемые ею лопасти вращающегося рабочего колеса;

Вихревые, в которых постоянное силовое воздействие на протекающую

через насос жидкость оказывают вихри, срывающиеся с канавки

вращающегося рабочего колеса;

Струйные, в которых постоянное силовое воздействие на протекающую

через насос жидкость, оказывают струи пара или газа, обладающие высокой

кинетической энергией;

Вибрационные, в которых силовое воздействие на протекающую через

насос жидкость оказывает клапан-поршень, совершающий высокочастотное

возвратно-поступательные движения.

В объемных насосах жидкость приобретает энергию в результате воздействия

на него рабочего органа, периодически изменяющего объем рабочей камеры.

К этой группе относят:

1) поршневые и плунжерные, в которых периодическое силовое воздействие

на протекающую через насос жидкость оказывает поршень или плунжер

(длина его цилиндрической части много больше его диаметра), совершающие

возвратно-поступательные движение в рабочей камере;

2) роторные, в которых периодическое силовое воздействие на протекающую

через насос жидкость оказывают поверхности шестерен или винтовых ка-

навок, расположенных на периферии вращающегося ротора.

К основным энергетическим параметрам любого насоса относят следующие

величины:

а) подача Q - объем жидкости, проходящий через насос в единицу времени

б) напор Н - приращение удельной механической энергии жидкости, про-

текающей через насос (м)

Давление жидкости в сечениях до и после насоса;

Скорость жидкости в тех же сечениях;

Плотность жидкости;

Z - расстояние по вертикали между точками замера Р

g - ускорение свободного падения;

в) Полезная мощность насоса - это мощность, сообщаемая насосом пере-

качиваемой жидкости

где Р - давление развиваемое насосом;

г) полезная мощность насосного агрегата - это мощность, сообщаемая

рабочей среде насосным агрегатом

Потребляемая мощность насосного агрегата;

Коэффициент полезного действия привода и передачи от двигателя

к насосу.

д) коэффициент полезного действия есть отношение полезной мощности к

потребляемой мощности насоса. Он учитывает потери энергии в насосе

где N - потребляемая мощность насоса

е) КПД насосного агрегата - это отношение полезной мощности насоса к

мощности насосного агрегата

ж) кавитационный запас насоса ∆h характеризует ковитационные качества

насоса и представляет собой превышение удельной энергии на входе в насос

над удельной энергией, соответствующей давлению насыщенных паров

жидкости при температуре перекачки

Давление до насоса;

Скорость жидкости до насоса;

Давление насыщенных паров насоса;

Плотность жидкости.

Расстояние по вертикали от уровня жидкости в емкости до оси горизон-

тальных насосов, оси поворота лопастей вертикальных осевых насосов, оси

напорного патрубка вертикальных центробежных насосов, верхнего

положения поршня вертикальных поршневых насосов называют

геометрической высотой всасывания

Коэффициент быстроходности насосов или удельная быстроходность - это

частота вращения модели ротора, геометрически подобной насосу, которая

создает напор 1 м при подаче 0,075м

Благодаря высокой экономичности, надежности, удобству эксплуатации,

малым габаритным размерам лопастные насосы нашли широкое применение

в промышленности, в том числе и в нефтяной. Классифицируют их по

различным признакам: характеру движения жидкости в проходной части

насоса, конструкции, назначению и т.д.

Лопастные насосы подразделяются:

По форме рабочего колеса - на центробежные, диагональные, осевые;

По расположению вала насоса - на горизонтальные вертикальные;

По напору - на низконапорные (Н<20м), средненапорные (Н = 20-60 м),

высоконапорные (Н>60 м);

По роду перекачиваемой жидкости и назначению.

В нефтяной промышленности, в том числе в транспорте нефти и нефте-

продуктов, наиболее распространены насосы центробежные,

одноступенчатые с двухсторонним входом жидкости к рабочему колесу.

2.3 Основное технологическое оборудование промежуточной НПС

Промежуточная нефтеперекачивающая станция (ПНПС) предназначена

для сообщения перекачиваемой нефти энергии, которая впоследствии рас-

ходуется на преодоление потоком гидравлического сопротивления

трубопровода.

В состав промежуточной НПС (рис. 9) входит следующее технологическое

оборудование:

Рис. 9. Технологическая схема промежуточной НПС

I - УПС НПС; И - площадка фильтров - грязеуловителей; III - система

сглаживания ударной волны; IV - емкости (РВС 400) для сброса энергии

ударной волны; V - насосные агрегаты и площадки агрегатных задвижек; VI -

площадка регулирующих заслонок

1. Узел подключения НПС

Для выполнения операций запасовки в камеру запуска и пуска средств

очистки и диагностики (СОД) в трубопровод, а также для приема и

извлечения из камеры СОД монтируются специальные технологические

площадки. Кроме этого технологические площадки обеспечивают

подключение НПС к нефтепроводу. Эти площадки носят название узел

подключения станции к магистральному нефтепроводу (УПС).

Все задвижки узла подключения станции можно разбить на 4 группы.

1-ая группа: задвижки, обеспечивающие подключение НПС к нефтепроводу

или отключения НПС от нефтепровода. При аварии на НПС они автома-

тически закрываются, поэтому называются секущими;

группа: задвижки, обеспечивающие транзит нефти через УПС при

закрытых секущих задвижках;

группа: задвижки, обеспечивающие запасовку и пуск СОД;

группа: задвижки, обеспечивающие пуск СОД и его извлечение из

трубопровода.

Операции по приему, пуску и пропуску СОД проводятся строго по инст-

рукции, разработанной для каждой площадки.

2. Площадка фильтров-грязеуловителей

Фильтр-грязеуловитель предназначен для очистки нефти от относительно

крупных механических включений перед подачей жидкости на вход насосных

агрегатов НПС. Состояние фильтров при их эксплуатации контролируется с

помощью манометров до и после фильтра. Точное измерение перепада давле-

ния в фильтрах производится с помощью датчика перепада давления. При пе-

репаде давления на 0,05 МПа производят чистку фильтра. Если перепад

давления составляет менее 0,02 МПа, это свидетельствует о повреждении

фильтрующего элемента.

3. Блок гашения ударной волны (БГУВ) типа «Аркрон»

Система сглаживания волн давления предусматривается для промежуточных

магистральных трубопроводов диаметром 720 мм и более. БГУВ (рис. 10)

предназначен для защиты трубопровода от гидравлического удара. Сглажи-

вание происходит за счет сброса энергии части нефти в безнапорную

емкость. Гидравлический удар возникает из-за резкого увеличения

гидравлического сопротивления, вызванного остановкой агрегата или НПС.

Ударная волна распространяется навстречу движению нефти, при этом

стенки трубопровода и оборудования испытывают импульсные воздействия

повышения давления, что может привести к прорыву. При остановке НПС-2

открываются клапаны БГУВ, находящиеся на этой же НПС, происходит

сброс энергии ударной волны в емкость. В результате этого происходит

медленный рост давления в трубопроводе, т.е. БГУВ ограничивает скорость

нарастания давления в трубопроводе. Время открытия клапанов, а,

следовательно, и скорость нарастания давления определяется настройкой

Рис. 10. Эпюры давления НПС

4. Емкость для сброса энергии ударной волны

В качестве емкости могут быть использованы РВС-400, манифольд (емкость,

сваренная из труб), горизонтальные емкости подземной установки объемом

Общий объем зависит от диаметра нефтепровода.

Для нефтепроводов диаметром 1220 мм - не мене 500 м

1020 мм - не менее 400 м;

820 - не менее 200 м

5. Насосные агрегаты и площадки агрегатных задвижек

Насосный агрегат (насос и привод) - основное оборудование на НПС. На

современных НПС агрегаты состоят из центробежных насосов типа НМ

(нефтяной, магистральный) и электродвигателей типа СТД (синхронный

трехфазный двигатель). Насос подключается к трубопроводу через приемную

и выкидную задвижки, между задвижками устанавливается обратный клапан,

обеспечивающий проток нефти при закрытых задвижках.

Соединение насосов между собой может быть последовательное (рис. 11) и

параллельно-последовательное (рис. 12-13). Q-H характеристика

нефтепровода и насосов, работающих последовательно и параллельно приве-

дена на рис. 14.

При последовательном соединении насосов увеличивается напор и произ-

водительность. При параллельном режиме работы производительность

увеличивается (если включены параллельно два нефтепровода), напор

остается без изменений, т. е. параллельный режим работы насосных

агрегатов используется при работе НПС на два параллельных нефтепровода.

Рис. 11. Последовательное соединение насосов

Рис. 12. Параллельно-последовательное соединение насосов (вариант 1)

Рис. 13. Параллельно-последовательное соединение насосов (вариант 2)

Рис. 14. Q-H характеристика нефтепровода и насосов, работающих

последовательно и параллельно

Камера (площадка) регулирования давления (КРД)

Для регулирования давления монтируются поворотные регулирующие за-

слонки. С помощью этих заслонок обеспечивается поддержание давления на

приеме ниже заданного исходя из условий прочности трубопровода.

Размещение насосов и двигателей в помещении станции

Фундаменты под насос и электродвигатель могут быть раздельные или

общие, при блочном исполнении агрегата.

Насосы, будучи жестко связаны с технологическим трубопроводом не-

разъемными сварными или фланцевыми соединениями, устанавливаются на

фундаментах также достаточно жестко, без возможности их перемещений в

дальнейшем.

Электродвигатели имеют подвижный вариант установки, что позволяет

производить регулирование соосности валов и двигателей, необходимость в

котором возникает в процессе эксплуатации.

При размещении оборудования в закрытом помещении большое внимание

уделяется пожаровзрывоопасности, т. к. нефть и нефтепродукты относятся

взрывоопасным объектам класса В-2А. По этой причине компоновка насоса и

двигателя зависит от исполнения электродвигателя.

Если двигатель имеет взрывозащищенное исполнение типа СДТП (про-

дуваемое), то насос и двигатель располагаются в одном помещении,

используются специальные вентиляторы, обеспечивающие подачу воздуха

под крышку электродвигателя.

В тех случаях, когда используют двигатель обычного исполнения, насосы и

двигатели устанавливаются в отдельных помещениях, отделенных стеной.

Насосный зал является взрывоопасным помещением, т. к. здесь

устанавливается оборудование во взрывоопасном исполнении. В электрозале

с помощью подпорных вентиляторов создастся избыточное давление.

При раздельной компоновке насосного агрегата применяются 2 способа

сочленения насоса и электродвигателя:

лительную стенку обеспечивается сальниковым уплотнением;

Без промежуточного вала, герметизация прохождения вала через разде-

лительную стенку обеспечивается созданием воздушной завесы с помощью

безпромвальной вентиляции.

Давление воздуха в камере контролируется и при давлении ниже заданного,

идет команда на отключение НПС, т. к. нарушается герметизация между на-

сосным залом и электрозалом.

В последнее время для соединения насоса и электродвигателя широко

применяются упругие пластичные муфты, которые компенсируют смещение

валов насосного агрегата. Эта муфта передает без люфта вращательный

момент и компенсирует осевые, угловые и радиальные смещения.

2.4 Вспомогательное оборудование насосной станции

К вспомогательному оборудованию НПС относятся системы, обеспечи-

вающие нормальные условия работы основного оборудования станции.

В состав вспомогательных систем входят два механизма соединенных па-

раллельно. Механизмы работают в режиме автоматического включения

резервного (АВР) механизма, т. е. один механизм (насос, вентилятор)

работает как основной и при его отказе в работе автоматически включается

резервный. Для предотвращения перетока жидкости через механизм,

который находится в резерве, на выходе каждого механизма устанавливается

обратный клапан.

Переход на резервный механизм сопровождается сигнализацией. «Неис-

правность вспомогательной системы». При отказе в работе резервного меха-

низма происходит отключение, которое сопровождается сигнализацией

«Авария вспомсистемы».

По значимости вспомогательные системы разделяют на два вида:

Вспомогательные системы (вспомсистема I);

Вспомогательные сооружения (вспомсистемы II)

К вспомсистеме I относятся системы, без постоянной работы которых,

основное технологическое оборудование работать не сможет. К ним

относятся:

- маслосистема, предназначена для бесперебойной подачи масла на

подшипники насосного агрегата;

- подпорная вентиляция, предназначена для создания избыточного давления

воздуха в электрозале;

- вентиляция безпромвальной камеры, предназначена для создания

воздушной прослойки при проходе вала через разделительную стену;

- вентиляция для продувки электродвигателя (используется при установке

насосного агрегата в общем) предназначена для создания избыточного

давления воздуха в электродвигателе;

- система оборотного водоохлаждения (используется при установке насос-

ного агрегата в общем укрытии) предназначена для охлаждения

электродвигателя.

ПРИ АВАРИИ ВСПОМСИСТЕМЫ I ПРОИСХОДИТ АВАРИЙНОЕ

ОТКЛЮ ЧЕНИЕ НПС.

К вспомсистеме II относятся системы, выход из строя которых на непро-

должительное время не приводит к остановке основного технологического

оборудования:

Приточно-вытяжная вентиляция;

Системы откачки утечек;

Системы промышленной канализации;

Системы пожаротушения;

Системы водоснабжения;

Отопительной системы (котельной).

Системы пожаротушения иногда относят к аварийным системам, которые

включаются при аварийных ситуациях.

При аварии вспомогательных устройств (вспомсистемы II) остановка НПС

не происходит.

2.5 Маслосистема НПС

2.5.1 Назначение маслосистемы

Система маслоснабжения (рис. 15), предназначена для принудительной

смазки и охлаждения подшипников скольжения и качения магистральных

насосных агрегатов, работающих в системе нефтеперекачивающей станции

В качестве смазки подшипников применяется турбинное масло марки ТП - 22

Система смазки магистральных насосных агрегатов состоит из рабочего и

резервного масляных насосов, маслопроводов, оборудованных фильтрами

очистки масла, рабочего и резервного маслобаков, аккумулирующего

маслобака, маслоохладителей и запорной арматуры.

Масло с основного маслобака забирается работающим маслонасосом

шестеренчатого типа (например, ШФ8-25А), проходит через маслофильтр,

подается на маслоохладители, откуда поступает на смазку подшипников

магистральных агрегатов и на заполнение аккумулирующего маслобака. В

случае отключения маслонасосов, масло под действием гидростатического

давления из аккумулирующего маслобака подается на смазку подшипников

МА, обеспечивая выбег насосного агрегата в течение 10 минут.

Температура масла в общем коллекторе перед поступлением на магист-

ральные насосные агрегаты должна находиться в интервале от +20 С до

70°С, при превышении температуры масла на выходе из маслоохладителя

более +70°С, автоматически включаются дополнительные вентиляторы обду-

ва. При низкой температуре масла допускается работа маслосистемы, минуя

маслоохладители.

Рис. 15. Схема системы маслоснабжения НПС

1 - шестеренный насос; 2 - маслобак; 3 - аппарат воздушного охлаждения

масла; 4 - бак аккумулирующий; 5 - трубопровод отводящий; 6 - трубопровод

подводящий; 7 - клапан обратный; 8 – маслофильтры

2.5.2 Насосы НПС

На НПС магистральных нефтепроводов используется два вида техноло-

гических насосов - подпорные и основные.

Основными насосами оборудуются основные НС ГНПС и ПНПС. Данные

насосы предназначены для непосредственного транспорта нефти. Подпор-

ные 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 м

/ч. Данные насосы имеют две

конструктивные разновидности.

Насосы на подачу от 125 до 710 м

/ч секционные, трёхступенчатые.

Конструкция рассматриваемых насосов рассчитана на давление 9,9 МПа.

Поэтому они допускают последовательное соединение не более двух насосов

на подачу от 125 до 360 м"/ч и не более трех насосов на подачу 500 и 710 м

Насосы НМ производительностью от 1250 м

/ч до 10000 м

/ч спиральные

одноступенчатые (рис. 16). 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 с принудительной

смазкой (под давлением). Неуравновешенные остаточные осевые силы

воспринимает радиально-упорный сдвоенный шарикоподшипник 3.

Рис. 16. Схема спирального одноступенчатого насоса типа НМ

В подобных насосах используются торцевые уплотнения 4, которые мон-

тируются 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

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 но-

минальной (насос на подачу 1250 м

/ч имеет один сменный ротор на 0,7

номинальной подачи, а насос на подачу 10000 м

/ч - дополнительный ротор

на подачу 1,25 от номинальной).

Полная маркировка насосов типа НМ содержит группу буквенных обо-

значений, например: НМ 7000 - 210, где НМ обозначает нефтяной

магистральный, 7000 - подачу в м

/ч, 210 - напор в метрах столба

перекачиваемой жидкости.

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 (м

/ч) и напор насоса (м).

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 не-

скольких 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.

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.

2.5.3 Устройство и работа оборудования системы смазки

В систему маслоснабжения входят следующие элементы:

Насос шестерёнчатый с электродвигателем;

Бак масляный - представляет собой ёмкость сварной конструкции. На

крышке бака имеется воздушник для вентиляции внутренней полости и жезл

для визуального замера уровня масла в баке. Внутри бака имеются три

перегородки для уменьшения пенообразования, дно имеет уклон в одну

сторону для улучшения условий опорожнения и очистки, к нему приварены

лапы крепления к фундаменту и крюки для подъёма;

Маслоохладитель АВОМ состоит из двух секций. Каждая секция пред-

ставляет собой горизонтальный пучок труб с наружными ребрами

охлаждения и вентилятора;

Фильтр масляный двойной состоит из двух патронов, корпус имеет пат-

рубки подвода и отвода масла и лапы для крепления. Патрон фильтрующий

состоит из 44 сетчатых секций. Патроны вставляются в корпус и

фиксируются в осевом направлении. При работе маслоустановки в действии

находится один фильтр, второй - в резерве;

Бак аккумулирующий - предназначен для подачи масла к подшипникам

насосного агрегата во время его выбега при отключении шестеренчатого

Маслоустановка выполнена со 100 процентным резервом. Масло подаётся

из маслобака маслонасосом в фильтр и через маслоохладитель поступает по

маслопроводу на смазку подшипников насосного агрегата. После прохожде-

ния через подшипники насосных агрегатов масло по сливному трубопроводу

сливается в маслобак.

Запуск в работу маслонасосов осуществляется как в автоматическом ре-

жиме с АРМ в операторной, так и в ручном режиме по месту в электрозале.

Неисправность маслонасосов оператор наблюдает по световой и звуковой

сигнализации с выпадением сообщения «неисправность маслонасосов».

Световые сигнализации уровня масла в маслобаках имеет следующие

сообщения: «аварийный», «минимальный», «максимальный»; температура

масла: «минимальная», «максимальная». Включение в работу

маслоохладителей осуществляется автоматически при достижении

температуры масла +65°С, отключение - при достижении температуры масла

35°С с сопровождением звуковой и световой сигнализацией: «включен»,

«отключен».

Можно выделить следующие режимы управления для агрегатов

маслосистемы:

Основной - агрегат назначается в качестве основного при работе в авто-

матическом режиме;

Резервный - автоматический запуск резервного маслонасоса (АВР) взамен

неисправного основного;

Ручной - режим индивидуального управления агрегатом кнопками по

Кнопочный - режим кнопочного управления, подразумевающий инди-

видуальное управление агрегатом через клавиатуру;

Ремонт - насос выведен в ремонт.

2.5.4 Порядок ввода маслосистемы в работу

Вначале проверяется уровень масла в маслобаках по световой сигнализации в

операторной на АРМ. Уровень в маслобаках на сигнализацию: минимальный

420 мм и максимальный - 140 мм от верха маслобаков.

При необходимости производится пополнение маслосистемы.

Затем запорную арматуру маслосистемы магистральных насосных агрегатов

НМ 3600x230 приводят в рабочее состояние, т. е. открывают шаровые краны

подачи масла на подшипники агрегатов.

Проверяют положение запорной арматуры. Вводят в работу маслонасос № 1 с

АРМ операторной, переводом в положение «основной», а управление

маслонасосом № 2 устанавливают в положение «резерв» за 20 минут до пуска

магистральных насосных агрегатов.

Управление маслоохладителей АВОМ следует установить в положение

«автоматическое» в теплое время года. В зимний период времени при низкой

наружной температуре воздуха масло на подшипники магистральных

агрегатов подается, минуя маслоохладители.

После установления 0,5 кг/см

и температуры масла не менее +20°С даётся

разрешение на включение масляных выключателей электродвигателей СТД-

В процессе работы контроль температуры масла в трубопроводе

осуществляется по световой сигнализации на АРМ оператора НПС в

операторной. Температура масла не должна превышать +70°С и не быть ниже

20°С. При аварийном давлении в маслосистеме 0,5 кгс/см

с выдержкой

времени 2 с или затоплением маслоприямка 100 мм от уровня пола

происходит отключение НПС.

Остановка маслонасоса производится (в случае аварии с нарушением

маслопровода с выходом масла) после полной остановки агрегата и

отключения электродвигателей насосных агрегатов с выключением масляных

выключателей (ремонтное положение).

2.5.5 Техническое обслуживание системы утечек

Техническое обслуживание системы утечек проводится согласно

утвержденного графика ППР.

Осмотр системы утечек дежурным персоналом проводится 2 раза в смену.

Результаты осмотров записываются в журнал.

При осмотре проверяется:

Герметичность запорной арматуры и ее положение "открыто-закрыто";

Герметичность трубопроводов, системы сбора и откачки утечек;

Уровень нефти в емкости сбора утечек

Согласно, утвержденного графика ППР, проводится промывка трубопровода

системы утечек от насосов до емкости утечек с оформлением актов.

При техническом обслуживании через каждые 6 месяцев трубопроводы

системы откачки утечек очищаются (пропариваются) от отложений грязи и

парафина, проверяется работоспособность обратных клапанов.

При осмотре откачивающих насосов 12 НА 9x4 проверяется исправность

насосов, состояние фундаментных болтов, соединения насоса с

электродвигателем, состояние торцевых уплотнений. При обнаружении

неисправностей и предупреждения аварийной работы насосов дежурному

персоналу надо отключить насос и сообщить об этом инженеру УМРО для

принятия неотложных решений.

При техническом обслуживании емкостей утечек проводится: проверка

герметичности разъемных соединений и целостности основного металла

корпуса; подтяжка резьбовых соединений; замена прокладок при

обнаружении течи; составление дефектной ведомости.

2.5.6 Техническое обслуживание и ремонт маслосистемы

Техническое обслуживание (ТО) представляет собой комплекс операций по

поддержке оборудования в исправном работоспособном состоянии в течение

его эксплуатации между очередными плановыми ремонтами.

В состав технического обслуживания входят работы, выполнение которых не

требует остановки оборудования на длительное время, в частности: проверка

работоспособности отдельных узлов и деталей, выполнение регулировочных

работ, замена при необходимости узлов и деталей, очистка и смазка

оборудования.

Техническое обслуживание подразделяется на ежесменное, периодическое и

сезонное.

Ежесменное обслуживание выполняется эксплуатационным персоналом и

осуществляется в течение рабочей смены. В данный вид обслуживания вклю-

чаются операции, которые необходимо проводить на оборудовании с перио-

дичностью менее одних суток.

Периодическое обслуживание осуществляется через промежутки времени,

продиктованные техническими особенностями оборудования, и выполняется

в соответствии со сроками, установленными в документации по эксплуатации

оборудования. В состав операций периодического обслуживания входят

работы ежесменного обслуживания.

Сезонное техническое обслуживание производится для подготовки обору-

дования к очередному осенне-зимнему или весенне-летнему периоду

эксплуатации. Этот вид обслуживания включает в себя операции

периодического обслуживания и выполняется при очередном периодическом

обслуживании.

Применительно к насосам магистральных нефтепроводов ТО состоит

главным образом во внешнем осмотре насосов и проверке крепления

насосного агрегата, его отдельных узлов и элементов.

Ремонт - это комплекс операций по восстановлению работоспособности и

технико-экономических характеристик оборудования, а также по

восстановлению ресурса оборудования - времени безотказной работы до

предельного состояния оборудования.

За критерий предельного состояния принимаются значения технических

параметров оборудования, соответствующих нормам отработки.

Все плановые ремонтные работы составляют единую систему планово-

предупредительного ремонта (ППР). В рамках ППР предусматривается три

вида ремонта: текущий, средний и капитальный ремонт.

Текущий ремонт - минимальный по объёму вид планового ремонта, при

котором нормальное эксплуатационное состояние оборудования до

очередного планового ремонта поддерживается за счёт выполнения

регулировочных работ: замены быстроизнашивающихся частей, остаточный

ресурс которых не обеспечивает оборудованию безотказной работы до

следующего планового ремонта, и восстановления деталей и сборочных

единиц с низким показателем надёжности.

Текущий ремонт насосов магистральных нефтепроводов состоит: в разборке

насоса, осмотре составляющих его элементов, выявлении необходимости

замены или ремонта дефектных деталей, шлифовки и притирки пар трения

торцевых уплотнений, балансировки ротора при замене составляющих его

деталей, сборки и проверки крепления всех узлов и деталей.

Завершает текущий ремонт опрессовка насоса перекачиваемой жидкостью и

опробование работы агрегата под нагрузкой - проверяется напор, по-

требляемая мощность, вибрация, температура подшипников и торцевых

уплотнений.

Периодичность выполнения текущего ремонта основных и подпорных

насосов составляет 5600 часов наработки, средняя трудоёмкость ремонта 48-

70 чел.ч. Нормативный срок простоя оборудования в текущем ремонте 21- 49

Средний ремонт - вид планового ремонта, целью которого является вос-

становление основных параметров и характеристик оборудования. Данная

цель достигается путём капитального ремонта отдельных узлов, замены и

восстановления значительного числа изношенных деталей оборудования.

В объём среднего ремонта входят все работы текущего ремонта. Для ос-

новных и подпорных насосов данный вид ремонта не предусмотрен.

Капитальный ремонт - наибольший по объёму вид планового ремонта. Его

назначение - полное восстановление всех технико-экономических показа-

телей оборудования. В ходе капитального ремонта проводится разборка

оборудования в требуемом объёме (в том числе и полная) и дефектация всех

его деталей и узлов. По результатам дефектации детали заменяются или

восстанавливаются. При этом замене могут подлежать и базовые детали. Все

изношенные и выработавшие свой ресурс детали заменяются в обязательном

Капремонт для основных и подпорных насосов НПС выполняется с пе-

риодичностью в 28 тыс. часов, его продолжительность 30-74 ч. Трудоёмкость

капремонта для отмеченных насосов составляет 58-107 чел.ч.

Оперативный контроль работоспособности оборудования системы смазки и

охлаждения осуществляется оператором НПС по показаниям на АРМ

оператора.

В объем оперативного контроля входят: температура масла после охладите-

лей, давление масла «до» и «после» фильтров очистки, давление масла на

подшипниках МНА, уровень масла в маслобаках, положение запорной

арматуры, работа маслонасосов, отсутствие течи масла по соединениям

трубопроводов и оборудования маслосистемы. В объём работ по

техническому ремонту входит устранение неисправностей без вмешательства

в работу системы: наружный осмотр, очистка наружных поверхностей от

внешних загрязнений, ликвидация течей во фланцевых и резьбовых

соединений, проверка затяжки соединений.

При текущем ремонте выполняются все операции ТО, а также: разборка

маслонасоса, промывка, дефектация изношенных деталей и узлов; замена

торцевых уплотнений; подтяжка фланцевых соединений; осмотр и, при

необходимости, замена эластичных элементов соединительной муфты

насосов, задвижек и вентилей; при необходимости - пополнение масла;

проверка срабатывания автоматического включения резервного насоса,

очистка маслофильтров.

Очистка фильтрующих элементов маслофильтров производится согласно

графику ППР или внепланово при достижении перепада давления масла на

входе и выходе маслофильтра 0,5 кг/см

Очистка производится в следующем порядке:

Отсечение засорившийся маслофильтр запорной арматурой;

Демонтаж фильтрующего элемента;

Разборка фильтрующего элемента;

Промывка фильтрующего элемента бензином в условиях механической

мастерской с последующей просушкой;

Сборка маслофильтра.

Контроль качества масла производится раз в квартал с составлением про-

токола химического анализ

2.6 Воздушное охлаждение масла

Для охлаждения масла на насосных станциях используются различные

типы теплообменных аппаратов и схемы охлаждения.

Аппараты воздушного охлаждения (АВО) в настоящее время нашли ши-

применение

промышленности,

нефтяной,

нефтеперерабатывающей

включает

следующие

основные

агрегаты:

теплообменных

вентиляторы

приводом,

диффузоры

конструкции,

механизмы

регулирования. Теплообменные трубчатые секции состоят из: оребренных

теплоносителей,

элементов

конструкции - рам жесткости.

выполняется

развитой

наружной

поверхностью

оребрения).

Оребрение

используется

удельный

наружной

поверхности

значительно

удельного

теплообмена с внутренней; оно служит для выравнивания теплового потока,

передаваемого от теплоносителя, идущего внутри труб, к воздуху.

АВО являются экологически чистыми устройствами. Они не загрязняют

значительно

уменьшают

предварительной

подготовки

охлаждающего

приводит

снижению приведенных затрат на охлаждение.

Оребрение

поверхности

осуществляться

различными

способами:

накаткой или навивкой ребер, напрессовкой пластин, намоткой проволоки.

Накатные

образуются

выдавливанием

протяжке

толстостенной

заготовки между специальными роликами. Материалом в этом случае служат

относительно мягкие металлы - медь, алюминий. Иногда применяются биме-

таллические трубы; в этом случае материал внутренней трубы выбирается в

зависимости от условий эксплуатации, вида теплоносителя, его тепловых,

физических и коррозионных свойств.

Необходимо отметить, что при этом в месте контакта двух труб возникает

дополнительное термическое сопротивление и, как показывают многочислен-

исследования,

тепловая

эффективность

снижается

сравнению с монометаллическими трубами.

Навитые оребренные трубы изготовляют намоткой алюминиевой ленты на

Наиболее перспективными аппаратами для охлаждения являются аппараты

зигзагообразного типа (АВЗ), имеющие большие поверхности охлаждения

), длину труб 6 м. и мощность вентиляторов 99 кВт.

теплообменных

аппаратов

выполняются

разъемными

неразъемными. Разъемные камеры состоят из трубной решетки, где крепятся

оребренные теплообменные трубы, и крышки со штуцерами для подвода теп-

лоносителя. Внутри крышки предусматриваются перегородки, уплотняемые

прокладками

плоскости

фланцевого

соединения

обеспечения

различного числа ходов охлаждаемой среды (газа, масла, воды), движущейся

трубного

пространства.

избежание

термических

напряжений

температур

многоходовой

должен превышать 100°С. В верхней части крышек имеются воздушники,

заглушённые резьбовыми пробками; в перегородках - отверстия для дренажа

охлаждающей

отверстия,

закрытые

пробками.

Вентиляторы

представляют

большую производительность по воздуху при малых гидравлических напо-

рах. Окружная скорость вращения лопастей не превышает 62-65 м/с. Лопасти

изготавливаются штамповкой и сваркой, колесо имеет от 3 до 8 лопастей

поворотных и неповоротных. Расход воздуха зависит от числа труб в секциях,

коэффициента оребрения, технологических факторов, расположения труб в

секциях и др.

вентиляторов

отечественного

изготовления

осуществляется

электродвигателями

мощности

непосредственно

двигателя

(диаметр колеса 0,8 м) или через угловой редуктор. Вентиляторы диаметром

приводятся

вращение

специальный

редуктор

гипоидным

зацеплением,

специального

низкооборотного

электродвигателя.

Производительность

вентилятора

поворотом

лопастей; это можно сделать вручную, пневматически, электромеханически

изменением

скорости

вращения

двигателя

применением

гидродинамических муфт. В настоящее время АВО в основном имеет ручную

регулировку производительности вентилятора, что создает трудности при

поддержании

постоянных

выходных

параметров

эксплуатации.

Для поддержания в зимний период постоянной температуры охлаждаемой

среды осуществляется перепуск воздуха с помощью систем воздуховодов и

жалюзи. Для запуска турбины, когда масло не прогрелось, АВО комплектуют

подогревателями воздуха, расположенными под секциями труб. При эксплуа-

повышенных

температур

наружного

расширения

диапазона

температур

применяется

увлажнение

чего в АВО оборудована система увлажнения с форсунками.

Конструктивное

оформление

взаимного

расположения

секций и вентилятора. Компоновка секций приведена на рис. 17.

теплообменные

располагаться

ризонтально, вертикально, наклонно и зигзагообразно, в результате чего по-

различные

компоновки

Наиболее

применимым

является

аппарат с горизонтальным расположением секций - это упрощает монтажно-

ремонтные работы, обеспечивает более равномерное распределение воздуха

по секциям, однако они занимают большую площадь на насосных станциях.

Аппараты с вертикальным расположением секций практически не использу-

ются, так как тепловая эффективность их в значительной степени зависит от

скорости, направления ветра, кроме того, в этих аппаратах неравномерна за-

грузка подшипников.

Рис. 17. Компоновка секций в теплообменных аппаратах воздушного

охлаждения

а - вертикальная; б - горизонтальная; в - шатровая; г - зигзагообразная;

д - замкнутая

2.7 Обслуживание резервуаров нефтепроводов

На трубопроводы наливных и перекачивающих станций должны быть со-

ставлены технологические схемы.

Каждый трубопровод должен иметь определённое обозначение, а запорная

арматура

нумерацию.

Обслуживающий

персонал

расположения

трубопроводов,

расположение

задвижек

назначение.

Технологическая

утверждена

инженером.

изменения,

произведённые

резервуарных

насосных

установках,

трубопроводных

коммуникациях,

расположении

арматуры, должны заноситься в технологическую схему и доводиться до

обслуживающего персонала.

Для сокращения потерь нефтепродуктов при их хранении в резервуарах

необходимо:

Поддерживать полную техническую исправность и герметичность ре-

зервуаров;

оборудование (задвижки, хлопушки, подъёмные трубы, сифонные краны,

стационарные пробоотборники, уровнемеры, люки и др.);

Проводить систематический контроль герметичности клапанов, саль-

фланцевых

муфтовых

соединений

немедленно

устранять

обнаруженные пропуски нефтепродуктов;

Не допускать утечки нефти и нефтепродуктов при отпуске подтоварной

воды из резервуаров.

Для сокращения потерь от испарения нефти и нефтепродуктов необходимо:

Обеспечить полную герметизацию кровли;

Осуществлять перекачку легкоиспаряющихся нефтей и нефтепродуктов

из резервуара в резервуар только при крайней необходимости и по воз-

можности в ночное время;

Максимально заполнять резервуар при хранении легкоиспаряющихся

нефтепродуктов;

Окрашивать наружную поверхность резервуара лучеотражающими

светлыми эмалями и красками.

обеспечения

эффективной

газоуравнительной

обходимо:

Поддерживать полную герметизацию системы;

Регулярно осматривать и подтягивать фланцевые соединения, проверять

исправность работы дыхательной арматуры резервуаров;

Систематически спускать конденсат из трубопроводов газовой обвязки в

сборник с дальнейшей его откачкой в резервуар;

Утеплять дренажные устройства и предохранять их от снежных заносов в

зимнее время.

Скорость

наполнения

(опорожнения)

резервуара

превышать

суммарной

пропускной

способности

установленных

резервуаре

дыхательных, а также предохранительных клапанов или вентиляционных

патрубков.

При увеличении скорости наполнения (опорожнения) резервуаров с пон-

тонами или плавающими крышами скорость подъёма (опускания) понтона

(плавающей крыши) не должна превышать 6 м/ч. Допустимая скорость

подъёма понтонов из синтетических материалов должна быть указана в

технической документации на понтон.

На каждый резервуар должна быть составлена технологическая карта, в

которой указывают:

Номер резервуара по технологической схеме;

Вместимость резервуара, м

Высоту резервуара, м;

Базовую высоту резервуара, м;

Диаметр резервуара, м;

Максимальный уровень продукта в резервуаре, см;

Минимальный уровень продукта в резервуаре, см;

Тип и число дыхательных клапанов;

Максимальную скорость наполнения и опорожнения резервуара, м

Максимально и минимально допустимые высоты уровня при включенных

подогревателях, см.

Технологические карты на резервуары утверждаются руководством пред-

При подготовке резервуарных парков к работе в зимних условиях и при

температурах ниже 0°С необходимо слить подтоварную воду; проверить и

подготовить

дыхательную

предохранительную

арматуру,

предохранители,

уровнемеры

сниженные

пробоотборники;

утеплить

дренажные устройства газоуравнительной системы и предохранить их от

снежных заносов.

Сифонные краны резервуаров необходимо промыть хранимым нефтепро-

дуктом и повернуть в боковое положение.

2.8 Функции, реализуемые системой автоматики НПС

автоматики

предназначена

централизованного

контроля, защиты и управления оборудованием НПС. Система автоматики

обеспечивать

автономное

поддержание

заданного

нефтеперекачивающей

изменения

оператора НПС или диспетчера РДП.

Используются следующие разновидности систем автоматики:

Система автоматики, построенная на базе релейных элементов (релейная

автоматика);

Микропроцессорная система автоматики (программно-логический кон-

троллер).

автоматики

выполнять

следующие

основные

Защита оборудования НПС (сигнализация о предельном значении);

Управление оборудованием НПС;

Контроль (измерение) технологических параметров оборудования НПС;

Регулирование параметров;

Отображение и регистрация информации;

Связь с другими системами.

1. Реализация функции защиты (сигнализации)

Для реализации функции защиты или сигнализации на технологическом

оборудовании

устанавливается

(сигнализатор),

определённом значении контролируемого параметра замыкает (размыкает)

контакт, формируя тем самым сигнал, который носит называние «входной

дискретный сигнал».

2.Реализация функции управления

При реализации функции управления система автоматики формирует вы-

ходной дискретный сигнал, с помощью которого происходит включение или

отключение, какого-либо оборудования.

3.Реализация функции контроля (измерения)

Для реализации функции контроля (измерения) технологических параметров

технологическом

оборудовании

устанавливаются

преобразователи,

преобразуют

измеряемую

величину

стандартный

аналоговый

сигнал, удобный для передачи в систему автоматики.

4.Реализация функции регулирования давления

Основным методом регулирования давления является метод дросселиро-

реализации

монтируются

регулирующий

(заслонка).

прикрытии

заслонки

давление

повышается, что приводит к повышению давления на приеме НПС.

5.Реализация функции отображения

отображения

информации

реализуется

микропроцессорных

системах

автоматики

компьютера

(автоматизированное

рабочее место) оператора. Система отображения позволяет оператору:

Используя стандартные мнемосимволы, формы и журналы отслеживать

состояние

параметры

оборудования,

отображаются

реальном масштабе времени на мнемосхемах;

Давать команды управления оборудованием НПС.

6.Реализация функции связи

Функция связи обеспечивает возможность передачи информации на раз-

личные уровни, что позволяет создавать единую сетевую структуру.

2.8.1 Виды защиты НПС

На схемах автоматизации отображается:

Технологическая схема объекта;

Место расположение приборов, датчиков (преобразователей, сигнализа-

торов) и технологические параметры, которые они контролируют;

Объём и последовательность выполнения защитных функций системы

автоматики.

соответствии

разделением

технологического

оборудования

объектам, система автоматики НПС включает в себя:

Автоматику магистральных агрегатов;

Автоматику подпорных агрегатов;

Общестанционную автоматику;

Автоматику вспомогательных систем;

Автоматику аварийных систем (пожаротушение);

Систему автоматического регулирования давления.

Основной функцией системы автоматики НПС является обеспечение без-

аварийной работы объектов и оборудования магистрального нефтепровода (т.

е. выполнение защитных функций).

Защитные функции системы автоматики разделяются на два вида:

Агрегатные защиты;

Общестанционные защиты.

К агрегатным защитам относятся:

Защиты магистрального насосного агрегата;

Защиты подпорного насосного агрегата.

К общестанционным защитам относятся:

Технологические защиты, которые имеют две ступени срабатывания;

Аварийные защиты.

В зависимости от срабатывания вида защиты автоматика НПС выполняет

переключения технологического оборудования в соответствии с алгоритмом.

1. Автоматизация магистрального насосного агрегата

Насосный агрегат является основной частью нефтеперекачивающей стан-

ции и состоит из центробежного насоса, электродвигателя, технологического

трубопровода приёмной задвижки, выкидной задвижки и обратного клапана.

Состояние насосного агрегата

Магистральные и подпорные насосные агрегаты могут находиться в одном из

следующих состояний:

В работе;

В «горячем» резерве (агрегат исправен, готов к пуску в любой момент);

В «холодном» резерве (агрегат исправен, при необходимости его пуска

или перевода в «горячий» резерв требуется проведение подготовительных

В ремонте.

АВР магистральных и подпорных насосных агрегатов - автоматическое

включение резервного агрегата при отключении собственной защитой ра-

ботающего агрегата.

Программы пуска насосного агрегата.

зависимости

пусковых

характеристик

электродвигателя,

троснабжения (при пуске на открытую задвижку проходит глубокая посадка

напряжения) и системы разгрузки уплотнений могут применяться различные

программы пуска насосного агрегата, отличающиеся положением задвижки

на выходе насосного агрегата в момент пуска электродвигателя:

На открытую задвижку;

На закрытую задвижку;

На открывающуюся задвижку.

Рис. 18. Защитные функции СА

2. Защита магистрального агрегата

В зависимости от компоновки насосного агрегата и в соответствии с ру-

ководящим

документом

153-39.4-087-01)

определён

перечень

магистрального

насосного

агрегата,

обеспечивающий

надёжную

эксплуатацию. При отклонении фактического параметра насосного агрегата

нормативно-технологического

параметра

системой

автоматики

выдаётся команда:

На отключение насосного агрегата (по некоторым параметрам допускается

выдержка времени);

На закрытие агрегатных задвижек (по некоторым параметрам закрытие

задвижек не обязательно);

На включение резервного насосного агрегата (по некоторым параметрам

АВР не допускается).

Перечень

агрегатных

алгоритм

автоматики

приведен

таблице 3.

Таблица 3

Перечень защит магистрального насосного агрегата

Параметр защиты

Алгоритм работы системы

автоматики (+выполняется, - не

выполняется)

Закрытие

задвижек

Выдержка

агрегата и корпуса насоса

Аварийная температура обмоток статора

электродвигателя

Повышенная утечка нефти через

торцевые уплотнения

Аварийная вибрация агрегата

Аварийное осевое смещение радиально-

упорного подшипника насоса

Аварийное минимальное давление масла

Аварийное минимальное давление

охлаждающей воды

Аварийное минимальное, избыточное

давление воздуха в корпусе

электродвигателя

Электрическая защита

нас о с но го

а гр е гат а

в к л юч е н и е

электродвигателя

открытие

агрегатных задвижек)

открытия

задвижек

Отключение

насосного

агрегата

«Стоп» по месту

Неисправно сть

приборов

ко н т р ол я

3. Защита подпорного агрегата

Автоматизация подпорного агрегата должна предусматривать световую и

звуковую сигнализацию при максимальном давлении на выходе насоса и

давать запрет на включение при минимальных уровнях нефти в стакане

(вертикального).

Перечень

агрегатных

алгоритм

автоматики приведен в таблице 4.

Таблица 4

Перечень защит подпорного насосного агрегата

Параметр защиты

Алгоритм работы

системы автоматики (+

выполняется, - не

выполняется)

закрытие

задвижек

выдержка

Аварийная температура подшипников

агрегата и корпуса насоса

Повышенная утечка нефти через торцевые

уплотнения

Аварийная вибрация агрегата

Минимальное давление на выходе агрегата

Электрическая защита

Изменение состояния (начало движения на

закрытие) задвижек работающего насоса

Невыполнение программы команды пуска

насосного агрегата (не включение

электродвигателя или (и) не открытие

агрегатных задвижек)

время от-

задвижек

Отключение насосного агрегата кнопкой

«Стоп» по месту

Отсутствие напряжения питания в схемах

Неисправность приборов контроля

вибрации или температуры подшипников

4. Автоматизация НПС

Общестанционная

автоматика

обеспечивает

безаварийную

организацию

эксплуатации объектов НПС, выводит из работы оборудование (отключение

оборудование, закрытие задвижек) при отклонении фактического параметра

от нормативно-технологического параметра.

Технологические защиты.

При работе технологического участка МН в режиме «из насоса в насос»

технологическая защита не допускает изменения давления:

На приёме НПС ниже нормативно-технологического, исходя из условий

кавитации магистральных насосов;

На выходе НПС выше нормативно-технологического, исходя из условий

прочности трубопровода;

На выходе насоса выше нормативно-технологического, исходя из условий

прочности трубопровода;

В ОАО «Транснефть» для регулирования давления на приёме и выходе НПС

используется

дросселирования,

результате

возникает

необходимость

контролировать

давление

нагнетания

(давление

коллекторе). Технологическая защита не допускает повышения давления на

нормативно-технологического,

прочности трубопровода коллектора.

В процессе регулирования давления на дросселирующем органе (на регу-

лирующих звонках) создается перепад давления, которой может привести к

закрытию

заслонок.

предотвращения

предусмотрена

технологическая защита по максимальному перепаду давления (15-20 кг/см

на регулирующих заслонках.

5.Автоматизация вспомогательных механизмов

Автоматика вспомогательных систем выполняет следующие функции:

Обеспечение автоматического ввода резервного механизма (АВР);

Обеспечение контроля работы и управление вспомогательной системой в

Управление вспомогательными механизмами предусматривает следующие

Основной автоматический режим;

Резервный режим;

Кнопочный режим;

Отключено

Автоматика вспомогательной системы должна предусматривать:

Включение основного механизма по общему сигналу пуска - «Пуск

вспомогательных механизмов» (например, включение маслонасосов) или по

какому-либо параметру (например, включение насосов откачки утечек по

максимальному уровню в резервуарах);

Включение дополнительного резервного механизма при недостаточной

производительности основного механизма;

Отключение вспомогательных механизмов при аварийной ситуации на

Включение резервного механизма при отказе в работе основного меха-

При отказе в работе основного механизма выдаётся сигнал «Неисправность

вспомогательного механизма».

резервного

механизма

выдаётся

вспомогательного механизма». Авария вспомогательных механизмов, относя-

Литература

1. Корж В.В., Сальников А.В.

Эксплуатация и ремонт оборудования насосных и компрессорных станций;

Учебное пособие – Ухта 2010

2. Гумеров А.Г., Гумеров Р. С. и др.

Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций

М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». 2014

3. Козаченко А.М.

Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов

М.: Нефть и газ. 1999

4. Мастобаев Б.Н., Руфанова М.М.

Эксплуатация

насосных

Термин «нефтеперекачивающая станция»

Нефтеперекачивающая станция – это один из главных элементов магистрального нефтепровода. Нефтеперекачивающая станция представляет собой комплекс сооружений, а также оборудования для обеспечения приема, накопления, а также перекачки нефти по магистральному нефтепроводу. Основная функция любой нефтеперекачивающей станции – забрать нефть из трубопровода, где низкий напор, насосами увеличить его и ввести в трубопровод с уже высоким напором. Продукция делится по своему назначению на виды с емкостью и нефтеперекачивающие станции без емкости.

Все объекты на нефтеперекачивающих станциях делят на первую и вторую группу. Первая группа таких объектов включает в себя объекты технологического назначения. Вторая же группа объектов – это объекты вспомогательного, а также подсобно-хозяйственного значения.

На нефтеперекачивающей станции, как правило, размещается следующее оборудование:
- насосы с подпорными и магистральными агрегатами;
- система фильтров;
- резервуарный парк;
- системы для обеспечения водо- и теплоснабжения;
- системы электроснабжения, пожаротушения, телемеханики, связи и автоматики;
- узел учёта;
- печи, где осуществляется подогрев нефти;
- технологический трубопровод;
- а также различные сооружения, здания, которые предназначены для удовлетворения бытовых и производственных нужд.

Нефтеперекачивающие станции бывают двух типов - головными и промежуточными. Головная станция предназначена для приемки нефти с установок её подготовки на промысле, а также из других источников, для последующей закачки нефти в магистральный нефтепровод. Промежуточные нефтеперекачивающие станции требуются для создания высокого напора в трубопроводе для обеспечения перекачки нефти.

Головная нефтеперекачивающая станция представляет собой сооружения, которые размещены в начале магистрального нефтепровода или его отдельного участка. В неё входит насосная станция, резервуарный парк, технологические трубопроводы, котельная, электроподстанция, водоснабжение, канализация, подсобные, административные здания и прочее. При последовательной перекачке нефти она также оборудуется лабораторией, которая отвечает за качеством нефти. Кроме того, головная станция снабжается различными подогревающими устройствами.

Промежуточные нефтеперекачивающие станции располагаются по трассе трубопровода через определённое расстояние.

Чтобы сократить затраты на возведение нефтеперекачивающих станций, как правило, используется блочно-модульное или блочно-комплектное исполнение. При этом они могут быть как открытого типа, то есть всё под навесом на открытом воздухе, а общая защита от различных погодных условий осуществляется с помощью металлических кожухов, так и закрытого. Логично, что нефтеперекачивающие станции закрытого типа размещаются уже непосредственно в сооружении.

Компании, в новостях которых есть нефтеперекачивающая станция:

патрулирование трассы нефтепровода – визуальные наблюдения с целью своевременного обнаружения опасных ситуаций, угрожающих целостности и безопасности МН и безопасности окружающей среды;

регулярные осмотры и обследования всех сооружений с применением технических средств с целью определения их технического состояния.

Техническое обслуживание линейной части МН должно проводиться ЛЭС и специализированными организациями, имеющими лицензию на проведение соответствующих работ.

2.2 Нефтеперекачивающие станции нпс

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. показана на рис 1.

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.

2.3 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 м3/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 м3. 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. 2.2 Технологическая схема ГНПС: 1.подпорная насосная, 2.площадка фильтров и счетчиков, 3. Основная насосная, 4. Площадка регуляторов,5. Площадка пуска скребков, 6. Резервуарный парк.