Файл: Институт допонительного и дистанционного образования.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 29.10.2023
Просмотров: 55
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
- напор и производительность станции, определяемые по ее рабочей точке; 
- КПД НПС.
Исходная мощность (определяется по исходной рабочей точке):
кВт.
Мощность при перепуске определяется по рабочей точке перепуска:
кВт.
Мощность при дросселировании определяется по рабочей точке дросселирования:
кВт.
Видим, что мощность, затрачиваемая при перепуске, является минимальной, значит для регулирования перепуском в данном случае более экономично.
ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ № 4
Технологическая схема головной нефтеперекачивающей станции
Узел приема скребка
Камеры приёма и пуска скребка служат соответственно для принятия очистных и диагностических устройств из трубопровода, предшествующего ГНПС, и запуска очистных и диагностических устройств в трубопровод, последующий за ГНПС.
Регулирующие заслонки путём прикрытия или приоткрытия их позволяют регулировать производительность станции (количество перекачиваемой нефти) и давление на выходе и входе станции.
В случае ремонтных работ или аварии на ГНПС технологическая схема предусматривает пропуск нефти, минуя станцию. В этом случае нефть из камеры приёма скребка на входе ГНПС идёт по обводному трубопроводу через задвижки 5 и 6 в камеру пуска скребка на выходе станции и далее в магистраль.
Когда требуется произвести учёт количества перекачиваемой нефти, ГНПС может работать в режиме перекачки через резервуар. В этом случае резервуары поочерёдно заполняются и отключаются от магистрали, производится замер уровня нефти в них. Затем нефть из резервуаров откачивается в магистраль. Такая система перекачки позволяет достаточно точно определить количество нефти поступающей на станцию с предыдущей НПС и в то же время вести учёт откачки на следующую станцию.
Узел фильтров-грязеуловителей
Узел фильтров-грязеуловителей размещается на входе ПНПС и предназначен для очистки транспортируемой нефти от относительно крупных механических примесей перед ее подачей на вход насосных агрегатов. Типовая схема предусматривает параллельную установку трех фильтров-грязеуловителей (в резерве должно находиться не менее одного фильтра-грязеуловителя) на открытой площадке.
Рис. 3 Узел фильтров-грязеуловителей
Ф – фильтр-грязеуловитель; 1 – вход нефти в узел; 2 – выход нефти из узла;
3 – линия зачистки фильтров.
Схема устройства фильтра, представляющего из себя конструкцию типа «труба в трубе».
Рис. 4 Конструктивная схема фильтра-грязеуловителя
1 – входной патрубок фильтра; 2 – выходной патрубок фильтра; 3 – фильтрующий элемент; 4 – люк для очистки фильтра.
Рис. 5 Общий вид ФГГ-500
Состояние фильтров-грязеуловителей при их эксплуатации контролируется с помощью манометров, установленных на входе и выходе каждого аппарата, по максимальному (0,8 кгс/м2) и минимальному (0,1 кгс/м2) перепадам давления. При повышении перепада давления выше допустимого значения фильтр отключается и производится его очистка от механических примесей. Понижение перепада давления ниже допустимого значения свидетельствует о том, что фильтрующий элемент разрушен и все механические примеси идут на прием насосов, что может привести к аварии. В этом случае фильтр также выводится из эксплуатации и производится ремонт или замена фильтрующего элемента.
Система сглаживания волн давления (ССВД)
Система сглаживания волн давления (ССВД) предназначается для защиты технологического оборудования и трубопроводов ПНПС от больших давлений путем сброса части перекачиваемой нефти из приемного трубопровода ПНПС в специальную емкость (ЕП). Причина возникновения гидравлического удара – это неожиданная остановка НПС. Если при отключении НПС создать условия для дальнейшего продвижения нефти из приемного трубопровода станции в специальную емкость, то можно избежать возникновение гидравлического удара. ССВД устанавливается на байпасе приемной линии НПС после фильтров-грязеуловителей.
Наиболее удачное решение этой проблемы предложено на основе шлангового клапана типа «Флекс-Фло», которым оснащается система сглаживания волн давления АРКРОН. Данная система зарекомендовала получила широкое применение.
Сброс происходит через специальные безинерционные клапаны, срабатывающие только при интенсивном нарастании давления и не реагирующие на постепенное его повышение.
Рис. 6 Клапан Флекс-Фло
1 – камеры клапана, 2 – перегородка, 3 – корпус, 4 – эластичный резиновый шланг, 5 – воздушная полость.
Скорость роста давления на входе НПС при работе ССВД должна регулироваться в диапазоне от 0,01 МПа/с до 0,06 МПа/с.
ССВД должна устанавливаться на байпасном трубопроводе приёмной линии НПС после ФГУ (ФГГ). До исполнительных органов (клапанов) ССВД должна предусматриваться установка задвижек с электроприводом, отключающих каждый клапан ССВД. Диаметр байпасного трубопровода должен выбираться так, чтобы площадь сечения его была не менее половины площади сечения приемной линии.
После исполнительных органов (клапанов) ССВД должна предусматриваться установка сигнализаторов наличия потока нефти и задвижек с ручным управлением. Задвижки должны быть опломбированы в открытом положении. Датчики потока должны быть накладными.
Объем емкостей для аварийного сброса уточняется по результатам расчетов переходных процессов. Объем емкостей должен обеспечивать прием нефти в объеме двух последовательных сбросов (с учетом выведения одной емкости в ремонт).
Сброс нефти при срабатывании ССВД должен осуществляется по отдельным трубопроводам в резервуары-сборники. В качестве емкости для аварийного сброса нефти должны использоваться подземные горизонтальные стальные резервуары единичной емкостью 100 и 50 м3, количество которых определяется в зависимости от диаметра трубопровода.
Рис. 7 Схема системы сглаживания волн давления АРКРОН
1 – шланговый клапан «Флекс-Фло»; 2, 3, 5, 6, 7 – вентили; 4 – разделительный сосуд «жидкость-воздух»; 8 – разделительный сосуд «нефть-жидкость»; 9 – дроссельный вентиль.
Система с использованием общей емкости
Откачка резервуаров выполняется двумя полупогружными электронасосными агрегатами во взрывозащищенном исполнении с насосами центробежными, вертикальными, одно- или многоступенчатыми, с рабочими колесами одностороннего входа. Установка насосного агрегата откачки нефти допускается как непосредственно на патрубок емкости сбора утечек нефти и дренажа, так и в стакане.
Рис. 8 Система с использованием общих емкостей
1 – погружные емкости- 5 шт. по 100 м3; 2 - погружные насосы НОУ 50-350; 3, 5 – обратные клапаны;4 – задвижки
На трубопроводе подачи нефти в коллектор приема НПС устанавливается обратный клапан, который предотвращает поступление нефти из приемного коллектора в систему откачки утечек.
Как и у всех вспомогательных систем, у системы откачки утечек и дренажа используется два насоса. Один работает в режиме «Основной», второй в режиме «Резервный». На выходе каждого насоса устанавливается реле давления, которое контролирует его работу. Погружные насосы и насосы откачки утечек работают в автоматическом режиме: включение насоса, находящегося в режиме «Основной», происходит при достижении максимального уровня в емкостях, отключение при минимальном уровне.
Система маслоснабжения
В зависимости от состава МНА для маслоснабжения и охлаждения подшипников МНА должна предусматриваться единая маслосистема на всю группу установленных МНА. При соответствующем обосновании допускается установка индивидуальной маслосистемы. В составе единой маслосистемы должно быть предусмотрено следующее оборудование:
а) маслонасосы (один рабочий, один резервный);
б) маслонасос для обеспечения замены масла;
в) фильтры для очистки масла (один рабочий, один резервный);
г) два рабочих масляных бака с визуальным указателем уровня;
д) три резервуара для хранения масла (отдельные резервуары для хранения чистого масла, для хранения отработанного масла и для оперативного слива загрязненного масла) с визуальным указателем уровня;
е) аппараты воздушного охлаждения для обеспечения температурного режима. Один аппарат – резервный, количество рабочих аппаратов должно выбираться в зависимости от климатических условий размещения НПС, но быть не менее двух.
ж) аккумулирующий (аварийный) маслобак для подачи масла под действием гидростатического давления на смазку подшипников магистральных насосов и электродвигателей в случае аварийной остановки маслонасосов.
Рис. 9 Технологическая схема маслосистемы
1 – рабочие маслобаки, 2 – маслонасосы, 3 – фильтры для очистки масла, 4 – аппараты воздушного охрлаждения масла, 5 – аккумулирующий маслобак.
Пункт подогрева нефти
Пункт подогрева нефти (ППН) представляет собой комплекс технологического оборудования, размещаемого в зданиях и сооружениях для обеспечения безопасного подогрева нефти на объектах магистральных нефтепроводов.
ППН предназначен для нагрева перекачиваемой нефти для снижения ее вязкости в целях повышения пропускной способности технологического и/или магистрального трубопровода, а так же для обеспечения температуры в трубопроводах выше температуры застывания нефти после возможных продолжительных остановок. Подогрев нефти осуществляется в теплообменных аппаратах до температуры, определяемой в проектной документации. Регулирование температуры подогрева нефти осуществляется изменением температуры теплоносителя и количеством включенных котлов. При необходимости осуществляется смешение потока горячей нефти с потоком холодной нефти в технологическом трубопроводе на выходе ППН, регулирование заданной температуры осуществляется с помощью узла регулирования температуры, устанавливаемого на байпасном к теплообменникам трубопроводе. Наличие и характеристики узла регулирования температуры нефти уточняются на стадии проектировании. В технологической схеме ППН должна быть предусмотрена возможность реверсивной работы теплообменных аппаратов.
ППН должен быть автоматизирован и предназначен для работы с постоянным присутствием оперативного обслуживающего персонала. Управление работой ППН должно осуществляться из операторной объекта, на котором расположен ППН. Котельные должны быть автоматизированы и обеспечивать безопасную работу без постоянного присутствия обслуживающего персонала. Основным видом топлива для ППН может быть природный газ, транспортируемая нефть или дизельное топливо, резервный вид топлива – транспортируемая нефть или дизельное топливо.
Рис. 10 Типовая технологическая схема промежуточной НПС c ППН
I – Площадка КППСОД; II - площадка фильтров-грязеуловителей; III – пункт подогрева нефти; IV - система сглаживания волн давления; V - емкости (РВС 400) для сброса энергии ударной волны; VI- насосные агрегаты и площадка агрегатных задвижек; VII – площадка регулирующих заслонок.
Резервуарный парк
Резервуарный парк предназначен: для приёма нефти в случае аварии на
магистрали, для замера количества перекачиваемой нефти, для гидравлического разобщения отдельных участков нефтепровода с целью облегчения управления режимом перекачки. В зависимости от схемы соединения основных насосов и резервуаров на ГНПС можно осуществлять различные системы перекачки нефти:
- КПД НПС.Исходная мощность (определяется по исходной рабочей точке):
кВт.Мощность при перепуске определяется по рабочей точке перепуска:
кВт.Мощность при дросселировании определяется по рабочей точке дросселирования:
кВт.Видим, что мощность, затрачиваемая при перепуске, является минимальной, значит для регулирования перепуском в данном случае более экономично.
ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ № 4
Технологическая схема головной нефтеперекачивающей станции
Узел приема скребка
Камеры приёма и пуска скребка служат соответственно для принятия очистных и диагностических устройств из трубопровода, предшествующего ГНПС, и запуска очистных и диагностических устройств в трубопровод, последующий за ГНПС.
Регулирующие заслонки путём прикрытия или приоткрытия их позволяют регулировать производительность станции (количество перекачиваемой нефти) и давление на выходе и входе станции.
В случае ремонтных работ или аварии на ГНПС технологическая схема предусматривает пропуск нефти, минуя станцию. В этом случае нефть из камеры приёма скребка на входе ГНПС идёт по обводному трубопроводу через задвижки 5 и 6 в камеру пуска скребка на выходе станции и далее в магистраль.
Когда требуется произвести учёт количества перекачиваемой нефти, ГНПС может работать в режиме перекачки через резервуар. В этом случае резервуары поочерёдно заполняются и отключаются от магистрали, производится замер уровня нефти в них. Затем нефть из резервуаров откачивается в магистраль. Такая система перекачки позволяет достаточно точно определить количество нефти поступающей на станцию с предыдущей НПС и в то же время вести учёт откачки на следующую станцию.
Узел фильтров-грязеуловителей
Узел фильтров-грязеуловителей размещается на входе ПНПС и предназначен для очистки транспортируемой нефти от относительно крупных механических примесей перед ее подачей на вход насосных агрегатов. Типовая схема предусматривает параллельную установку трех фильтров-грязеуловителей (в резерве должно находиться не менее одного фильтра-грязеуловителя) на открытой площадке.
Рис. 3 Узел фильтров-грязеуловителей
Ф – фильтр-грязеуловитель; 1 – вход нефти в узел; 2 – выход нефти из узла;
3 – линия зачистки фильтров.
Схема устройства фильтра, представляющего из себя конструкцию типа «труба в трубе».
Рис. 4 Конструктивная схема фильтра-грязеуловителя
1 – входной патрубок фильтра; 2 – выходной патрубок фильтра; 3 – фильтрующий элемент; 4 – люк для очистки фильтра.
Рис. 5 Общий вид ФГГ-500
Состояние фильтров-грязеуловителей при их эксплуатации контролируется с помощью манометров, установленных на входе и выходе каждого аппарата, по максимальному (0,8 кгс/м2) и минимальному (0,1 кгс/м2) перепадам давления. При повышении перепада давления выше допустимого значения фильтр отключается и производится его очистка от механических примесей. Понижение перепада давления ниже допустимого значения свидетельствует о том, что фильтрующий элемент разрушен и все механические примеси идут на прием насосов, что может привести к аварии. В этом случае фильтр также выводится из эксплуатации и производится ремонт или замена фильтрующего элемента.
Система сглаживания волн давления (ССВД)
Система сглаживания волн давления (ССВД) предназначается для защиты технологического оборудования и трубопроводов ПНПС от больших давлений путем сброса части перекачиваемой нефти из приемного трубопровода ПНПС в специальную емкость (ЕП). Причина возникновения гидравлического удара – это неожиданная остановка НПС. Если при отключении НПС создать условия для дальнейшего продвижения нефти из приемного трубопровода станции в специальную емкость, то можно избежать возникновение гидравлического удара. ССВД устанавливается на байпасе приемной линии НПС после фильтров-грязеуловителей.
Наиболее удачное решение этой проблемы предложено на основе шлангового клапана типа «Флекс-Фло», которым оснащается система сглаживания волн давления АРКРОН. Данная система зарекомендовала получила широкое применение.
Сброс происходит через специальные безинерционные клапаны, срабатывающие только при интенсивном нарастании давления и не реагирующие на постепенное его повышение.
Рис. 6 Клапан Флекс-Фло
1 – камеры клапана, 2 – перегородка, 3 – корпус, 4 – эластичный резиновый шланг, 5 – воздушная полость.
Скорость роста давления на входе НПС при работе ССВД должна регулироваться в диапазоне от 0,01 МПа/с до 0,06 МПа/с.
ССВД должна устанавливаться на байпасном трубопроводе приёмной линии НПС после ФГУ (ФГГ). До исполнительных органов (клапанов) ССВД должна предусматриваться установка задвижек с электроприводом, отключающих каждый клапан ССВД. Диаметр байпасного трубопровода должен выбираться так, чтобы площадь сечения его была не менее половины площади сечения приемной линии.
После исполнительных органов (клапанов) ССВД должна предусматриваться установка сигнализаторов наличия потока нефти и задвижек с ручным управлением. Задвижки должны быть опломбированы в открытом положении. Датчики потока должны быть накладными.
Объем емкостей для аварийного сброса уточняется по результатам расчетов переходных процессов. Объем емкостей должен обеспечивать прием нефти в объеме двух последовательных сбросов (с учетом выведения одной емкости в ремонт).
Сброс нефти при срабатывании ССВД должен осуществляется по отдельным трубопроводам в резервуары-сборники. В качестве емкости для аварийного сброса нефти должны использоваться подземные горизонтальные стальные резервуары единичной емкостью 100 и 50 м3, количество которых определяется в зависимости от диаметра трубопровода.
Рис. 7 Схема системы сглаживания волн давления АРКРОН
1 – шланговый клапан «Флекс-Фло»; 2, 3, 5, 6, 7 – вентили; 4 – разделительный сосуд «жидкость-воздух»; 8 – разделительный сосуд «нефть-жидкость»; 9 – дроссельный вентиль.
Система с использованием общей емкости
Откачка резервуаров выполняется двумя полупогружными электронасосными агрегатами во взрывозащищенном исполнении с насосами центробежными, вертикальными, одно- или многоступенчатыми, с рабочими колесами одностороннего входа. Установка насосного агрегата откачки нефти допускается как непосредственно на патрубок емкости сбора утечек нефти и дренажа, так и в стакане.
Рис. 8 Система с использованием общих емкостей
1 – погружные емкости- 5 шт. по 100 м3; 2 - погружные насосы НОУ 50-350; 3, 5 – обратные клапаны;4 – задвижки
На трубопроводе подачи нефти в коллектор приема НПС устанавливается обратный клапан, который предотвращает поступление нефти из приемного коллектора в систему откачки утечек.
Как и у всех вспомогательных систем, у системы откачки утечек и дренажа используется два насоса. Один работает в режиме «Основной», второй в режиме «Резервный». На выходе каждого насоса устанавливается реле давления, которое контролирует его работу. Погружные насосы и насосы откачки утечек работают в автоматическом режиме: включение насоса, находящегося в режиме «Основной», происходит при достижении максимального уровня в емкостях, отключение при минимальном уровне.
Система маслоснабжения
В зависимости от состава МНА для маслоснабжения и охлаждения подшипников МНА должна предусматриваться единая маслосистема на всю группу установленных МНА. При соответствующем обосновании допускается установка индивидуальной маслосистемы. В составе единой маслосистемы должно быть предусмотрено следующее оборудование:
а) маслонасосы (один рабочий, один резервный);
б) маслонасос для обеспечения замены масла;
в) фильтры для очистки масла (один рабочий, один резервный);
г) два рабочих масляных бака с визуальным указателем уровня;
д) три резервуара для хранения масла (отдельные резервуары для хранения чистого масла, для хранения отработанного масла и для оперативного слива загрязненного масла) с визуальным указателем уровня;
е) аппараты воздушного охлаждения для обеспечения температурного режима. Один аппарат – резервный, количество рабочих аппаратов должно выбираться в зависимости от климатических условий размещения НПС, но быть не менее двух.
ж) аккумулирующий (аварийный) маслобак для подачи масла под действием гидростатического давления на смазку подшипников магистральных насосов и электродвигателей в случае аварийной остановки маслонасосов.
Рис. 9 Технологическая схема маслосистемы
1 – рабочие маслобаки, 2 – маслонасосы, 3 – фильтры для очистки масла, 4 – аппараты воздушного охрлаждения масла, 5 – аккумулирующий маслобак.
Пункт подогрева нефти
Пункт подогрева нефти (ППН) представляет собой комплекс технологического оборудования, размещаемого в зданиях и сооружениях для обеспечения безопасного подогрева нефти на объектах магистральных нефтепроводов.
ППН предназначен для нагрева перекачиваемой нефти для снижения ее вязкости в целях повышения пропускной способности технологического и/или магистрального трубопровода, а так же для обеспечения температуры в трубопроводах выше температуры застывания нефти после возможных продолжительных остановок. Подогрев нефти осуществляется в теплообменных аппаратах до температуры, определяемой в проектной документации. Регулирование температуры подогрева нефти осуществляется изменением температуры теплоносителя и количеством включенных котлов. При необходимости осуществляется смешение потока горячей нефти с потоком холодной нефти в технологическом трубопроводе на выходе ППН, регулирование заданной температуры осуществляется с помощью узла регулирования температуры, устанавливаемого на байпасном к теплообменникам трубопроводе. Наличие и характеристики узла регулирования температуры нефти уточняются на стадии проектировании. В технологической схеме ППН должна быть предусмотрена возможность реверсивной работы теплообменных аппаратов.
ППН должен быть автоматизирован и предназначен для работы с постоянным присутствием оперативного обслуживающего персонала. Управление работой ППН должно осуществляться из операторной объекта, на котором расположен ППН. Котельные должны быть автоматизированы и обеспечивать безопасную работу без постоянного присутствия обслуживающего персонала. Основным видом топлива для ППН может быть природный газ, транспортируемая нефть или дизельное топливо, резервный вид топлива – транспортируемая нефть или дизельное топливо.
Рис. 10 Типовая технологическая схема промежуточной НПС c ППН
I – Площадка КППСОД; II - площадка фильтров-грязеуловителей; III – пункт подогрева нефти; IV - система сглаживания волн давления; V - емкости (РВС 400) для сброса энергии ударной волны; VI- насосные агрегаты и площадка агрегатных задвижек; VII – площадка регулирующих заслонок.
Резервуарный парк
Резервуарный парк предназначен: для приёма нефти в случае аварии на
магистрали, для замера количества перекачиваемой нефти, для гидравлического разобщения отдельных участков нефтепровода с целью облегчения управления режимом перекачки. В зависимости от схемы соединения основных насосов и резервуаров на ГНПС можно осуществлять различные системы перекачки нефти: