Файл: Пояснительная записка к курсовому проекту по специальности 21. 02. 03 Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ.docx

Министерство образования и науки Республики Башкортостан государственное автономное профессиональное образовательное учреждение

Уфимский топливно – энергетический колледж

Эксплуатация вспомогательных систем НПС «Лазарево»

Пояснительная записка к курсовому проекту

по специальности 21.02.03 Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ

УТЭК 21.02.03.КП.01.00.000.ПЗ

Руководитель курсового проекта

А.А. Абдрахманова

«»2022

Разработчик

Мусагитов Р.Р.

«»2022

Содержание

	Введение	3
1	Технологическая часть	5
1.1	Технологическая схема станции и ее возможности	5
1.2	Вспомогательные системы НПС	11
1.3	Эксплуатация систем маслоснабжения и сбора утечек	14
2	Расчетная часть	16
2.1	Расчет системы маслоснабжение	16
	Заключение	21
	Список используемых источников	22

Введение
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.[2] В своем курсовом проекте рассматриваю эксплуатацию вспомогательных систем НПС Лазарево. Вспомогательные системы НПС служат для нормального функционирования магистральной насосной станции и должны всегда находиться в исправном работоспособном состоянии.  вспомогательным системам НПС относятся системы: пенного пожаротушения; водоснабжения; канализации; система смазки узлов насосного агрегата; система сбора и откачки утечек; вентиляции; теплоснабжения; электроснабжения.

---

Насос - это специальное устройство или агрегат (гидравлическая машина), который предназначается для напорного перемещения (всасывания и нагнетания), в основном, различных жидкостей, путем сообщения ей внешней потенциальной или кинетической энергии.[3]

Линейная производственно-диспетчерская станция «Лазарево», хотя и расположена в Кировской области, является структурным подразделением Казанского РНУ ОАО «СЗМН».

Обслуживание участков магистрального нефтепровода «Холмогоры-Клин» (1877-1956 км) и «Сургут-Полоцк» (1628-1677,8 км) общей протяженностью 129 км тоже не простая задача.

Подопечным Александра Николаевича Чертова, начальника ЛЭС, приходится работать не только в Уржумском и Малмыжском районах Кировской области, но и в двух республиках: Марийской и Татарской. По такой территории разбросаны колодцы с задвижками и прочее оборудование. Обслуживается один 20-метровый подводный переход через реку Уржумку. На Вятке только пойменная часть относится к ЛПДС. В состав ЛПДС, территория которой 28,6 га, входит резервуарный парк на 140 тысяч кубометров. На ЛПДС обилие различных узлов и агрегатов: 2 операторные МДП для управления перекачкой, нефтенасосные станции, площадки вертикальных подпорных насосов, маслосистемы нефтенасосных установок, блок измерения показателей качества нефти (БИК), площадки фильтров-газоуловителей, узел приема-пуска скребка, площадка регуляторов давления, емкости для сбора утечек. В АТЦ работают 49 человек, в гаражах – 33 единицы транспорта. Это импортные экскаваторы и бульдозеры, отечественная колесная техника и многое другое. Участок имеет автомойку, асфальтированную открытую стоянку, склад ГСМ с заправкой. Предусмотрена аварийная система электроснабжения дизельные генераторы всегда готовы вступить в работу. Станция, как и положено, оборудована системами канализации, водо- и теплоснабжения (котельная и трубопроводы), системой  электроснабжения, технологическиим трубопроводами, очистными сооружениями для производственных (флотационная установка НФ-10) и хозяйственно-бытовых сточных вод (биохимочистка на установке КУ-12).
А пришел в 1982 году линейным трубопроводчиком. Поработал и слесарем, и ремонтником механического цеха, и машинистом технологических насосов, и инженером-механиком, и заместителем начальника станции. За это время окончил Уфимский нефтяной техникум и Вятский государственный гуманитарный университет. Вот такие на ЛПДС «Лазарево» ветераны. Работа станции характерна тем, что переделкам, доработкам и плановым усовершенствованиям здесь нет конца.

---

В 2003 году произведен капремонт зданий. В 2006 году для увеличения пропускной способности Балтийской транспортной системы до 60 млн. тонн нефти в год заменен 3-километровый участок нефтепровода «Сургут-Полоцк» и произведен капремонт обоих резервуаров 50-тысячников. Построены камеры приема и пуска СОД на обводном нефтепроводе «Сургут-Полоцк».
Делается все, чтобы объем прокачки на ЛПДС «Лазарево» изменялся только в сторону роста.[4]

1 Технологическая часть
1.1 Технологическая схема станции и ее возможности
Технологической схемой НПС называют безмасштабный рисунок, на котором представлена схема размещения ее объектов, а также внутристанционных коммуникаций (технологических трубопроводов) с указанием диметров и направлений потоков.

Сооружения НПС могут быть разделены на две группы: производственного и вспомогательного назначения. К объектам первой группы относятся: подпорная насосная, магистральная насосная, резервуарный парк, площадка фильтров-грязеуловителей, технологические трубопроводы, узлы учета, узел регуляторов давления, камеры приема и пуска средств очистки и диагностики, совмещенные с узлом подключения к магистральному трубопроводу, узел предохранительных устройств, емкость сбора утечек с погруженным насосом. Объектами второй группы являются: системы энерго-,водо- и теплоснабжения, водоотведения, автоматики, телемеханики, узел связи, лаборатория, мехмастерские, пожарное депо, гараж, административное здание и т.д. Принципиальная технологическая схема головной НПС магистрального нефтепровода приведена на рисунке 1. Нефть с промысла поступает на станцию черезт фильтры-грязеуловители, узел предохранительных устройств, узел учета и направляется в резервуарный парк. Здесь осуществляется ее отстаивание от воды и мехпримесей, а также замер количества. Для откачки нефти из резервуаров используется подпорная насосная. Из нее через узел учета нефть направляется в магистральную насосную, а затем через узел регуляторов давления и камеру пуска средств очистки и диагностики - в магистральный нефтепровод. Для очистки полости трубопровода от парафина, смол, мехпримесей, воды из камеры Х периодически производится запуск очистных устройств (скребков). Из нее же в трубопровод вводятся средства диагностики состояния его стенки. Периодически возникает необходимость во внутристанционных перекачках: при зачистке резервуаров, при их освобождении перед диагностикой и ремонтом, при компаундировании (приготовление нефтяных смесей с требуемыми свойствами) и т. д. Таким образом, технологическая схема головной НПС позволяет выполнять следующие основные операции: прием нефти с промыслов; ее оперативный и коммерческий учет; хранение нефти; ее закачку в магистральный нефтепровод с требуемым начальным давлением; запуск очистных и диагностических устройств; внутристанционные перекачки.

---

I - камера приема средств очистки и диагностики; II -площадки фильтров-грязеуловителей; III - узел предохранительных устройств; IV, VII - узел учета; V - резервуарный парк; VI - подпорная насосная; VIII - магистральная насосная; IX -узел регуляторов давления; Х - камера пуска средств очистки и диагностики; XI - емкость сбора утечек с погружным насоссом; XII - байпасная (обводная) линия.

Рисунок 1- Принципиальная технологическая схема головной нефтеперекачивающей станции


I - камера приема средств очистки и диагностики; II - площадка фильтров-грязеуловителей; III - узел предохранительных устройств; IV - емкость для сброса ударной волны; V -емкость сбора утечек с погружным насосом; VI - магистральная насосная; VII - узел регуляторов давления; VIII - камерапуска средств очистки и диагностики.

Рисунок 2 - Принципиальная технологическая схема промежуточной нефтеперекачивающей станции
Принципиальная технологическая схема промежуточной НПС магистрального нефтепровода приведена на рисунке 1 Она отличается от изображенной на рисунке 2 тем, что не содержит узлов учета, резервуарного парка и подпорной насосной. Соответственно, на таких НПС не выполняются операции учета и хранения нефти. Необходимо подчеркнуть, что такой состав сооружений промежуточных НПС имеет место только при системе перекачки «из насоса в насос», если: а) они не расположены на границе эксплуатационных участков (и поэтому не являются для них головными); б) на них не производятся операции приема нефти с близлежащих месторождений. Рассмотрим элементы технологической схемы. Узел подключения НПС к магистральному трубопроводу (рисунок 1) состоит из камер приема І и пуска Х очистных и диагностических устройств, а также байпасной (обводной) линии. В период между очистками задвижки I, II, IV, VI, VII закрыты, а задвижки III, V открыты. Поток нефти из предшествующего участка трубопровода через задвижку V поступает во всасывающую линию НПС, а из нагнетательной линии - через задвижку II в следующий участок трубопровода. При проведении очистки предшествующего участка трубопровода, после того как скребок пройдет линейный сигнализатор, открываются задвижки VI, VII и закрывается задвижка V. После того как скребок окажется в приемной камере, задвижка V открывается, а задвижки VI, VII закрываются. Далее нефть из приемной камеры самотеком сливается в подземную дренажную емкость ЕП, концевой затвор приемной камеры открывается, и скребок извлекается из нее, а концевой затвор закрывается. При необходимости очистки последующего участка трубопровода сначала при закрытых задвижках I, II открывается концевой затвор камеры, и в нее запассовывается скребок. Далее после закрытия концевого затвора открываются задвижки I, II, закрывается задвижка III, и скребок входит в очищаемый участок трубопровода. При неработающей НПС открыты только задвижки II, IV, V, и поток нефти из предшествующего участка направляется в последующий, минуя станцию. Площадка фильтров-грязеуловителей располагается на входе в НПС. Фильтры-грязеуловители предназначены для улавливания крупных механических частиц, поступающих из магистрального (или подводящего) трубопровода. Количество параллельно включенных фильтров выбирается таким образом, чтобы по мере засорения одних можно было включить в работу другие. О работоспособности фильтров судят по разнице давлений на входе и выходе из них. При увеличении перепада давлений до величины более 0,05 МПа (что свидетельствует об их загрязнении) или уменьшении до величины менее 0,03 Мпа (свидетельствует о повреждении фильтрующего элемента) производится переключение на резервный фильтр. Узел предохранительных устройств служит для предохранения приемного коллектора технологических трубопроводов НПС от чрезмерных давлений на приеместанции, возникающих при ее внезапных отключениях. В качестве предохранительных устройств используются либо система сглаживания волн давления, либо предохранительные сбросные клапаны. Сброс избыточного давления производится в безнапорные технологические емкости. Принцип работы предохранительных устройств будет рассмотрен ниже. Узел учета нефти состоит из нескольких параллельных линий, каждая из которых включает следующие элементы: отсекающие задвижки, манометры, фильтры, струевыпрямитель, счетчик, термометр, отводы к контрольному счетчику или пруверу, контрольный кран. Повышение точности замера расхода достигается дополнительной очисткой нефти в фильтре, уменьшением турбулентности потока в струевыпрямителей (представляющем собой пучок параллельных трубок малого диаметра, по-мещенных в основную трубу), а также внесением температурной поправки на основе показаний термометра. В зависимости от количества трубопроводов, подключенных к резервуарам, различают однопроводную и двух-проводную (рисунок 3) технологические схемы. В первом случае для приема и отпуска нефти используется один и тот же трубопровод, во втором - разные. Для снижения скорости закачки нефти резервуары могут иметь несколько приемо-сдаточных патрубков.

---

a - для головных и промежуточных станций; б -- для головных станций; I-IV - номера резервуаров

Рисунок 3- Возможные схемы обвязки резервуаров.
Соединение насосов на НПС может быть параллельным, последовательным или комбинированным. При параллельном включении (рисунок 4, а) насосы имеют общие всасывающий и нагнетательный коллекторы. Поэтому напор группы насосов равен напору одного из них, а подача увеличивается в число раз, равное количеству работающих насосов. При последовательном включении (рисунок 4, б) нефть проходит один насос за другим, получая в каждом из них приращение напора. Для предотвращения работы насосов самих на себя их всасывающая и нагнетательная линии разделены обратным клапаном, который пропускает поток, двигающийся слева направо, но закрывается для потока, двигающегося в обратную сторону. На современных нефте- и нефтепродуктопроводах параллельное включение чаще применяется для подпорных насосов, а последовательное - для магистральных. Нередко встречается комбинированное (последовательно-параллельное) соединение насосов (рисунок 4, в). Обвязка насосов должна обеспечивать работу НПС при выводе в резерв любого из насосных агрегатов станции.


a - параллельное; б - последовательное; в – комбинированное (параллельно-последовательное)

Рисунок 4 - Возможные схемы соединения насосов на НПС.
Обратный клапан устанавливается также после посреднего по ходу магистрального насоса. Делается это для защиты магистральной насосной от гидравлических ударов в последующем участке трубопровода. Узел регуляторов давления служит для установления требуемого начального давления в обслуживаемом участке трубопровода. Все перечисленные объекты соединяются технологии-жесткими трубопроводами. На НПС они служат для выисполнения всех технологических операций с поступающей, хранящейся и откачиваемой нефтью. Границы техноло- гических трубопроводов определяются входными и вывходными задвижками НПС. На технологических схемах указывают диаметры трубопровода и направление движения нефти.[1]
1.2 Вспомогательные системы НПС
Вспомогательные системы НПС служат для нормального функционирования магистральной насосной станции и должны всегда находиться в исправном работоспособном состоянии.

---