ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 12.01.2024
Просмотров: 113
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
-
Технологическая часть
-
Назначение и состав объектов нефтеперекачивающей станции
Для создания и поддержания в трубопроводе напора, достаточного для обеспечения транспортировки нефтепродукта, необходимы нефтеперекачивающие станции. Основное назначение каждой нефтеперекачивающей станции состоит в том, чтобы забрать нефтепродукт из сечения трубопровода с низким напором, с помощью насосов увеличить этот напор и затем ввести нефтепродукт 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.
Нефтеперекачивающие (насосные) станции подразделяются на головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). Головная нефтеперекачивающая станция предназначена 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.
Объекты основного (технологического) назначения, к которым относятся:
_резервуарный парк;
_подпорная насосная;
_узел учёта нефти с фильтрами;
_магистральная насосная;
_узел регулирования давления и узлы с предохранительными устройствами;
_камеры пуска и приёма очистных устройств;
_технологические трубопроводы с запорной арматурой.
Объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения, к которым 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 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 нефтепродукта 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 нефтепродукта из других источников поступления, например, из других нефтепроводов или попутных нефтепромыслов.
На промежуточных нефтеперекачивающих станциях происходит повышение напора транспортируемой нефти с целью обеспечения ее дальнейшей перекачки. 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 подключёнными резервуарами такие парки на ПНПС имеются. На ПНПС устанавливаются также системы сглаживания волн давления и защиты от гидравлических ударов.
Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на так называемые технологические участки с протяжённостью от 400 до 600 км, состоящие от 3 до 5 участков, разделённых 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.
Промежуточные нефтеперекачивающие станции, на нефтепроводе они размещаются через определённые расстояния (от 50 до 200 км), которые зависят от разных факторов: физических свойств нефти (в первую очередь — вязкости), заданного расхода нефти (т.е. какое количество необходимо перекачивать за определённую единицу времени), диаметра нефтепровода, характеристики применяемых насосов и других условий. Текущая нефть преодолевает силу трения стенки трубы. Давление в нефтепроводе постепенно снижается, а на НПС оно снова повышается до параметров, которых будет достаточно для продолжения перекачки нефти до следующей станции.
При выходе из насосной станции нефть следует очистить от различного рода загрязнений. Для этого предназначен такой элемент как фильтры-грязеуловители.
После очистки нефть оказывается в узле предохранительных устройств. По сути, это заключительный этап перед её попаданием непосредственно в магистраль. Проходя через этот узел, определяются показатели давления, если они выше предельно допустимых значений, то излишки нефти возвращаются обратно в резервуары, а нужное количество отправляется по магистрали.
Повышение давления потока нефти в магистральном нефтепроводе, для дальнейшей транспортировки осуществляется на промежуточных нефтеперекачивающих станциях (ППС). В состав промежуточных НПС может входить резервуарный парк или станция может быть без РП. Есть разные способы работы нефтеперекачивающих станций, выбор режима работы зависит от наличия в составе НПС резервуаров.
Для нормальной синхронизированной работы магистрального трубопровода и НПС, а так же для бесперебойной поставки нефти потребителям на НПС предусмотрены различные системы перекачки.
Существуют две системы перекачки:
1)_постанционная;
2)_транзитная:
_через резервуары НПС;
_с подключенным резервуаром;
_ «из насоса в насос».
Постанционная система перекачки. При таком способе перекачки насосы головной станции или промежуточной закачивают нефть в ёмкости последующей станции, на которой откачка нефти ведётся с другого резервуара. При этом на каждой промежуточной станции должно быть не менее двух резервуаров.
Преимущества данного способа:
1)_позволяет точно учитывать количество перекачиваемой нефти из одной станции в другую.
2)_позволяет освободить нефть от механических примесей, так как они оседают в резервуарах.
3)_отсутствует гидравлический удар.
4)_позволяет точно определить пропускную способность участков.
На рисунке 1 представлены системы перекачки продуктов по трубопроводной сети.
а постанционная, б через резервуары, в с подключёнными резервуарами, г из насоса в насос, 1 резервуар, 2 насосная станция
Рисунок 1 Системы перекачки
Недостатки:
-
потери лёгких фракций нефти от испарений при больших дыханиях; -
необходимость установки подпорных насосов; -
высокая себестоимость перекачки;
Перекачка через резервуар НПС. Нефть от предыдущей станции поступает в резервуар, который служит буферной ёмкостью, и с которого ведётся откачка нефти. Благодаря этому сокращаются потери от больших дыханий. Однако утрачивается возможность выявления утечек на конкретных перегонах между НПС с помощью порезервуарного учёта. Остаётся необходимость в подпорных насосах, а так же, вследствие перемешивания нефти, потери от испарений так же велики. Полностью отсутствует гидравлический удар.
Перекачка с подключённым резервуаром.Нефть через резервуар не проходит, поскольку он соединён с отводом от всасывающей линии станции. Уровень нефти в резервуаре изменяется незначительно в зависимости от величины разности расходов, которые обеспечивает данное и предыдущее НПС. При равенстве этих расходов уровень нефти практически остаётся неизменным. При данной системе потери от «больших дыханий» снижается еще значительнее, т.к. уменьшается турбулизация нефти в резервуаре, однако они имеют место. Отсутствует гидравлический удар, остаётся необходимость в подпорных насосах.
Перекачка «из насоса в насос».Осуществляется при отключённых резервуарах промежуточных НПС. Резервуар используется только для приёма нефти из трубопровода в случае аварии и ремонта. При работе НПС «из насоса в насос» исключаются потери от испарения, и в принципе отпадает необходимость в подпорных насосах. Здесь работа НПС становиться зависимой от работы других станций. Большой недостаток данной системы — возможен гидравлический удар, однако при хорошей организации работы система перекачки НПС «из насоса в насос» позволяет достичь полной синхронизации работы НПС.
Если в составе станции есть резервуарный парк, то перекачка жидкости производится через резервуары.
На НПС также устанавливаются камеры приёма и пуска средств очистки и диагностики (рисунок 2), которые используются для запуска и извлечения средств очистки стен трубопровода от загрязнений (парафиновых отложений), а также диагностических приборов, которые выявляю дефекты трубы.
А – камера приёма; Б – пуск скребка; 1-8 – задвижки
Рисунок 2 – камера приёма и пуска средств очистки и диагностики
Система регулирования давления при избыточном давлении сбрасывает излишки нефти в специальный накопительный коллектор. ССВД (системы сглаживания волн давления), назначение этой системы — защита нефтепровода от гидравлических ударов, которые могут возникнуть во время аварийных остановок (рисунок 3).
1 – нефтепровод; 2 – шланговый клапан; 3 – безнапорная ёмкость; 4 – разделительная ёмкость; 5 – аккумулирующая ёмкость; 6 – дроссель; 7 – трубопровод подачи воздуха; 8 – дренажная линия
Рисунок 3 – Схема системы сглаживания волн давления
-
Компоновка насосного цеха нефтеперекачивающей станции
Одно из основных требований при компоновке насосного цеха – это обеспечение нормальной работы основного и вспомогательного оборудования при наименьших размерах цеха. Кроме того, должно быть обеспечено выполнение ремонтных работ без остановки перекачки. Должны быть созданы нормальные санитарно-гигиенические условия для обслуживающего персонала.
Размеры здания определяются габаритными размерами оборудования, а также конструктивными особенностями основного и вспомогательного оборудования, противопожарными и санитарными нормами.
Для строительства насосных цехов используются железобетонные фундаменты в виде одиночных (сплошных) или свайных фундаментов. Свайные фундаменты используются в тех случаях, когда насосные станции строятся на мягких или осевших грунтах. Глубина заложения фундамента должна быть ниже глубины промерзания, иначе фундамент может прогнуться. Проектирование фундаментов для основных агрегатов можно разделить на массивные, тоннельные, рамные, тоннельные массивные и столбчатые фундаменты. Под насосы и электродвигатели, фундаменты, могут быть как общими, так и на отдельных рамах и не связанными со зданием.
Расчеты фундамента основаны на статических и динамических нагрузках. Статические нагрузки определяются весом оборудования. Динамические нагрузки возникают при запуске, работе и остановке основного оборудования. Наземная часть насосных цехов является сборной. Основной несущей конструкцией в каркасном строительстве является – колонны. Стены обычно выполняются из стеновых панелей. К основной части каркаса здания относится также подкрановая балка. Перекрытия выполняются в виде плит. Ограждающие конструкции здания выполняются из плит или панелей, укладываемых непосредственно поверх несущих элементов. Существует несколько типовых проектов насосных цехов. Основной является то, что насосы и двигатели должны быть простыми и безопасными в установке, эксплуатации и ремонте, а затраты должны быть минимальными. На рисунке 4 представлен насосный цех, оборудованный насосными агрегатами.
1 – насос с электродвигателем; 2 – задвижка с электроприводом; 3 – клапан обратный; 4 – кран мостовой ручной двухбалочный; 5 – кран ручной мостовой однобалочный; 6 – всасывающий трубопровод