Технологические схемы нефтеперекачивающих станций.

Технологической схемой НПС называют внемасштабный рисунок, накотором представлена принципиальная схема работы НПС в виде системывнутристанционных коммуникаций (трубопроводов) с установленным наних основным и вспомогательным оборудованием, а также с указаниемдиаметров и направлений потоков (рис 1.4).

Основными элементами, изображенными на технологической схемеНПС, являются:

– система обвязки (соединение трубопроводных коммуникаций)НПС, отражающая принятую технологическую схему перекачки;

– схема обвязки резервуарного парка (если такой имеется);

– схема обвязки подпорных (если они имеются) и основных насосов;

– узлы технологических задвижек (манифольды);

– размещение технологического оборудования (фильтровгрязеуловителей, регуляторов давления, улавливания и сбора утечек, дренажа и т. д.)

– узлы учета нефти (если таковые имеются);

– узлы приема и ввода в трубопровод очистных и диагностическихустройств;

– предохранительные клапаны.

При использовании схемы перекачки “из насоса в насос”, резервуары промежуточных НПС (если они имеются) отключаются от трубопровода инефть с предыдущего участка подается непосредственно в насосы этихстанций для дальнейшей транспортировки по следующему участку(см. рис. 1.5, г). Такая схема перекачки весьма прогрессивна, поскольку исключает сооружения дорогостоящих резервуарных парков. Недостатком этойсхемы является “жесткая” гидравлическая связь всех участков, работающих вэтом режиме, поскольку любое изменение на одном из них вызывает изменение на всех остальных. В частности, аварийная остановка одного участка ведетк остановке всех участков, связанных с ним режимом перекачки.

При использовании постанционнойсхемы перекачки нефть на НПСпринимают поочередно в один из резервуаров станции, в то время как закачку нефти в трубопровод осуществляют из другого резервуара (см. рис. 1.5, а).преимущества постанционной схемы перекачки заключается в том, что отдельные участки нефтепровода оказываются не связанными той жесткойзависимостью, которая имеет место в случае перекачки “из насоса в насос”, поэтому нефтепровод имеет большую степень надежности и способности к бесперебойной поставке нефти потребителю. Кроме того, при постанционной схеме возможен порезервуарный учет количества транспортируемой нефти, что очень важно для контроля за сохранностью продукции. Основным недостатком постанционной схемы перекачки являютсявысокая стоимость сооружения и эксплуатации резервуарных парков, атакже потери нефти при больших дыханиях резервуаров, связанных с выбросами паров нефти в атмосферу при заполнении резервуаров. Постанционная схема перекачки применяется в основном на головных НПС нефтепровода и его эксплуатационных участков.

При использовании схемы перекачки с подключением резервуароввозможны два варианта: через резервуары и с подключенными резервуарами (см. рис. 1.5, б, в): в первом варианте нефть с предыдущего участкапоступает в резервуар ПНПС и закачивается также из этого резервуара.Такая схема делает соединение участков нефтепровода более “мягкими”в гидравлическом отношении. Кроме того, в резервуаре происходит гашение волн давления, связанных с изменениями режима перекачки, чтоповышает надежность эксплуатации нефтепровода, однако этому способу присущи все недостатки предыдущего способа и в настоящее времяон практически не используется. Во втором варианте схема предусматривает, что основное количество нефти прокачивают по трубопроводу,минуя резервуар, однако при этом допускается, что расходы нефти напредыдущем и последующем участках могут в течении некоторого времени отличатся друг от друга, а дисбаланс расходов компенсируетсясбросом или подкачкой части нефти в подключенный резервуар. Присинхронной работе участков, т. е. перекачке с одним и тем же расходом,уровень нефти в подключенном резервуаре остается постоянным.

4) Генеральный план Нефтеперекачивающих станций.

Генеральный план НПС разрабатывают согласно заданию на проектирование в соответствии с технологической схемой нефтепровода, а также с учетом всего комплекса условий местности: рельефа, ее геологических и гидрологических особенностей, климатических и метеорологических условий и т.п. Генеральный план должен содержать комплексноерешение планировки и благоустройства территории, размещение зданий исооружений НПС, транспортных и инженерных коммуникаций. Генеральный план НПС разрабатывается в соответствии с существующими нормами проектирования.

Площадку под сооружение НПС выбирают с учетом выполнения некоторых обязательных требований:

– рельеф местности должен быть пологим с явно выраженным уклоном для удобства самотечного отвода поверхностных вод;

– грунты на площадке должны обладать довольно высокой несущейспособностью;

– геологические условия района должны допускать возведениевсех сооружений станции без создания искусственных оснований;

– грунты на площадке должны быть сухими с возможно более глубоким уровнем грунтовых вод.

Не допускается сооружение НПС на заболоченных и заливных участках, участках подверженным оползневым и карстовым явлениям, а такжев зонах санитарной охраны источников водоснабжения. При размещениистанций у рек или водоемов высотные отметки площадок должны быть неменее чем на 0,5 м выше расчетного горизонта высоких вод; за расчетныйгоризонт воды принимают наивысший ее уровень за 100 лет. Нефтеперекачивающие станции, сооружаемые вблизи рек, размещают ниже ближайшихнаселенных пунктов.

При выборе площадки для сооружения НПС следует учитывать возможное расширение станции.

Общие сведения о насосах.

Магистральные центробежные насосы – мощные энергоемкие машины, применяемые для перекачки нефти и нефтепродуктов от поставщика кпотребителю. Их эффективная экономичная эксплуатация – весьма важнаязадача обслуживающего персонала. Поддержание высокой надежностиэтих машин, в комплексе с мерами повышения экономичности и надежности работы основного и вспомогательного оборудования нефтеперекачивающих станций значительно снижает расходы организации на ремонт иэксплуатацию.

Насосы изготавливают следующих видов:

1. НМ – нефтяной магистральный;

2. НПВ – нефтяной подпорный вертикальный;

3. НОУ – нефтяной для откачивания утечек.

Запрещается запускать агрегат:

– при незаполненном жидкостью насосе;

– без включения приточно-вытяжной вентиляции;

– без включения маслосистемы;

– при попадании нефти в маслосистему;

– при наличии других технологических нарушений, причины которых невыяснены.

Запрещается эксплуатировать насосный агрегат при нарушении герметичности соединений.

Запрещается эксплуатировать насосный агрегат с неисправным обратным клапаном.

Аварийная остановка насосного агрегата должна быть осуществленаоперативным персоналом при:

– угрозе затопления или нарушении герметичности оборудования,технологических трубопроводов;

– возгорании, появлении дыма или искрения вращающихся деталей;

– попадании нефти в маслосистему;

– угрозе несчастного случая.

При исчезновении в операторной информации о состоянии работающих насосных агрегатов, отсутствие которой может привести к возникновению аварийной ситуации, дежурный дублирует остановку агрегатов кнопкой “Стоп”.

Магистральные и подпорные насосные агрегаты могут находится водном из следующих состояний:

1. в работе;

2. в “горячем” резерве (агрегат исправен, готов к запуску немедленно);

3. в “холодном” резерве (агрегат исправен, при необходимости егопуска или перевода в горячий резерв требуется проведение подготовительных операций);

4. в ремонте.

В зависимости от пусковых характеристик электродвигателя, схемыэнергоснабжения и системы разгрузки уплотнений могут применяться различные программы пуска насосного агрегата, отличающиеся положениемзадвижки на выходе насоса в момент пуска электродвигателя:

1. на открытую задвижку;

2. на закрытую задвижку;

3. на открывающуюся задвижку.

Программа пуска “на открытую задвижку” является предпочтительной. Ее применение возможно, если пусковые характеристики электродвигателя и схема электроснабжения рассчитаны на соответствующиепусковые режимы.

Программа пуска “на закрытую задвижку” должна применятся, еслиустановленное электрооборудование не может обеспечить пуск на открытую задвижку.

Программа пуска “на открывающуюся задвижку” должна применятся, когда не приемлема программа “на открытую задвижку” и когда установленные у насоса задвижки имеют привод небольшой мощности и поэтому не могут быть открыты при перепаде давления, создаваемом насосным агрегатом при закрытой задвижке.