Классификация нефтеперекачивающих станций

СОСТАВ СООРУЖЕНИЙ И ГЕНПЛАН НПС

Методические указания к выполнению лабораторных работ по дисциплине «Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций» для студентов дневной и заочной форм обучения специальности 130501 – «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

Тюмень , 2008

Утверждено редакционно-издательским советом

Тюменского государственного университета

Составители: Бабичев Д.А., доцент

Трясцин Р.А., к.т.н., доцент

Венгеров А.В., ассистент

Петряков В.А., ассистент

Панфилова Е.Б., ассистент

ãТюменский государственный нефтегазовый университет, 2008 г

Содержание

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ………………………………………………………..4

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №1………………………………………………5

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №2……………………………………………..12

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №3……………………………………………..16

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ………………………….31

Общие положения

Настоящие методические указания предназначены для руководства и выполнения студентами специальности 130501 «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» лабораторных работ на стенд-макетах «Технологическая схема НПС», «Генеральный план НПС», «Система смазки насосно-силового агрегата».

Указания разработаны с учетом требований «Правил технической эксплуатации нефтепроводов» и образовательных стандартов специальности.

Приведены основные сведения по насосным станциям магистральных нефтепроводов. Даются технические характеристики используемого на станциях основного и вспомогательного оборудования, рассматриваются принципы подбора оборудования и особенности его эксплуатации на различных станциях.

Предназначено для инженерно-технических работников, занятых проектированием и эксплуатацией объектов транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов. Рекомендуется для аспирантов и студентов, обучавшихся по специальности 130501 "Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ".

Классификация нефтеперекачивающих станций

Магистральных нефтепроводов

На магистральных нефтепроводах используется в основном три вида нефтеперекачивающих станций (НПС): головные нефтеперекачивающие станции нефтепроводов (ГНПС), промежуточные нефтеперекачивающие станции (ПНПС) и головные нефтеперекачивающие станции эксплуатационных участков нефтепровода (ГНПС эксплуатационных участков).

ГНПС предназначена главным образом для приёма нефти с промыслов и подачи её в нефтепровод. Они имеют резервуарный парк, играющий роль буферной ёмкости между промыслами и магистралью и роль аварийной ёмкости при аварии на магистрали или промыслах.

ПНПС служат для восполнения потерь энергии жидкости, возникающих при движении потока нефти по магистрали. Данные станции располагаются по трассе через 100¸150 км.

ГНПС эксплуатационных участков нефтепровода в основном предназначены для гидродинамического разобщения магистралей на относительно небольшие участки (400¸600 км) с целью облегчения управлением перекачкой и локализации гидродинамических возмущений потока (гидроударов) в пределах данных участков. Эта функция подобных НПС выполняется за счёт размещения на них резервуарных парков. Последние являются средством гидродинамического разобщения магистралей на эксплуатационные участки.

Технологические схемы ГНПС нефтепровода и ГНПС эксплуатационных участков практически аналогичны.

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №1

Технологическая схема ГНПС нефтепровода и

Таблица 1

Технические спецификации оборудования «Heliflu»

Диаметр (n), мм	Диапазон изменения потока, м³/ч min max	Длина расходомера (m), мм	Длина выпрями-теля (s), мм	Порог фильтрации, мм	Вес расходомера, кг	Вес выпрямителя, кг
	0,03	0,25		-	0,2	3,5	-
	0,1			-	0,25		-
	0,5				0,25		2,5
	0,8				0,3
					0,5	8,5	4,5
					1,0
					1,5
					1,5
					2,0
					2,0
					3,0
					3,0
					3,0
					5,0
					5,0

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №2

Технологическая схема ПНПС

Технологическая схема ПНПС показана на рис. 9. Нефть от узла подключения НПС к магистрали (УМ) движется на вход насосной станции (НС) через площадку фильтров-грязеуловителей (ФГ) и систему сглаживания волн давления (ССВД), затем после НС вновь поступает в магистраль через узел регуляторов давления (УР) и узел подключения (УМ).

Узел подключения к магистрали УМ (рис. 10.) представляет собой объединённые в одно целое камеры приёма А и пуска скребка Б (рис. 10).

При нормальном режиме работы ПНПС нефть движется через открытые задвижки 3 и 6 (задвижки 7 и 8 также открыты). Перед получением скребка, запущенного на предшествующей станции, задвижка 3 закрывается и открываются ранее закрытые задвижки 1 и 4. Скребок потоком нефти заносится в камеру А. После этого задвижки 1 и 4 вновь закрываются и открывается задвижка 3. Скребок из камеры А извлекается через люк в её торце.

Классификация нефтеперекачивающих станций - student2.ru По аналогичному принципу осуществляется запуск скребка через камеру Б. Камера пуска скребка ГНПС подобна камере пуска скребка ПНПС.

Классификация нефтеперекачивающих станций - student2.ru

Классификация нефтеперекачивающих станций - student2.ru На площадке фильтров-грязеуловителей находится три параллельно соединённых фильтра (рис. 11), представляющих собой конструкцию типа «труба в трубе» (рис. 12). Очистка фильтров производится через люк 1, расположенный на одном из торцов аппарата.

Классификация нефтеперекачивающих станций - student2.ru

Рис. 3.8

Система сглаживания волн давления (ССВД) применяется на нефтепроводах диаметром 720 мм и выше для защиты линейной части магистралей и оборудования НПС от гидравлического удара – интенсивного нарастания давления при резком прикрытии задвижек, остановках насосов и т.п.

Сглаживание волн давления состоит в уменьшении скорости нарастания давления в трубопроводе путём сброса части нефти из приёмного трубопровода ПНПС в безнапорную ёмкость ЕБ. Сброс происходит через специальные безинерционные клапаны, срабатывающие только при интенсивном нарастании давления и не реагирующие на постепенное его повышение.

Клапаны системы сглаживания волн давления состоят из двух камер, разделённых перегородкой 2 (рис. 13). Камеры по окружности имеют прорези 1. Одна камера подключена непосредственно к приёмному трубопроводу НПС и находится под давлением перекачиваемой нефти, другая – к безнапорной ёмкости. На обе камеры натянут эластичный резиновый шланг цилиндрической формы 4, препятствующий прохождению нефти из одной камеры в другую. Степень прижатия этого шланга к камерам регулируется изменением давления воздуха в полости 5.

Классификация нефтеперекачивающих станций - student2.ru Система сглаживания волн давления обычно имеет до шести клапанов, соединённых параллельно (рис. 14).

Классификация нефтеперекачивающих станций - student2.ru При установившемся режиме работы нефтепровода, когда давление в нём не изменяется резко, давление воздуха, поступающего в воздушную полость клапана 1 (рис. 14) из разделительного сосуда «жидкость-воздух» 4, равно давлению нефти в трубопроводе и клапан плотно закрыт за счёт упругих свойств эластичного шланга.

При повышении давления в нефтепроводе с небольшой скоростью (менее 0,01¸0,015 МПа/с) оно полностью передаётся в воздушную полость клапана без изменений через нормально открытый клапан 7, разделительный сосуд «нефть-жидкость» 8, дроссельный вентиль 9, нормально открытый клапан 6, разделительный сосуд 4 и вентиль 2. Благодаря этому клапан так же остаётся закрытым.

При быстром возрастании давления в трубопроводе (более 0,01¸0,015 МПа/с) происходит частичная потеря давления в прикрытом дроссельном вентиле 9. В результате этого давление воздуха в полости 5 клапана (рис. 13) оказывается меньшим, чем давление нефти в камере клапана, соединённой с приёмным трубопроводом НПС. Разность давлений, действующих с различных сторон клапана, преодолевает упругие свойства шланга, последний отжимается от прорезей и происходит переток нефти из одной камеры клапана в другую – осуществляется сброс части нефти в безнапорную ёмкость ЕБ.

Контрольные вопросы

1. Пользуясь стендами, опишите состав сооружений и оборудования ПНПС.

2. В чем состоит отличие технологических схем ГНПС и ПНПС?

3. Поясните назаначение основного оборудования НПС.

4. Какие приборы применяются на ГНПС для учета количства перекачиваемой нефти?

5. Поясните принцип работы ССВД.

6. Опишите порядок переключения запорной арматуры узла подключения станции при пуске-приеме СОД.

Лабораторная работа №3

Насосы НПС нефтепроводов

На НПС магистральных нефтепроводов используется два вида технологических насосов – подпорные и основные.

Основными насосами оборудуются основные НС ГНПС и ПНПС. Данные насосы предназначены для непосредственного транспорта нефти. Подпорные 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 м³/ч. Данные насосы имеют две конструктивные разновидности.

Насосы на подачу от 125 до 710 м³/ч секционные, трёхступенчатые (рис. 15). Корпус их состоит из входной 1 и напорной крышек 4, к которым крепятся узлы уплотнений торцевого типа и подшипниковые узлы 6. Заодно с крышками отлиты опорные лапы насоса, входной и напорный патрубки. Между крышками корпуса располагаются три секции 2 с направляющими аппаратами. В каждой секции находится центробежное рабочее колесо. Крышки и находящиеся между ними секции стянуты шпильками 3, проходящими вдоль вала насоса.

Ротор насоса включает вал, насаженные на него три центробежных колеса 6 и одно предвключенное литое колесо типа шнек 7. Опорами ротора служат подшипники скольжения с кольцевой смазкой. Охлаждение масла осуществляется с помощью змеевиков, размещенных в корпусах подшипниковых узлов. Через змеевики циркулирует вода или перекачиваемая нефть.

Ротор имеет гидравлическую разгрузку от осевых сил, осуществляемую с помощью разгрузочного диска 5. Остаточные осевые силы воспринимаются радиально-упорным шароподшипником.

Классификация нефтеперекачивающих станций - student2.ru Конструкция рассматриваемых насосов рассчитана на давление 9,9 МПа. Поэтому они допускают последовательное соединение на более двух насосов на подачу от 125 до 360 м³/ч и не более трех насосов на подачу 500 и 710 м³/ч.

Классификация нефтеперекачивающих станций - student2.ru Насосы НМ производительностью от 1250 м³/ч до 10000 м³/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 2 с принудительной смазкой (под давлением). Неуравновешенные остаточные осевые силы воспринимает радиально-упорный сдвоенный шарикоподшипник 3.

В подобных насосах используются торцевые уплотнения 4, которые монтируются 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 вида.

Классификация нефтеперекачивающих станций - student2.ru 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 номинальной (насос на подачу 1250 м³/ч имеет один сменный ротор на 0,7 номинальной подачи, а насос на подачу 10000 м³/ч – дополнительный ротор на подачу 1,25 от номинальной).

Классификация нефтеперекачивающих станций - student2.ru Полная маркировка насосов типа НМ содержит группу буквенных обозначений, например: НМ 7000 – 210, где НМ обозначает нефтяной магистральный, 7000 – подачу в м³/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 (м³/ч) и напор насоса (м).

Данный тип насоса (рис. 17) размещается в стакане 1, расположенном под уровнем земли, практически на отметке трубопровода. Приводящий двигатель находится на поверхности.

Насос имеет центробежное рабочее колесо двухстороннего входа 2, с каждой стороны колеса по предвключенному литому колесу 4 типа шнек. Направляющие подшипники ротора – подшипники скольжения, они смазываются и охлаждаются перекачиваемой нефтью.

Удерживание ротора от перемещения в осевом направлении производится сдвоенными радиально-упорными шарикоподшипниками 6, имеющими консистентную смазку. Ротор насоса гидравлически уравновешен применением на нём центробежного колеса двухстороннего входа, уплотнение ротора 5 – механическое, торцевого типа.

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 нескольких нефтепроводов, на НПС параллельно уложенных магистра-лей 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.

Список использованной литературы

1. Едигаров С.Г., Бобровский С.А. Проектирование и эксплуатация нефтебаз и нефтехранилищ. М., «Недра», 1973.

2. Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и продуктопроводов. / Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. – М.: Инфра-Инженерия, 2006. – 928с.

3. Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация насосных станций. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. - 148 с.

4. Эксплуатация магистральных нефтепроводов: Учебное пособие. 3-е изд., переработ. и доп./Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова – Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 2003. – 664 с.