1. НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИЕ СТАНЦИИ

Для создания и поддержания в трубопроводе напора, достаточного для обеспечения транспортировки нефти, необходимы нефтеперекачивающие станции. Основное назначение каждой нефтеперекачивающей станции состоит в том, чтобы забрать нефть из сечения трубопровода с низким напором, с помощью насосов увеличить этот напор и затем ввести нефть в

нефтеперекач вающая станция предназначена для приема нефти с установок ее подготовки на промысле или из других источников и последующей закачки нефти в магистральный нефтепровод. Промежуточные станции о еспечивают поддержание в трубопроводе напора, достаточного для дальнейшей перекачки.

Объекты, входящие в состав ГНПС и ПНПС, можно условно подразделить на две группы: первую — объекты основного (технологического) назначения и вторую — объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения.

К объектам первой группы относятся: резервуарный парк; подпорная насосная; узел учета нефти с фильтрами; магистральная насосная; узел регулирования давления и узлы с предохранительными устройствами; камеры пуска и приема очистных устройств; технологические трубопроводы с запорной арматурой (видео).

К объектам второй группы относятся: понижающая электроподстанция с распределительными устройствами; комплекс сооружений, обеспечивающих водоснабжение станции; комплекс сооружений по отводу промышленных бытовых стоков; котельная с тепловыми сетями; инженерно-лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; механические мастерские; мастерские ремонта и наладки котрольно-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 нефти в резервуарах; внутристанционные перекачки нефти (из резервуара в резервуар); закачка нефти в магистральный трубопровод; пуск в трубопровод очистных и

4

диагностических устройств. На ГНПС может производиться подкачка нефти 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"

НПС(т.е. режиме, при котором конец предыдущего участка нефтепровода подключен непосредственно к линии всасывания насосов следующей ) промежуточные НПС не имеют резервуарных парков; в других случаях, когда перекачка ведется через резервуары или с изподключенными резервуарами такие парки на ПНПС имеются. На ПНПС устанавл ваются также системы сглаживания волн давления и

защ ты от г дравл ческих ударов [1, 2, 5].

Как прав ло, магистральные нефтепроводы разбивают на эксплуатацбАонные участки с протяженностью 400 – 600 км, состоящие 3 – 5 участков, разделенных ПНПС, работающих в режиме "из насоса в насос", , 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 (рис. 1).

Д Рисунок 1. Перекачка нефти по магистральномуИнефтепроводу

Для снижения затрат на сооружение НПС используется метод блочно-комплектного или блочно-модульного их исполнения. Главное преимущество этого метода достигается тем, что на территории станций практически отсутствуют сооружения из кирпича, бетона или железобетона. Все оборудование станции, включая автоматику, входит в состав функциональных блоков, монтируется и испытывается на заводе, затем в транспортабельном виде доставляется на строительную площадку. При этом блочно-модульные НПС могут быть открытого типа, т.е. насосные агрегаты вместе со всеми вспомогательными системами могут размещаться под навесом на открытом воздухе. От

5

воздействия погодных условий насосные агрегаты защищаются индивидуальными металлическими кожухами с автономными системами вентиляции и подогрева. Такие станции работают при температуре окружающего воздуха от –40 до +50 0С. При капитальном ремонте предусматривается замена всего блок-бокса в сборе.

С1.1. Технологические схемы нефтеперекачивающих станций

Технолог ческой схемой НПС называют внемасштабный рисунок, на котором представлена принципиальная схема работы НПС в виде системывнутр станционных коммуникаций (трубопроводов) с установленным на н х основным и вспомогательным оборудованием, а также с указан ем д аметров и направлений потоков (рис. 2).

бА Д И

6

VII — фланец-заглушка; VIII — переход на трубопроводе; IX — направленно потока нефти; X — счетчик ультразвуковой; XI — заслонка; XII — камера приема (пуска) СОД;

8 — резервуар-сборник нефти объемом 100 м3 от системы сглаживания волн давления и дренажа; 9 — емкость для сбора утечек нефти и дренажа технологических трубопроводов с погружным насосом с электродвигателем N = 15 кВт; 10 — устройство сглаживания волн давления; 11 — счетчик ультразвуковой; 12 — фильтры-грязеуловители с патрубками: 13 — регулирующая заслонка

Основными элементами, изображаемыми на технологической схеме НПС, являются: система обвязки (соединение трубопроводных коммуникаций) НПС, отражающая принятую технологическую схему

7

перекачки; схема обвязки резервуарного парка (если таковой имеется); схема обвязки подпорных (если они имеются) и основных насосов; узлы технологических задвижек (манифольды); размещение технологического оборудования (фильтров грязеуловителей,

предохранительные клапаны.

Пр нятая на нефтепроводе технология перекачки нефти диктует схему соед нен я насосов и резервуаров. Среди возможных схем можно выдел ть три основные: из насоса в насос, постанционную, с подключен ем резервуаров.

При спользовании схемы перекачки "из насоса в насос", резервуары промежуточных НПС (если они имеются) отключаются от

перекачкибАвесьма прогрессивна, поскольку исключает промежуточные технолог ческ е операции и неизбежно связанные с ними потери нефти. Кроме того, она значительно удешевляет технологию, поскольку исключает сооружение дорогостоящих резервуарных парков. Недостатком этой схемы является "жесткая" гидравлическая связь всех участков, работающих в этом режиме, поскольку любое изменение на одном из них вызывает изменениеДна всех остальных. В частности, аварийная остановка одного участка ведет к остановке всех участков, связанных с ним режимом перекачки.

И Рисунок 3. Перекачка из насоса в насос

При использовании постанционной схемы перекачки нефть на НПС принимают поочередно в один из резервуаров станции, в то время как закачку нефти в трубопровод осуществляют из другого резервуара (рис. 4). Преимущества постанционной схемы перекачки заключаются в том, что отдельные участки нефтепровода оказываются не связанными

8

той жесткой гидравлической зависимостью, 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

НПСнедостатком постанционной схемы перекачки являются высокая стоимость сооружения и эксплуатации резервуарных парков, а также потери нефти при больших дыханиях резервуаров, связанных с выбросами паров нефти в атмосферу при заполнении резервуаров. иПостанц онная схема перекачки применяется в основном на головных

нефтепровода его эксплуатационных участков.

бАРисунок 4. Постанционная перекачка нефти

При использовании схемыДперекачки с подключением резервуаров возможны два варианта: через резервуары и с подключенными резервуарами (рис. 5, 6). В первом варианте (рис. 5) нефть с предыдущего участка поступает в резервуар ПНПС и закачивается также из этого резервуара. Такая схема Иделает соединение участков нефтепровода более "мягким" в гидравлическом отношении. Кроме того, в резервуаре происходит гашение волн давления, связанных с изменениями режима перекачки, что повышает надежность эксплуатации нефтепровода, однако этому способу присущи все недостатки предыдущего способа и в настоящее время он практически не используется. Во втором варианте (рис. 6) схема предусматривает, что основное количество нефти прокачивают по трубопроводу, минуя резервуар, однако при этом допускается, что расходы нефти на предыдущем и последующем участках могут в течение некоторого времени отличаться друг от друга, а дебаланс расходов компенсируется сбросом или подкачкой части нефти в подключенный резервуар. При

9

синхронной работе участков, т.е. перекачке с одним и тем же расходом, уровень нефти в подключенном резервуаре остается постоянным.

СиР сунок 5. Перекачка с подключенным резервуаром

бАРисунок 6. Перекачка через резервуар

осуществляется через другойДколлектор. ля снижения скорости закачки нефти резервуары могут иметь несколько приемораздаточных

Обвязка резервуаров может быть выполнена в двух вариантах: одно- и двухпроводном (рис. 7). В первом варианте (рис. 7 а) заполнение идет через один из несколько коллекторов одновременно в оба резервуара Р-1 и Р-2 (или только в один из них), а опорожнение

патрубков (в данном случае по четыре). Во втором варианте (рис. 7 б) каждый из резервуаров (Р-1, Р-2, Р-3, Р-4) соединен с общим коллектором отдельным трубопроводов через манифольдную (узел №

последовательно, в то время как подпорные насосы (если они имеются на станции) для обеспечения большей пропускной способности соединяют параллельно.

10

Си бА Д Рисунок 7. Обвязка резервуаров НПС: а - для ГНПСИи ПНПС; б - для ГНПС

Рисунок 8. Обвязка основных и подпорных насосов в НПС: ПН1, ПН2 — подпорные насосы; HI. Н2. ИЗ. Н4 — основные насосы; КО — обратный клапан; С — коллектор

11

Обвязка насосов должна обеспечивать работу НПС при выводе в резерв любого из агрегатов станции. Приведенная схема обвязки (рис. 8) позволяет осуществлять обратную перекачку нефти из магистрали в резервуарный парк при помощи коллектора и подпорных насосов.

дополнительный коллектор (рис. 9). Обратный клапан, разделяющий линию всасывания и нагнетания каждого насоса, пропускает жидкость только в одном направлении (рис. 8, 9, стрелка). При работающем насосе давлен е, действующее на заслонку клапана справа (давление

Принагнетан я), больше, чем давление, действующее на эту заслонку слева

(давлен е всасыван я), вследствие чего заслонка закрыта, и нефть идет

через насос. нера отающем насосе давление слева от заслонки

клапана больше, чем давление справа от нее, вследствие чего заслонка открыта,бАнефть поступает через КО к следующему насосу, минуя неработающ й.

Рисунок 9. Комбинированное (последовательноД-параллельное) соединение насосов НПС

Важным элементом НПС магистральных нефтепроводов являются узел учета нефти на потоке. Как правило, узел учета размещают на пути движения нефти от резервуарного парка к нефтепроводу между подпорной и магистральной насосными (рисИ. 10).

Примерная технологическая схема узла учета представлена на рис. 10. Узел состоит из фильтра 3, струевыпрямителя 4 и турбинного счетчика 5. Кроме того, узел учета имеет ответвление 7 к контрольному счетчику или пруверу (от английского слова prove – доказывать, удостоверять) – устройству, предназначенному для проверки работы счетчиков непосредственным объемным измерением.

12

Си

Р сунокбА. 11. Оч стные устройства: а — очистной поршень: б — щеточный скребок типа ЩС; в — эластичный шаровой разделитель типа РШ

Д И

Рисунок 12. Схема устройств приема и пуска шаровых разделителей РШ: 1 — камера пуска; 2 — концевой затвор; 3 — трехходовой кран; 4. 9 — насосы; 5, 10 — емкости; 6 — камера приема; 7 — сигнализатор; 8 — линия всасывания ПНПС; 11 — линия нагнетания ПНПС; 12 — байпас; 13 — тройник; 14 — отсекающий механизм; 15 — прибор контроля; 16 — линейный сигнализатор

14