ГНПС эксплуатационного участка

Технологическая схема рассматриваемых станций изображена на рис. 1. Основной путь прохождения нефти показан сплошными линиями и стрелками.

Нефть с промыслов поступает на ГНПС и проходит последовательно узел предохранительных устройств (УП), защищающий оборудование и трубопроводы от повышенных давлений, узел учёта (УУ), измеряющий количество поступающей с промыслов нефти, и направляется в резервуарный парк (РП).

Из резервуарного парка нефть отбирается насосами подпорной станции (ПНС) и подаётся с требуемым подпором на вход насосов основной насосной станции (НС). Между ПНС и НС нефть проходит второй узел предохранительных устройств и второй узел учета. Второй узел учета используется для измерения количества нефти, поступающей в магистраль.

После НС нефть через узел регулирования давления (УР) и камеру пуска скребка (КП) направляется непосредственно в магистральный нефтепровод.

Узел регулирования давления служит для изменения производительности и давления на выходе ГНПС с помощью дросселирования потока на регулирующих заслонках или в регуляторах давления, установленных на узле.

Камера пуска скребка представляет собой устройство, предназначенное для запуска в магистраль средств очистки ее от внутренних загрязнений (подробнее см. раздел 2).

Узел предохранительных устройств (рис. 2) состоит из соединенных параллельно предохранительных клапанов подъемного типа, пружина которых отрегулирована на определенное давление. При повышении давления в трубопроводе, защищаемом данными клапанами, они открываются и сбрасывают часть нефти по трубопро­воду сброса в резервуарный парк РП, где для ее приема предусматривается не ме­нее двух резервуаров.

Узлы учета сущест­вующих ГНПС в качестве средства измерения ко­личе­ства перекачиваемой нефти в основном имеют турбин­ные счетчики типа «Тур­бо­квант». Схема подобного счетчика приведена на рис. 3, из которого виден принцип ра­боты этого при­бора. Число оборотов крыльчат­ки 2, зави­сящее от скорости (или произ­води­тельности) проходящей че­рез нее нефти, считывается с помощью датчика 1. Дат­чик реагирует на частоту прохож­дения мимо него фер­ромагнит­ных лопастей крыльчатки 2.

Точность пока­зания счетчика «Турбоквант» h достаточно высока лишь для определенного диапа­зона про­изводительности Q (рис. 4). По­этому для обеспечения из­мерениям высокой точности при лю­бых произ­водитель­но­стях трубопровода узлы учета обо­рудуются несколькими па­раллельно установлен­ными счетчи­ками (рис. 5) и количе­ство рабочих счет­чиков варь­ируется в зави­симости от про­изводи­тель­ности.

Счетчики размеща­ются на изме­рительных ли­ниях. Перед каждым из них на линии находится сетча­тый фильтр и обеспечи­вающие счётчикам благоприятные усло­вия работы.

 

Помимо рабочих из­мерительных линий в узел учёта входит кон­трольная измерительная линия для проверки рабочих счётчи­ков и турбопоршневая ус­та­новка ТПУ, используемая для этих же целей. Послед­няя входит в состав ком­мерческих узлов учёта, ка­ковыми являются узлы ГНПС нефтепровода. Узлы учёта ГНПС эксплуатаци­онных участков использу­ются преимущественно для контроля за процесссом пе­рекачки.

 

 

Также широко применяются турбинные счётчики «Heliflu ». Принцип действия которых аналогичен принципу действия расходомеров «Турбоквант». Отличительной особенностью расходомеров «Heliflu» является использование оригинальной двухлопастной крыльчатки из нержавеющей стали. Диапазон рабочих температур от – 30 до 180°С. Максимальное стандартное рабочее давление 19 бар. Срок службы счётчика 10 тыс.ч и более, в зависимости от типа продукта. Счётчики способны выдерживать временное превышение допустимых пределов скорости (1,2 м Q_max)

 

 

 

 

 

В зависимости от вида перекачиваемой среды, счётчики калиброваны при производительности:

- вода – до 80 м³/ч

- углеводородные жидкости – до 1000 м³/ч

- воздух (для газовых счётчиков) – до 2500 м³/ч

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.

По аналогичному принципу осуществляется запуск скребка через камеру Б. Камера пуска скребка ГНПС подобна камере пуска скребка ПНПС.

 

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.

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.

Система сглаживания волн давления обычно имеет до шести клапанов, соединённых параллельно (рис. 14).

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.

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.

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.

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).

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.