1.1 Характеристика нпс и мт

Трубопровод, предназначенный для перекачки нефтей называется, нефтепроводом.

По назначению нефтепроводы делятся на три группы: внутренние, местные и магистральные.

Внутренние нефтепроводы находятся внутри чего–либо: промыслов (внутрипромысловые), нефтебаз (внутрибазовые), нефтеперерабатывающих заводов (внутризаводские). Протяженность их невелика. Местные нефтепроводы соединяют такие элементы транспортной цепочки, как нефтепромысел и головную станцию магистрального нефтепровода. Протяженность местных нефтепроводов больше, чем внутренних и достигает нескольких десятков и даже сотен километров. К магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта. В нефтяной промышленности магистральный нефтепровод отличается от нефтепроводов других назначений (сборных, технологических и т.п.) своей протяженностью и диаметром.

В зависимости от диаметра магистральные нефтепроводы подразделяются на 4 класса:

I класс – при условном диаметре от 1000 до 1200 мм включительно;

II класс – при условном диаметре от 500 до 1000 мм включительно;

III класс – при условном диаметре от 300 до 500 мм включительно;

IV класс – менее 300 мм.

Магистральный трубопровод является весьма удобным для автоматизации объектом, что определяется простотой основного технологического процесса, заключающегося в непрерывной перекачке заданного объема нефти по трубопроводу с поддержанием в допустимых пределах давлений на нагнетании и всасывании в зависимости от установленного режима при минимальном суммарном расходе энергии на перекачку.

Магистральные нефтепроводы сооружают из труб высококачественной легированной стали диаметром 219 – 1220 мм. Давление на каждом участке трассы трубопровода зависит как от режима перекачки, так и от профиля местности. Наивысшее давление обычно бывает со стороны нагнетания перекачивающих станций, а также в наиболее низких местах трассы. Линейная часть – наиболее дорогая и ответственная часть магистрального нефтепровода. Аварии на линейной части (порывы и утечки из трубопровода) могут привести к огромным потерям нефти, загрязнениям водоемов, гибели посевов и лесных угодий. Аварийные внеплановые остановки и перекачки снижают также экономические показатели работы трубопровода и вызывают серьезные нарушения нормальной работы многих важнейших предприятий, в частности предприятий нефтехимии, автомобильного транспорта и т. д. Поэтому при автоматизации предъявляются жесткие требования к надежности применяемых систем, устройств и отдельных приборов.

В состав магистральных нефтепроводов входят: линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции и резервуарные парки.

Для создания и поддержания в трубопроводе напора, достаточного для обеспечения транспортировки нефти, необходимы нефтеперекачивающие станции. Основное назначение каждой НПС состоит в том, чтобы забрать нефть из сечения трубопровода с низким напором, с помощью насосов увеличить этот напор и затем ввести нефть 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 головных (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). Головная нефтеперекачивающая станция предназначена для приема нефти с установок ее 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: 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.

К объектам второй группы 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; гараж; складские помещения и т.д.

На головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются следующие 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 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 применяются магистральные насосные агрегаты

Основной частью перекачивающей насосной является насосный агрегат. Насосный агрегат состоит из центробежного насоса, приводимого во вращение электродвигателем. Рабочий орган центробежного насоса – рабочее колесо устанавливается в кольцеобразной камере переменного сечения. На валу рабочего колеса посажены криволинейные лопатки, которые при вращении насоса увлекают жидкость, заполняющую корпус насоса, и под действием центробежной силы выбрасывают ее по постепенно расширяющейся спиралевидной камере корпуса насоса в напорный патрубок.

Вследствие постоянного выбрасывания жидкости во вращающемся потоке от центра колеса насоса в этой зоне может создаться разрежение, которое непрерывно пополняется из технологического трубопровода за счет внешнего давления на приеме насоса. При снижении внешнего давления в зоне разрежения могут возникнуть пузырьки газовоздушной смеси. Возникающие полости, заполненные парами жидкости и выделяющимся из нее воздухом, располагаются на границах соприкосновения с металлом колеса. При конденсации пара эти пузырьки лопаются, и в полость с большой скоростью поступает жидкость, создавая очень большие местные давления, приводящие к коротким интенсивным ударам (кавитации). Под действием кавитации возникает вибрация агрегата, разрушается поверхность металла. Для предотвращения кавитации на приеме насоса надо иметь некоторое избыточное давление, называемое кавитационным запасом, с которыми справляются подпорные насосные агрегаты.

Для работы центробежных насосов необходимо определенное давление на приеме насоса для предотвращения возникновения зон пониженного давления при больших скоростях движения жидкости в корпусе насоса. Значение необходимого давления на приеме (кавитационного запаса) зависит от размеров и конструкции насоса и достигает для нефтяных насосов при большой подаче до 90 м столба жидкости. Для создания такого давления применяют специальные подпорные насосы. В отличие от насосов, применяемых в магистральных насосных, подпорные насосы более тихоходные и имеют небольшой кавитационный запас. Подпорные насосы, как правило, запускаются на открытые задвижки.

Для обеспечения необходимого кавитационного запаса для подпорных насосов их необходимо устанавливать ниже минимального уровня в резервуарах. При этом требуется значительное заглубление здания подпорной насосной.

Для подпорных насосов используют параллельную схему соединения. По этой схеме все насосы имеют общие приемные и напорные коллекторы. При параллельном соединении достигается увеличение подачи насосной при сохранении создаваемого давления.

Вспомогательные системы используется для обеспечения нормальной эксплуатации перекачивающих агрегатов НПС на ней устанавливают следующие системы:

– разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений;

– смазки и охлаждения подшипников;

– сбора утечек от торцевых уплотнений;

– средства контроля и защиты насосных агрегатов;

– подготовки и подачи сжатого воздуха;

– оборотного водоснабжения и охлаждения воды воздухом.

Неотъемлемой частью системы магистрального нефтепровода являются резервуарные парки, которые служат для обеспечения основного технологического процесса – надежной и бесперебойной перекачки нефти по нефтепроводу. Резервуарные парки необходимы:

– для приема нефти от добывающих предприятий;

– для учета нефти;

– для обеспечения заданных свойств нефти, включая возможное компаундирование;

– для компенсации неравномерности приема –о тпуска нефти.

В соответствии с этим назначением резервуарными парками оборудуют головные нефтеперекачивающие станции, некоторые из промежуточных станций, а так же нефтебазы в конце нефтепровода.

АО «Транснефть – Сибирь» обслуживает 27 магистральных нефтепроводов общей протяженностью 9,5 тысяч км. Наиболее крупными трубопроводными системами являются Сургут – Горький – Полоцк, Холмогоры – Клин, Усть – Балык – Курган – Уфа – Альметьевск, Нижневартовск – Курган – Куйбышев, Усть – Балык – Омск. По транспортной системе АО «Транснефть – Сибирь» перекачивается вся добываемая в Тюменской области нефть, что составляет примерно 300 миллионов тонн нефти в год.

Предприятие эксплуатирует 87 нефтеперекачивающих станций (НПС), 171 резервуар для хранения нефти, суммарная емкость которых составляет более 2,7 млн. м3. Производственные объекты предприятия располагаются в шести субъектах Российской Федерации: Тюменской, Свердловской, Курганской и Омской областях, а также в Ханты–Мансийском (Югра) и Ямало – 00Ненецком автономных округах. Численность персонала насчитывает 11 тысяч человек.

Основными направлениями деятельности АО «Транснефть – Сибирь» являются:

– перекачка, координация и управление транспортировкой нефти по магистральным нефтепроводам;

– профилактические, диагностические и аварийно – восстановительные работы на нефтепроводах;

– организация работы по обеспечению охраны окружающей среды в районах объектов нефтепроводного транспорта.

Рисунок 1 – Схема трубопровода АО «Транснефть – Сибирь»

1.2 Технологические операций на НПС

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 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 ее 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 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.

Объекты вспомогательного и нодсобно – 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 котрольно – измерительных приборов (КИП);

– гараж;

–складские помещения;

–административно–хозяйственный блок и т.д.

Основные технологические процессы на НПС

Технологической схемой НПС предусматриваются следующие технологические операций:

– перекачка нефти по схеме «из насоса в насос»;

– автоматический переход на перекачку нефти по магистральному нефтепроводу мимо станции в случае ее остановки;

– обратная перекачка нефти по магистральному нефтепроводу;

– прием и пуск средств диагностики без остановки станции;

– сброс нефти от ударной волны в резервуар–сборник нефти;

– сбор утечек от насосов, опорожнение самотеком фильтров–грязеуловителей и приемных трубопроводов блока системы сглаживания волн в резервуар–сборник нефти;

– откачка нефти из резервуара–сборника вертикальным насосным агрегатом в приемный трубопровод основных насосов;

– опорожнение наземных участков трубопроводов нефтеперекачивающей станции от нефти при ремонтных работах;

– при достижении аварийного уровня нефти в резервуарах–сборниках нефти предусматривается отключение насосных агрегатов, а затем отключение от магистрального трубопровода;

– размыв парафина в резервуаре–сборнике нефтью при помощи вертикального насосного агрегата;

– оперативный учет нефти, поступающей на НПС, а также контроль крупных утечек с помощью ультразвукового счетчика.

На НПС предусмотрены следующие основные функциональные системы:

–технологическая;

–электроснабжения;

–водоснабжения;

–канализации;

–вентиляции;

– теплоснабжения;

– пожаротушения;

– технологической связи, автоматизации;

– ремонтообеспечения;

– жизнеобеспечения вахтенного персонала. 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" (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 подключенными резервуарами такие парки на ПНПС имеются. На ПНПС устанавливаются также системы сглаживания волн давления и захциты от гидравлических ударов.

Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на так называемые эксплуатационные участки с протяженностью 400 — 600 км, состоящие из 3 — 5 участков, разделенных 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.

1.3 Технологическая схема на НПС

Технологическая схема ЛПДС «Сургут» содержит – резервуары количестве 4 шт. и объёмом 20000 м_­³ для хранения нефти, камеры переключения, камера расходомеров, камера фильтров, подпорная насосная, маслоохладительная установка, основная насосная, камера регулирующих клапанов и камера пуска скребка.

Принимаемая нефть с промыслов или НПЗ проходит предварительную очистку от механических примесей с помощью фильтров–грязеуловителей, в нашей курсовой примем их число как в типовом варианте, равное трем, при параллельном их соединении. Затем нефть поступает в узел предохранительных устройств, защищающего входные коммуникации и оборудование на них от повышенного давления путем сброса части нефти из коммуникаций в резервуарный парк. После чего нефть поступает на узел учета, где производится не только измерение количества поступающей нефти, но и определение ее качества. После узла учета нефть поступает в резервуарный парк, откуда идет на подпорную насосную станцию. На входе каждого насоса устанавливается сетчатый фильтр тонкой очистки, на входе – обратные клапаны. После подпорной НС нефть идет на второй узел предохранительных устройств, защищающий коммуникации и оборудование после подпорной. Затем нефть поступает на второй узел учета, где производится измерение количества нефти, поступающей в магистраль. Далее идет основная насосная станция с последовательным соединением насосов. На выходе основной станции устанавливается обратный клапан с демпфером. Для регулирования требуемого давления в магистрали на выходе основной станции предусмотрен узел регулирования давления методом дросселирования при помощи дросселирующей заслонки. ЛПДС «Сургут» с магистральным нефтепроводом связывает узел подключения к магистрали, представляющий собой камеру пуска скребка и диагностического снаряда с соответствующими трубопроводами и запорной арматурой.

Генеральный план ЛДПС «Сургут» содержит комплексное решение вопросов планировки и благоустройства территории, размещения зданий и сооружений, транспортных коммуникаций и инженерных сетей в соответствии с существующими нормами проектирования и конкретными геологическими и гидрогеологическими условиями и рельефом местности.

При выборе мест расположения перекачивающих станций учитывают необходимость рационального и комплексного использования энергетических ресурсов, систем тепло– и водоснабжения, канализационных и очистных сооружений, общественного строительства района. Площадку под станцию выбирают в соответствии с проектом планировки и застройки района строительства. Выбор обосновывается сравнением технико – экономических данных различных вариантов размещения станции на других площадках этого района. Площадка должна быть по возможности приближена к существующим дорогам и должна отвечать следующим основным требованиям.

1. По рельефу. Рельеф спокойный, пологий, с определенно выраженным уклоном для удобства отвода поверхностных вод, создания благоприятных условий работы системы самотечной канализации и возможности проведения самотечных технологических операций (залив насосов перекачиваемой жидкости).

2. По геологии. Грунты на площадке должны иметь достаточную несущую способность (не ниже 1,2 кгс/см). Породы, принятые за естественное основание, должны быть прочными и устойчивыми. Геологическое строение площадки должно допускать возведение всех сооружений станции без создания искусственных оснований.

3. По гидрогеологии. Грунт площадки должен быть сухой с низким горизонтом грунтовых вод. Не следует выбирать под строительство станций заболачиваемые и заливаемые участки, а также участки, подверженные оползневым явлениям.

Перекачивающие станции не следует располагать в зонах санитарной охраны источников водоснабжения.

При размещении станций у рек или водоемов отметки планировки их территории принимают не менее чем на 0,5 м выше расчетного горизонта высоких вод с учетом подпора и уклона водотока. За расчетный горизонт воды следует принимать наивысший ее уровень с вероятностью повторения раз в 100 лет.

Особое внимание уделяют обеспечению нормальных гидрогеологических условий площадки и удобствам эксплуатации подземных коммуникаций. Перекачивающие станции размещают по отношению к ближайшим населенным пунктам ниже по течению реки. Размеры площадки следует принимать минимально необходимые с учетом рациональной плотности застройки без излишних резервных площадей и увеличения разрыва между зданиями.

Конфигурация площадки должна обеспечивать расположение зданий и сооружений в соответствии с производственным процессом. При выборе площадки следует учитывать возможное расширение станции. Генеральный план станции должен обеспечивать наиболее экономичный производственный процесс на минимальной территории с учетом размещения во всех возможных случаях технологического оборудования на открытых площадках. При разработке генерального плана обеспечивают наиболее рациональное размещение зданий и сооружений станции, а также благоприятные и безопасные условия труда работающих. При этом соблюдают следующие требования:

1) здания административно–хозяйственного назначения располагают со стороны наибольшего движения автотранспорта;

2) здания и сооружения с производствами повышенной пожарной опасности, в том числе котельную, располагают с подветренной стороны по отношению к другим зданиям;

3) здания вспомогательного производства размещают по соседству с основными зданиями и сооружениями;

4) здания бытовых помещений располагают ближе к проходным;

5) энергообъекты приближают к основным потребителям, чтобы уменьшить протяженность тепло –, газо – и паропроводов и электролиний;

6) открытые подстанции размещают на самостоятельных участках;

7) производственные сооружения с большими статическими нагрузками (например резервуарные парки) размещают на участках с однородными грунтами, допускающими наибольшие нагрузки на основания фундаментов.

Резервную площадь не следует занимать под здания, сооружения и коммуникации, кроме временных сооружений, необходимых для производства строительных работ.

Разрабатывая генеральные планы, предусматривают возможность выполнения строительных и монтажных работ современными методами с применением строительных машин новых конструкций.

Застройку территории проектируют компактной. Открытые распределительные подстанции, узлы подключений и камеры переключений, площадки фильтров и другие сооружения следует размещать на открытых площадках, применяя в необходимых случаях местные укрытия.

При размещении зданий и сооружений учитывают стороны света и преобладающее направление ветров, чтобы обеспечить наиболее благоприятные условия для естественного освещения, проветривания помещений, борьбы со снежными заносами. Длинные стороны градирен располагают перпендикулярно преобладающему направлению ветров. Места для забора наружного воздуха системами приточной вентиляции выбирают в зонах наименьшего его загрязнения.

Предусматривают, чтобы разбивочные оси соседних зданий и сооружений по возможности совпадали.

Ограждение следует проектировать только там, где оно необходимо.

Для станции с территорией более 5 га предусматривают не менее двух въездов, включая резервный.

Проезды на территории должны обеспечивать удобное и кратчайшее сообщение между сооружениями, а также свободный подъезд пожарных автомашин к зданиям насосных и резервуарному парку. От края проезжей части, обеспечивающей подъезд пожарных машин, до стены здания должно быть не более 25 м.

К водоемам — источникам противопожарного водоснабжения — устраивают тупиковые дороги с петлевыми объездами или площадками для разворота машин (в соответствии с требованиями СНиП). При глинистых и пылеватых грунтах подъезды для пожарных машин проектируют с твердым покрытием и уклоном, обеспечивающим естественный отвод поверхностных вод (1,5–5%).

Разрывы между зданиями и сооружениями проектируют минимальными для устройства дорог, тротуаров, прокладки инженерных сетей и коммуникаций с учетом санитарных и противопожарных требований. Разрывы между аппаратами и сооружениями открытых установок, как правило, не должны превышать минимальных противопожарных разрывов.

Рисунок 2 – Технологическая схема головной нефтеперекачивающей станции