Головные НПС. Состав сооружений.

Головная НПС – начальная на магистральном трубопроводе нефтеперекачивающая станция с резервуарным парком объемом равным 2 – 3 суточной производительности трубопровода, осуществляющая операции по приему нефти/нефтепродуктов с нефтепромысловых предприятий (магистральных трубопроводов) или НПЗ для дальнейшей транспортировки по магистральному трубопроводу.

В состав ГНПС входят: насосные с магистральными и подпорными насосными агрегатами; резервуарные парки; узлы учета нефти; пункты подогрева нефти; узлы предохранительных устройств; узел регуляторов давления; камеру пуска СОД (узел подключения станции к МТ). Все эти объекты соединяются между собой технологическими трубопроводами и образуют единую систему, принципиальная схема которой изображена на рисунке 5.2.1.

 

Рисунок 5.2.1 -  Схема головной нефтеперекачивающей станции.

УП1 и УП2 – узлы предохранительных устройств; СИКН1 – коммерческий узел учета нефти; РП – резервуарный парк; ПНС – подпорная насосная станция; СИКН2 – оперативный узел учета нефти; НС – магистральная насосная; УР – узел регулирования; КП – камера пуска СОД.

Для ГНПС предусматриваются следующие технологические операции:

− прием нефти/нефтепродуктов от грузоотправителей в резервуарный парк;

− дополнительная подготовка нефти/нефтепродуктов к дальнему транспорту;

− оперативный и коммерческий учет нефти/нефтепродуктов;

− хранение нефти/нефтепродуктов;

− откачка нефти/нефтепродуктов из резервуарного парка и их закачка в магистральный трубопровод с требуемым начальным давлением;

− запуск (прием) очистных и диагностических устройств;

− внутристанционная перекачка нефти/нефтепродуктов.

Для защиты по давлению технологических трубопроводов, РП и технологического оборудования на НПС должна предусматриваться установка узлов с предохранительными устройствами.

Предохранительные клапаны, установленные на входе НПС, обеспечивают защиту технологических трубопроводов и оборудования РП избыточного давления выше допустимых значений.

Предохранительные клапаны, установленные на трубопроводе между подпорной и основной насосной, обеспечивают защиту подпорную насосную и резервуарный парк от избыточного давления, которое повышается при остановке основной насосной.

Первый узел должен устанавливаться на приёмных технологических трубопроводах РП с точкой подключения непосредственно за ФГГ (ФГУ).

Второй узел – между подпорной насосной и магистральной насосной станцией, а при наличии СИКН (БИК) между ПНС и МНС - между МНС и СИКН (БИК). При этом в случае наличия СИКН между ПНС и МНС сброс от второго узла должен осуществляться в отдельные емкости учтенной нефти с откачкой в технологический трубопровод на выходе СИКН. Число предохранительных устройств: для первого узла, должно рассчитываться на максимальную расчетную пропускную способность нефтепровода, а для второго узла – на 70 % от максимальной расчетной пропускной способности нефтепровода. На каждом узле следует предусматривать один резервный клапан, дополнительный резервный клапан должен храниться на складе.

При увеличении допустимого рабочего давления технологического трубопровода допускается исключение второго узла с предохранительными устройствами на участке от обратных затворов на выходе подпорных насосов до МНС.

На стадии проектирования «проект» и «рабочая документация» необходимо уточнять требуемую производительность сброса от СППК №2, объем сброса и требования по номинальному давлению трубопровода от ПНС до МНС по результатам расчетов нестационарных процессов, моделирующих внезапное отключение МНС при отсутствии энергоснабжения.

В качестве предохранительных устройств для первого и второго узлов с предохранительными устройствами должны применяться предохранительные пружинные клапаны.

Производительность сброса от предохранительных устройств в резервуары аварийного сброса должна определяться с учетом давления срабатывания предохранительных устройств.

Давление начала открытия предохранительных устройств, установленных на первом узле должно быть равно 0,55 МПа. При наличии СИКН это значение составляет 0,7 МПа. При этом максимальное рабочее давление в трубопроводе РП должно быть не более 1,0 МПа при допустимом рабочем давлении технологических трубопроводов резервуарного парка не менее 1,6 МПа.

Давление закрытия предохранительного клапана должно быть выше рабочего давления на входе НПС.

Первый узел с предохранительными устройствами должен быть оснащен автоматически открывающейся задвижкой,установленной параллельно узлу с предохранительными устройствами для защиты по давлению технологических трубопроводов РП. Время открытия автоматической задвижки должно быть не более времени закрытия запорной арматуры РП. Давление настройки данной задвижки должно приниматься на 0,05 МПа больше значения давления начала открытия предохранительных клапанов. Ее открытие должно автоматически прекращаться по истечении 3 с после снижения давления на входе в РП до значения давления начала открытия предохранительных клапанов. Автоматическое закрытие задвижки должно производиться по истечении 3 с после снижения давления на входе в РП на 0,1 МПа ниже давления начала открытия предохранительных клапанов.

Для дополнительной защиты ЛЧ и приемных трубопроводов НПС с РП от превышения давления, допускается установка до узла подключения станции (на входе НПС с РП, до секущих задвижек НПС) автоматически открывающегося шарового крана со сбросом нефти в резервуары аварийного сброса.

Шаровой кран должен быть оснащен электроприводом с электронной пусковой аппаратурой.

Давление настройки (начала открытия) автоматического шарового крана должно приниматься на 0,05 МПа выше максимального рабочего давления в трубопроводе резервуарного парка (1,0 МПа). Его открытие должно автоматически прекращаться по истечении 3 с после снижения давления на входе НПС с РП до значения давления начала открытия предохранительных клапанов первого узла. Автоматическое закрытие шарового крана должно производиться по истечении 3 с после снижения давления на входе НПС с РП на 0,1 МПа ниже давления начала открытия предохранительных клапанов первого узла.

 

Схема узла предохранительных устройств представлена на рисунке 5.2.2.

 

Рисунок 5.2.2 - Узел предохранительных устройств

                                - основной поток нефти/нефтепродуктов;

- - - - - - - - - - - сброс нефти/нефтепродуктов в резервуары аварийного сброса.

 

До и после каждого предохранительного клапана следует устанавливать отключающие клиновые задвижки или шаровые краны с ручным управлением.

Запорная арматура рабочих клапанов должна быть опломбирована в открытом положении. Для обеспечения ремонта и техобслуживания предохранительных клапанов необходимо предусматривать установку шаровых кранов (для выпуска воздуха) между предохранительным клапаном и запорной арматурой на выходе. На выходе узла для выпуска воздуха необходимо установить заглушку.

Технологические узлы с предохранительными устройствами должны размещаться на бетонной площадке.

Емкость резервуаров аварийного сброса должна обеспечивать прием нефти/нефтепродукта из расчета максимального поступления нефти на НПС за 1 час. Количество резервуаров должно быть не менее двух и рассчитываться исходя из обеспечения приема указанного объема в случае вывода одного резервуара в ремонт.

Трубопровод сброса нефти/нефтепродуктов от узла с предохранительными устройствами должен быть подключен в нижний пояс резервуара через отдельный ПРП независимо от ПРП откачки нефти/нефтепродукта из резервуара аварийного сброса. Линия сброса должна быть оборудована обратными затворами, устанавливаемыми в каре перед каждым сбросным резервуаром. Для возможности проведения ремонтных работ резервуара аварийного сброса, необходимо предусматривать установку очковой заглушки до обратного клапана.

В случае подключения сбросного трубопровода через крышу резервуара (для действующих НПС) линия откачки должна быть оборудована электроприводной задвижкой, которая в процессе эксплуатации должна находиться в закрытом положении. При этом коренные задвижки аварийных резервуаров должны быть открыты.

После узла предохранительных устройств УП1 нефть/нефтепродукты поступают на СИКН1, в которой измеряется количество нефти/нефтепродуктов, поступающих на ГНПС. СИКН1 является коммерческим и предназначен для осуществления приемо-сдаточных операций между поставщиком и МТ. В состав коммерческого узла учета входят: рабочие измерительные линии; резервные измерительные линии; контрольная измерительная линия; трубопоршневая установка для поверки счетчиков (ТПУ); устройство регулирования расхода. На коммерческих узлах учета предусматривается установка блока контроля качества нефти на потоке.

Пройдя коммерческий СИКН нефть/нефтепродукты поступают в резервуарный парк (РП) соответствующего объема. Из РП нефть/нефтепродукты поступают на прием подпорной насосной (ПНС), которая предназначена для создания требуемого подпора и обеспечения нормальной бескавитационной работы магистральных насосов в МНС, которые из-за высокой производительности и большой частоты вращения ротора в большой степени подвержены кавитации.

Подпорные насосные станции оснащаются, как правило, насосами типа НПВ (нефтяные, подпорные, вертикальные), центробежного типа. Данные насосы являются одноступенчатыми, спиральными с рабочим колесом двухстороннего входа. Подпорные насосы также весьма чувствительны к кавитации и нуждаются в определенных мерах по предотвращению в них этого явления. Любой центробежный насос требует тем меньший противокавитационный подпор, чем меньше частота вращения его ротора и чем меньше подача насоса. Подпорные насосы проектируются на пониженную частоту вращения ротора – 1000 об/мин и подачу в два раза ниже основного насоса и поэтому 2 – 4 м подпора обеспечивают им бескавитационную работу. Подпорные насосы соединяются между собой параллельно.

Для защиты трубопроводов на выходе НПС и основных насосов от чрезмерных давлений между ПНС и основной МНС устанавливается второй узел предохранительных устройств УП2, принцип действия которого и состав аналогичен принципу действия и составу первого узла.

СИКН2 между ПНС и МНС служит для измерения количества нефти/нефтепродуктов, закачиваемых в МТ. Назначение данного узла в основном оперативное (для контроля процесса перекачки). Оперативный СИКН может отличаться от коммерческого только отсутствием устройства регулирования расхода и блока качества нефти/нефтепродуктов.

Непосредственная подача нефти/нефтепродуктов в МТ осуществляется насосами магистральной насосной станции (МНС). Эти насосы создают основной напор (давление), за счет которого осуществляется движение нефти/нефтепродуктов по трубопроводу до следующей насосной станции. На современных насосных станциях насосно-силовые агрегаты представлены преимущественно центробежными насосами типа НМ и электродвигателями нескольких разновидностей.

Насосы типа НМ (нефтяные, магистральные) предназначены для транспортирования нефти и нефтепродуктов со следующими характеристиками: температура – от –5 до +80⁰С; кинематическая вязкость – до 300^.10^-6м²/с; содержание механических примесей – до 0,06% по объему; размер частиц механических примесей – до 0,2 мм.

Данные насосы производятся нескольких типоразмеров, которые составляют нормальный ряд, который охватывает по производительности диапазон от100 до 13 000 м³/ч.

Насосы типа НМ помимо буквенных обозначений содержат в своей маркировке две группы цифр, первая из которых показывает номинальную производительность насоса (в м³/ч), вторая – соответствующий ей напор (в метрах столба перекачиваемой жидкости). В целом маркировка записывается следующим образом: НМ 10 000-210.

Насосы типа НМ производятся в двух конструктивных вариантах: насосы на малую производительность (до 710 м³/ч) изготовляются многоступенчатыми, секционными, с рабочими колесами одностороннего входа; насосы большой производительности (от 1250 до 10 000 м³/ч) одноступенчатыми, со спиральным корпусом и рабочим колесом двухстороннего входа. Оба варианта насоса имеют горизонтальное расположение оси ротора.

Конструкция одноступенчатых спиральных насосов допускает последовательное подключение не более трех агрегатов, поскольку допустимое давление корпуса насоса составляет 7,4 МПа (75 кгс/см²).

Для повышения экономичности работы насосных станций в различные периоды эксплуатации нефтепроводов насосы данного конструктивного варианта комплектуются сменными роторами с различными рабочими колесами на подачу 0,5 и 0,7 от номинальной, а насос НМ 10 000-210 комплектуется дополнительным сменным ротором на подачу 1,25 от номинальной.

На выходе из МНС расположены регуляторы давления, основными элементами которых являются регулирующие устройства. Как правило, в качестве основного регулирующего устройства в настоящее время используется регулирующая заслонка. Регуляторы давления предназначены для регулирования производительности станции и установления требуемого начального давления на ее выходе. Для обеспечения надежного регулирования процессом перекачки на узлах регулирования предусматривается не менее двух регулирующих устройств, соединенных между собой параллельно и размещенных на отдельных трубопроводах (нитках) узла.

Регулирование осуществляется методом дросселирования с помощью регулирующих заслонок, управление которыми производится в автоматическом режиме по давлению или по положению.

В автоматическом режиме по давлению сигнал на прикрытие или приоткрытие дроссельного органа формируется системой автоматики в зависимости от параметров работы НПС, контролируемых системой автоматического регулирования давления (САРД). К таким контролируемым параметрам, в частности, относятся:

− минимальное рабочее давление на входе МНС должно быть определено проектной документацией (при изменении характеристик насосного оборудования (замена НА, роторов) ООО «НИИ Транснефть» выполняет пересчет минимально допустимого рабочего давления на приеме НПС);

− допустимое рабочее давление на выходе НПС должно приниматься по проектному давлению на выходе НПС и не превышать фактическую несущую способность МТ.

Последний технологический объект, преодолеваемый потоком на выходе ГНПС, - узел подключения к магистрали (УПС) с камерой пуска средств очистки и диагностики. Камера предназначена для запуска очистных устройств с целью очистки внутренней полости трубопровода от различного рода отложений и средств внутритрубной диагностики. Запуск устройств производится без остановки перекачки, устройства перемещаются внутри трубопровода под гидродинамическим воздействием потока.

Промежуточные НПС с резервуарным парком, которые связывают 2 смежных технологических участка, отличаются от рассмотренной ГНПС магистрального нефтепровода:

− количеством или функцией узлов учета (как правило, один оперативный узел учета или на границах двух подразделений ПАО «Транснефть» наличие двух узлов учета нефти – коммерческого и оперативного);

− конструкцией узла подключения станции к магистральному трубопроводу (камера приема и пуска СОД);

− наличие ФГГ (ФГУ) на входе НПС.

Промежуточные НПС

Промежуточные нефтеперекачивающие станции (ПНПС) без резервуарных парков в общем случае состоят из следующих объектов: узла фильтров-грязеуловителей, системы сглаживания волн давления, основной насосной станции, узла регулирования давления и узла подключения ПНПС к магистрали. Принципиальная технологическая схема ПНПС представлена на рисунке 5.2.3.

Основной технологический объект ПНПС – собственно насосная станция МНС – идентичен основной насосной станции ГНПС как по назначению так и по оборудованию. Регуляторы давления этих станций также одинаковы.

К специфическим технологическим объектам ПНПС относятся узел фильтров-грязеуловителей ФГУ и система сглаживания волн давления ССВД. Сравниваемые станции несколько отличаются и узлами подключения к магистрали.

Рисунок 5.2.3 - Принципиальная технологическая схема промежуточной НПС

УПС – узел подключения НПС к магистрали; ФГУ – фильтры-грязеуловители;

ССВД – система сглаживания волн давления; ЕП – емкость сброса ударной волны; МНС – магистральная насосная станция; РД – регуляторы давления.

Узел фильтров-грязеуловителей размещается на входе ПНПС и предназначен для очистки транспортируемой нефти от относительно крупных механических примесей перед ее подачей на вход насосных агрегатов. Типовая схема предусматривает параллельную установку трех фильтров-грязеуловителей (в резерве должно находиться не менее одного фильтра-грязеуловителя) на открытой площадке (рисунок 5.2.4).

 

 

Рисунок 5.2.4 - Узел фильтров-грязеуловителей

Ф – фильтр-грязеуловитель; 1 – вход нефти в узел; 2 – выход нефти из узла;

3 – линия зачистки фильтров.

Схема устройства фильтра, представляющего из себя конструкцию типа «труба в трубе» (рисунок 5.2.5).

Рисунок 5.2.6 - Конструктивная схема фильтра-грязеуловителя

1 – входной патрубок фильтра; 2 – выходной патрубок фильтра;

3 – фильтрующий элемент; 4 – люк для очистки фильтра.

Рисунок 5.2.7 – Общий вид ФГГ-500

 

Состояние фильтров-грязеуловителей при их эксплуатации контролируется с помощью манометров, установленных на входе и выходе каждого аппарата, по максимальному (0,8 кгс/м²) и минимальному (0,1 кгс/м²) перепадам давления. При повышении перепада давления выше допустимого значения фильтр отключается и производится его очистка от механических примесей. Понижение перепада давления ниже допустимого значения свидетельствует о том, что фильтрующий элемент разрушен и все механические примеси идут на прием насосов, что может привести к аварии. В этом случае фильтр также выводится из эксплуатации и производится ремонт или замена фильтрующего элемента.

Система сглаживания волн давления (ССВД) предназначается для защиты технологического оборудования и трубопроводов ПНПС от больших давлений путем сброса части перекачиваемой нефти из приемного трубопровода ПНПС в специальную емкость (ЕП). Причина возникновения гидравлического удара – это неожиданная остановка НПС. Если при отключении НПС создать условия для дальнейшего продвижения нефти из приемного трубопровода станции в специальную емкость, то можно избежать возникновение гидравлического удара. ССВД устанавливается на байпасе приемной линии НПС после фильтров-грязеуловителей.

Наиболее удачное решение этой проблемы предложено на основе шлангового клапана типа «Флекс-Фло», которым оснащается система сглаживания волн давления АРКРОН (рисунок 5.2.7). Данная система зарекомендовала получила широкое применение.

Сброс происходит через специальные безинерционные клапаны, срабатывающие только при интенсивном нарастании давления и не реагирующие на постепенное его повышение.

 

Рисунок 5.2.8 – Клапан Флекс-Фло

1 – камеры клапана, 2 – перегородка, 3 – корпус, 4 – эластичный резиновый шланг,

5 – воздушная полость.

 

Скорость роста давления на входе НПС при работе ССВД должна регулироваться в диапазоне от 0,01 МПа/с до 0,06 МПа/с.

ССВД должна устанавливаться на байпасном трубопроводе приёмной линии НПС после ФГУ (ФГГ). До исполнительных органов (клапанов) ССВД должна предусматриваться установка задвижек с электроприводом, отключающих каждый клапан ССВД. Диаметр байпасного трубопровода должен выбираться так, чтобы площадь сечения его была не менее половины площади сечения приемной линии.

После исполнительных органов (клапанов) ССВД должна предусматриваться установка сигнализаторов наличия потока нефти и задвижек с ручным управлением. Задвижки должны быть опломбированы в открытом положении. Датчики потока должны быть накладными.

Объем емкостей для аварийного сброса уточняется по результатам расчетов переходных процессов. Объем емкостей должен обеспечивать прием нефти в объеме двух последовательных сбросов (с учетом выведения одной емкости в ремонт).

Сброс нефти при срабатывании ССВД должен осуществляется по отдельным трубопроводам в резервуары-сборники. В качестве емкости для аварийного сброса нефти должны использоваться подземные горизонтальные стальные резервуары единичной емкостью 100 и 50 м³, количество которых определяется в зависимости от диаметра трубопровода.

Объём резервуаров-сборников для сброса нефти от блока ССВД должен быть не менее:

а) для НПС на нефтепроводе менее DN 700 – 150 м³;

б) для НПС на нефтепроводе DN 700 и DN 800 – 200 м³;

в) для НПС на нефтепроводе DN 1000 – 400 м³;

г) для НПС на нефтепроводе DN 1200 – 500 м³.

 

Рисунок 5.2.9 -Схема системы сглаживания волн давления АРКРОН

1 – шланговый клапан «Флекс-Фло»; 2, 3, 5, 6, 7 – вентили; 4 – разделительный сосуд «жидкость-воздух»; 8 – разделительный сосуд «нефть-жидкость»; 9 – дроссельный вентиль.

 

Клапаны системы сглаживания волн давления состоят из двух камер, разделённых перегородкой 2 (рисунок 5.2.8). 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 АРКРОН содержит до шести клапанов «Флекс-Фло» 1, соединенных между собой параллельно.

При установившемся режиме работы нефтепровода, когда давление в нём не изменяется резко, давление воздуха, поступающего в воздушную полость клапана 1 (рисунок 12) 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 трубопроводе с небольшой скоростью (менее 0,01¸0,015 МПа/с) оно полностью передаётся в воздушную полость клапана без изменений через нормально открытый клапан 1, 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 происходит частичная потеря давления в прикрытом дроссельном вентиле 9. В результате этого давление воздуха в полости 5 клапана (рисунок 4.2.7) 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.

 

Также в ССВД применяются клапаны «DANFLO» (рисунок 5.2.10) представляет собой прямоточную металлическую конструкцию, в качестве запорного элемента которой используется поршень (2). Внутренняя полость клапана, расположенная за поршнем заполнена сжатым воздухом. Каждый клапан «DANFLO» управляется своим гидропневмоаккумулятором.

 

Рисунок 5.2.10 – Клапан «DANFLO

1 – корпус; 2 - поршень; 3 – пружина

 

В обычном режиме работы нефтепровода давление нефти на входе в клапан и давление воздуха во внутренней полости равны.

Сила, действующая на поршень со стороны внутренней полости, состоит из давления воздуха и усилия пружины, и она больше внешней силы действующей со стороны нефти, что обеспечивает закрытое состояние клапана. При быстром возрастании давления нефти в трубопроводе поршень открывается за счет того, что давление воздуха возрастает медленнее чем давление нефти. В результате открытия клапана нефть срабатывается в безнапорную емкость.

Степень открытия клапана определяется разностью давлений на входе в клапан и его внутренней пневматической полости (дифференциальным давлением). Чем оно больше, тем больше открыт клапан. При полном открытии клапана дифференциальное давление достигает своего максимального значения.

В дальнейшем, по мере поступления разделительной жидкости в гидропневмоаккумулятор, давление в пневматической полости клапана повышается, а дифференциальное давление снижается – происходит плавное закрытие клапана «DANFLO».

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

Узел подключения ПНПС к МТ может иметь два варианта: в виде камеры приема и пуска СОД или в виде узла пропуска СОД. Более распространенным является вариант с камерами приема и пуска СОД, допускающий постанционную очистку линейной части магистральных трубопроводов.

При последовательной перекачке нефтей/нефтепродуктов разного состава и качества на конечных пунктах их должны разделить по сортам и восстанавливать качество, ухудшенную вследствие частичного их смешения. Поэтому на конечном пункте, как и на головной НПС, предусматривается необходимое число резервуаров для накопления определенных объемов каждого сорта нефти/нефтепродуктов.

Кроме того, для равномерной работы трубопровода на конечных пунктах должен быть достаточный объем резервуарного парка для хранения нефти/нефтепродуктов в период сокращенного ее сдачи.