Характеристика нефтепровода ТОН-2

В сентябре 1957 года «Гипротрубопроводу» было выдано задание на проектирование магистрального нефтепровода Туймазы-Омск-Новосибирск 2-ой очереди. Трасса нового нефтепровода по проекту намечена из Туймазов на Челябинск и далее до Новосибирска. Учитывая, что добыча нефти на Туймазинском месторождении к 1980 году могла достигнуть 300 млн. т/год, диаметр нового нефтепровода составил 720 мм.

Строительство линейной части нефтепровода на участке НПС «Варгаши» начато в 1958 году и завершено в конце 1959 года. Ввод в действие принятых в эксплуатацию участков нефтепровода образовал единую непрерывную транспортную линию от Туймазов до Новосибирска общей протяженностью 3662 км.

Для осуществления основной деятельности внутри ОАО «Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы им. Д.А.Черняева» создано 6 филиалов (нефтепроводных управлений): Туймазинское, Черкасское, Челябинское, Курганское, Северо-Казахстанское, Арланское.

Курганское нефтепроводное управление (КНУ) было создано приказом Министерства нефтяной промышленности № 54 от 26.01.1973 года. В состав КНУ входят НПС «Варгаши», линейно-производственная диспетчерская станция (ЛПДС) «Юргамыш», НПС «Мишкино» и ЛПДС «Медведское». ЛПДС «Юргамыш» является одной из крупнейших НПС в составе ОАО «Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы им. Д.А.Черняева». ЛПДС «Юргамыш» обслуживает четыре трубопровода: Усть-Балык–Курган–Уфа-Альметьевск (УБКУА) с Д_у=1200 мм и протяжённостью 154 км (с 900 км по 1054 км), Нижневартовск-Курган-Куйбышев (НКК) с Д_у=1200 мм и протяжённостью 154 км (с 1130 км по 1284 км), Туймазы-Омск-Новосибирск-первая очередь (ТОН-1) с Д_у=500 мм и протяжённостью 304 км (с 902 км по 598 км) и Туймазы-Омск-Новосибирск-вторая очередь (ТОН-2) с Д_у=700 мм и протяжённостью 303 км (с 903 км по 600 км).

В 1958 году началось строительство нефтеперекачивающей станции НПС «Варгаши» по проекту, разработанному проектными организацией «Гипротрубопровод» г. Москва.

Нефтеперекачивающая станция НПС «Варгаши» введена в эксплуатацию в 1959 году и является структурным подразделением ОАО «Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы им. Д.А.Черняева», представляющим собой комплекс сооружений и устройств для перекачки нефти по магистральному нефтепроводу ТОН-2 на участке 804,6-902,8 км. Пропускная способность нефтепровода ТОН-2 представлена в таблице 1.1. Таблица 1.1 – Пропускная способность нефтепровода ТОН-2

Год	Пропускная способность, млн.т/год
По проекту	Фактически
		56,3
		56,3

 

Объекты и оборудование основной технологии НПС «Варгаши» по нефтепроводу ТОН-2

Согласно технологической схеме НПС «Варгаши» (представленной в приложении А) нефть по подводящему трубопроводу поступает на НПС с давлением 0,44 МПа через приемные задвижки, расположенные в узле пуска и приема очистных и диагностических устройств, и направляется на площадку фильтров-грязеуловителей. Перепады давления в фильтрах-решетках необходимо регистрировать раз в 12 часов, а после проведения работ на линейной части не реже одного раза в час. При превышении максимального перепада давления на фильтре-решетке более или равном 0,05 МПа он должен быть отключен и очищен. Для очистки фильтров-грязеуловителей нужно закрыть задвижки №12-№13.

Основной схемой технологического процесса перекачки нефти является система с «подключенным резервуаром». Такая схема предусматривает, что основное количество нефти проходит по трубопроводу, минуя резервуар, и поскольку колебания уровня нефти в нем происходит только в связи с различием расходов на предыдущем и последующем перегонах между станциями, потери нефти от «больших дыханий» ниже. При синхронной работе участков уровень нефти в «подключенном резервуаре» остается постоянным. Таким образом, если расход на последующем участке будет больше, чем на предыдущем, то перед фильтром-грязеуловителем поток нефти разделяется на два: один направляется в резервуарный парк, второй к подпорным насосным агрегатам. Характеристика резервуарного парка представлена в таблице 2.1.

 

Таблица 2.1 – Характеристика резервуарного парка

№ резервуара	Тип резер вуара	Год сдачи в эксплуатацию	Фактическая высота резервуара	Огневые предохранители
До врезки пенокамеры, м	До днища понтона в верхнем положе нии, м	Тип
	РВСП-5000		10,94	10,40	ОП-500
	РВС-5000		10,94	-	-

 

Для подачи нефти к магистральным насосам предусмотрен подпорные насосы. Подпорными насосными агрегатами через предохранительные клапаны №9-№10 нефть подается на прием магистральной насосной. Предохранительные клапаны №9-№10 настроены на давление Рн=1,38 МПа и предназначены для защиты от повышения давления технологических трубопроводов и арматуры между подпорными и магистральными насосами.

На участке трубопровода от магистральной насосной до магистрального нефтепровода установлен узел регулирования давления для поддержания заданных величин давления:

- минимальное давление на входе в магистральную насосную 0,55МПа;

- максимальное давление на выходе из магистральной насосной 3,5МПа.

В узле регулирования давления установлены регулирующие заслонки.

 

Характеристика насосного цеха

Компоновка насосного цеха

 

Помещение магистральных насосных агрегатов предназначается для размещения основного технологического оборудования и создания нормальных условий для его работы.

Помещение на станции НПС «Варгаши» не разделяется воздухонепроницаемой огнестойкой перегородкой на два отдельных зала с отдельными входами и выходами.

Насосный цех относится к взрывоопасным помещениям класса В-1А категории, где установлены четыре магистральных основных насосных агрегата марки 16НД10*1 рисунок3.1.

 

 

1 - корпус насоса; 2 – муфта соединительная; 3 - вал; 4 – крышка насоса;

5 – разделительная втулка; 6 – рабочее колесо; 7 – лопасти рабочего колеса; 8 – подшипники скольжения; 9 – подшипники качения;

10 – торцевое уплотнение

Рисунок 3.1 – Разрез насоса 16НД10*1

 

Техническая характеристика насоса 16НД10*1 приведена в таблице 3.1

Таблица 3.1-Техническая характеристика насоса 16НД10*1

Производительность, м^3/ч	На пор, м	Частота вращения, об/мин	Кави таци онный запас, м	Коэффици ент полезного действия, %

 

Для ремонта насосных агрегатов в насосном помещении расположен мостовой кран ручной во взрывоопасном исполнении грузоподъёмностью 12,5 тонн.

Для привода насосов размещены четыре синхронных трёхфазных электродвигателя нормального исполнения 4А3МП-1600, техническая характеристика которых приведена в таблице 3.3.

Таблица 3.3-Техническая характеристика электродвигателя 4А3МП-1600

 

Мощ ность, кВт	Напряжение, В	Частота вращения, об/мин	Крити ческая частота враще ния, об/мин	Коэффициент полезного действия, %
				97.5

 

Насосные агрегаты обвязываются трубопроводами-отводами изогнутой формы, которые соединяют их приёмные и напорные патрубки с общим коллектором. В общем укрытии укладываются трубопроводные коммуникации вспомогательных систем, а также сооружаются площадки для обслуживания оборудования с соответствующими ограждениями и лестницами. При прохождении трубопроводов через разделительную стенку используются специальные герметизирующие сальники.

Магистральные насосные агрегаты и электродвигатели соединяются между собой с помощью муфты без промежуточного вала, и устанавливается на общих фундаментах с металлическими опорными рамами.

Компоновка оборудования и технологическая обвязка в цехе и вне его приняты из условия обеспечения следующих требований, определённых расчётными параметрами используемых насосов:

- самотечного отвода утечек от торцевых уплотнений из картера основных насосов в сборник утечек по закрытой схеме;

- подачи под напором нефти погружным насосам из подземной емкости (ЕП-16) в коллектор через задвижку №18;

- подачи заданного количества масла к подшипникам насосных агрегатов, насосов и электродвигателей и самотечного отведения его от подшипников - в баки централизованной маслосистемы;

- подачи воздуха для охлаждения масла централизованной маслосистемы в маслоохладителях.

Для нормальных условий эксплуатации магистральных центробежных насосов абсолютное давление перекачивающей жидкости на входе должно превышать давление насыщенных паров. При нарушении этого условия перекачка жидкости прекращается. Если же это произойдет внутри рабочих органов насоса, то возникает явление кавитации, приводящее к разрушению лопаток насоса.

Поэтому для надежной и безотказной работы магист­ральных центробежных насосов требуется обеспечение необходимого подпора, который обычно создается вспомогательными подпорными насосами, либо за счет напора, передаваемого от предыдущих перекачивающих станций.

Подпорные насосы должны иметь хорошую всасывающую способность, которая достигается благодаря сравнительно низкой частоте вращения вала и применению специальных предвключенных колес. Устанавливают подпорные насосы как можно ближе к резервуарному парку. Чтобы обеспечить заполнение насосов нефтью и уменьшить гидравлические потери напора во всасывающей линии, подпорные насосы часто заглубляют.

На станции НПС «Варгаши» используются 2-а подпорных насоса типа 20НДсН которые установлены в одной насосной с магистральными, технические характеристики которых показаны в таблице 3.4..

Таблица 3.4 -Техническая характеристика насоса 20НДсН

Подача, м^3/ч	Напор, м	Коэффициент полезного действия, %	Мощность, кВт	Число оборотов, об/мин	Коэффициент полезного действия, %