2.2.4. Технологическая схема нпс

Принципиальная схема коммуникаций, в которой предусмот­рено проведение всех необходимых производственных операций по перекачке, называется технологической. Технологическая схе­ма представляет собой безмасштабную схему трубопроводных ком-муникаций (с оборудованием), при помощи которых обеспе­чивается весь комплекс опера-ций по приему, откачке и внутри-станционным перекачкам нефти или нефтепродуктов.

Для составления технологической схемы НПС необходимо иметь данные по объему перекачки; одновременности проведения технологических операций, а также о перспективах развития станции. Для нефтепродуктопроводов необходимо дополнительно иметь разбивку годового грузооборота по отдельным группам нефтепродуктов.

Главное требование при разработке технологических схем — их простота, возможность выполнения всех предусматриваемых проектом технологических операций при минимальном количе­стве монтируемой запорной и регулирующей арматуры и соединительных деталей, а также обеспечения минимальной протяжен­ности технологических трубопроводов. Длина трубопроводов обусловливается допустимыми минимальными разрывами между соединяемыми объектами. Наиболее часто используют принципиальные (полные) схемы и схемы соединений (монтажные).

На принципиальных схемах изображают все гидравлические элементы или устройства, необходимые для осуществления техно­логических процессов и контроля за ними, а также все гидравли­ческие связи между ними (рис. 2.10).

В зависимости от схемы соединения насосов и резервуаров можно выделить следующие системы перекачки нефти и нефте­продуктов: постанционную, с подклю-ченным резервуаром, из на­соса в насос, через резервуар (рис. 2.11).

При постанционной системе перекачки нефть принимают по­очередно в один из резервуаров станции, для закачки же в трубо­провод в это время используют нефть из другого резервуара. При этой системе перекачки возможен порезервуарный учет количе­ства перекачанной нефти, но она сопровождается значительными потерями нефти от "больших дыханий" резервуаров. Постанционная система перекачки характерна для головных НПС магистрального нефтепровода и его эксплуатационных участков.

Рис. 2.10. Технологическая схема головной перекачивающей станции:

Р1-Р12- резервуары РВС 20000; Н1- Н4- центробежный насос НМ 3600-230 с электродвигателем СТДП 2500- 2УХЛ4; Н5-Н8- центробежный насос НПВ 1250-60 с электродвигателем ВАОВ 500М -4У1; НВП1- центробежный насос для внутристанционных перекачек; КП1- КП8- клапан предохранительный; СР1- СР11- счетчик ротационный; ФГ1- ФГ3- фильтр – грязеуловитель; РУ1- РУ2- резервуар для сбора утечек; КО1- КО10- клапан обратный; РД1- РД3- регулятор давления; Ф1- Ф10- фильтр; 1-90- задвижки с электроприводом; 91- 132- задвижки с ручным приводом; УСВД- устройство сброса волны давления; УПС- устройство пуска (приема) скребка.

Рис. 2.11. Системы перекачки нефти и нефтепродуктов:

1- резервуар; 2-насосный цех; а- постанционная; б- через резервуар; в- с подклюю-ченным резервуаром; г- “ из насоса в насос”.

В системе перекачки с "подключенным резервуаром" предус­матривается, что основное количество нефти проходит по трубо­проводу, минуя резервуар. Поскольку коле-бания уровня нефти в нем происходят только в связи с различием расходов на преды­дущем и последующем перегонах между станциями, при данной системе перекачки поте-ри нефти от "больших дыханий" ниже. При синхронной работе участков уровень нефти в "подключенном резервуаре" остается постоянным.

При системе перекачки "из насоса в насос" резервуары про­межуточных НПС отключают от трубопровода и используют толь­ко для приема нефти из трубопровода во время аварий или ремон­та. Нефть проходит только через магистральные насосы НПС. За счет этого уменьшаются потери нефти от испарения и полностью используется подпор предыдущей станции. Данная система пре­дусматривает полную синхронизацию работы перегонов нефте­провода в пределах эксплуатационного участка или даже всего магистрального нефтепровода. Перекачка по системе "из насоса в насос" является самой рас-пространенной на существующих нефтепроводах.

При перекачке "через резервуар" обеспечивается "мягкая" пе­рекачка (в резервуарах происходит гашение волн избыточного давления, возникающих при пусках и остановках насосных агре­гатов), но из-за постоянного притока и отбора нефти из резервуа­ра проис-ходит более интенсивное испарение легких фракций. Эта схема в настоящее время прак-тически не используется.

Обвязка резервуаров может быть выполнена в двух вариантах (рис. 2.12) – двухпроводным и однопроводным. В первом вариан­те (а) заполнение идет через один общий для всех резервуаров коллектор, а опорожнение — через другой; во втором (б) — для каждого резервуара предусматривается самостоятельный трубо­провод, соединенный с общим коллектором через манифольдную (узел переключения задвижек).

Соединение центробежных насосов на НПС в большинстве случаев последовательное, что определяется основными характе­ристиками насосов. Обвязка насосов предназначена для обеспече­ния работы НПС при выходе в резерв любого из агрегатов. Одно из основных условий при разработке схемы обвязки насосов — максимальное уменьшение коэффициента резерва основного оборудования. На головных НПС предусматривают установку подпорных насосов, обеспечивающих бескавитационную работу

основных насосов.

Рис. 2.12. Обвязка резервуаров:

а - для головных и промежуточных НПС; б- для головных НПС

Подпорные насосы в зависимости от их харак­теристик могут быть соединены как последовательно, так и парал­лельно. Обвязка для последовательной работы основных насосов показана на рис. 2.13.

Обратный клапан КО, разделяющий всасывающий и напор­ный патрубки насоса, пропускает жидкость в одном направлении, указанном на рис. 2.13 стрелкой. При работающем насосе давле­ние, действующее на заслонку обратного клапана справа, больше, чем давление, действующее слева (давление на входе в насос). Вследствие этого заслонка клапана закрывается, и перекачивае­мая жидкость идет через насос. При неработающем насосе заслонка соответствующего клапана открывается под давлением по­тока жидкости и пропускает жидкость к следующему (работающе­му) насосу. Приведенная схема обвязки позволяет также осуществлять обратную перекачку нефти из магистрали в резервуарный парк при помощи коллектора С и подпорных насосных агрегатов.

Рис. 2.13. Обвязка основных и подпорных насосов:

ПН1, ПН2- подпорные насосы, соединенные параллельно; Н1- Н4- основные насо-сы; КО- клапан обратный

Рис. 2.14. Комбинированная (последовательно-параллельная) схема соедине-

ния насосов

Подпорные насосы могут быть расположены в одном здании с основными, но наиболее часто подпорные насосы располагают в отдельной насосной, которую размещают в более низком месте площадки и ближе к резервуарному парку для обеспечения бескавитационной работы подпорных насосов. В практике эксплуата­ции встречается и параллельное соединение основных насосов. Такая схема аналогична схеме подключения подпорных насосов на рис. 2.13 и отличается только количеством насосов. В этом слу­чае используют дополнительный коллектор. Возможна последова­тельно-параллельная обвяз-ка основных насосов (рис. 2.14).

Основное направление движения нефти по коммуникациям головной НПС следующее: камера фильтров, узел замера, резер­вуарный парк, подпорная насосная, магистральная насосная, узел регулирования давления, магистраль (рис. 2.10).

На промежуточной НПС поток нефти проходит ее объекты в следующей последовательности: узел подключения станции к магистрали, камера фильтров, магистральная насосная, узел ре­гулирования давления, узел подключения, магистраль (рис. 2.15).

Фильтры - грязеуловители

Узлы предохранительных устройств и регулирования имеют обвязку, показанную на общей схеме рис. 2.10.

Рис. 2.15. Технологическая схема промежуточной НПС:

1-магистральная насосная; 2- помещение с регулирующими клапанами; 3- устрой-ство приема и пуска скребков; 4- площадка с фильтрами- грязеуловителями

Узел учета нефти или нефтепродуктов состоит из счетчиков, фильтров, запорной арматуры, контрольно-измерительных при­боров, установки для поверки счетчиков – прувера или конт­рольного счетчика. Полная схема одной из линий узла учета при­ведена на рис. 2.16.

Рис. 2.16. Схема основной и резервной линии узла учета:

1 - отсекающие задвижки; 2 - манометр; 3 - фильтр; 4 - струевыпрямитель; 5 –счетчик; 6 - термометр; 7 - отвод к контрольному счетчику или пруверу; 8 -контрольный кран

Камера пуска и приема скребка и узел подключения к магист­рали могут быть выполнены в различных вариантах. Схемы камер пуска и приема скребка и подключения головной и промежуточ­ных станций показаны на рис. 2.17 и рис. 2.18.

Рис. 2.17. Схема пуска скребка и узла подключения головной станции к

ма­гистрали:

1. концевой затвор; 2 - сигнальное устройство; 3 - камера пуска скребка или разде-

лителя; 4 - отсекающий механизм; 5 - обводная линия; 6 - сиг­нализатор; 7 –дренаж- ная емкость

Рис. 2.18. Схема приема, пуска скребка и подключения промежуточной НПС:

1- камера пуска; 2- концевые затворы; 3- камера приема; 4- сигнализаторы; 5- тру-

бопровод для отвода нефти из камер в дренажную емкость; 6- дренажная емкость