Технологические схемы НПС
Технологической схемой НПС называют безмасштабный рисунок, на котором представлена схема размещения ее объектов, а также внутристанционных коммуникаций (технологических трубопроводов) с указанием диаметров и направлений потоков.
Сооружения НПС могут быть разделены на две группы: производственного и вспомогательного назначения. К объектам первой группы относятся: подпорная насосная, магистральная насосная, резервуарный парк, площадка фильтров-грязеуловителей, технологические трубопроводы, узлы учета, узел регуляторов давления, камеры приема и пуска средств очистки и диагностики, совмещенные с узлом подключения к магистральному трубопроводу, узел предохранительных устройств, емкость сбора утечек с погруженным насосом.
Объектами второй группы являются: системы энерго-, водо- и теплоснабжения, водоотведения, автоматики, телемеханики, узел связи, лаборатория, мех мастерские, пожарное депо, гараж, административное здание и т.д.
Принципиальная технологическая схема головной НПС магистрального нефтепровода приведена на рисунке ниже. Нефть с промысла поступает на станцию через фильтры-грязеуловители, узел предохранительных устройств, узел учета и направляется в резервуарный парк. Здесь осуществляется ее отстаивание от воды и мехпри- месей, а также замер количества. Для откачки нефти из резервуаров используется подпорная насосная. Из нее через узел учета нефть направляется в магистральную насосную, а затем через узел регуляторов давления и камеру пуска средств очистки и диагностики - в магистральный нефтепровод.
Принципиальная технологическая схема головной нефтеперекачивающей станции
I - камера приема средств очистки и диагностики; II - площадка фильтров-грязеуловителей; III - узел предохранительных устройств; IV, VII - узел учета; V - резервуарный парк; VI - подпорная насосная; VIII - магистральная насосная; IX - узел регуляторов давления; X - камера пуска средств очистки и диагностики; XI - емкость сбора утечек с погружным насосом; XII - байпасная (обводная) линия
Для очистки полости трубопровода от парафина, смол, мехпримесей, воды из камеры X периодически производится запуск очистных устройств (скребков). Из нее же в трубопровод вводятся средства диагностики состояния его стенки.
Периодически возникает необходимость во внутри- станционных перекачках: при зачистке резервуаров, при их освобождении перед диагностикой и ремонтом, при компаундировании (приготовление нефтяных смесей с требуемыми свойствами) и т.д.
Таким образом, технологическая схема головной НПС позволяет выполнять следующие основные операции:
- прием нефти с промыслов;
- ее оперативный и коммерческий учет;
- хранение нефти;
- запуск очистных и диагностических устройств;
- внутристанционные перекачки.
Принципиальная технологическая схема промежуточной НПС магистрального нефтепровода приведена на рисунке ниже. Она отличается от изображенной на рисунке выше тем, что не содержит узлов учета, резервуарного парка и подпорной насосной. Соответственно, на таких НПС не выполняются операции учета и хранения нефти.
Принципиальная технологическая схема промежуточной нефтеперекачивающей станции
I - камера приема средств очистки и диагностики; II - площадка фильтров-грязеуловителей; III - узел предохранительных устройств; IV - емкость для сброса ударной волны; V - емкость сбора утечек с погружным насосом; VI - магистральная насосная; VII - узел регуляторов давления; VIII - камера пуска средств очистки и диагностики
Необходимо подчеркнуть, что такой состав сооружений промежуточных НПС имеет место только при системе перекачки «из насоса в насос», если: а) они не расположены на границе эксплуатационных участков (и поэтому не являются для них головными); б) на них не производятся операции приема нефти с близлежащих месторождений.
Рассмотрим элементы технологической схемы. Узел подключения НПС к магистральному трубопроводу (первый рисунок) состоит из камер приема и пуска очистных и диагностических устройств, а также байпасной (обводной) линии. В период между очистками задвижки I, II, IV, VI, VII закрыты, а задвижки III, V открыты. Поток нефти из предшествующего участка трубопровода через задвижку V поступает во всасывающую линию НПС, а из нагнетательной линии — через задвижку III в следующий участок трубопровода. При проведении очистки предшествующего участка трубопровода, после того как скребок пройдет линейный сигнализатор, открываются задвижки VI, VII и закрывается задвижка V. После того как скребок окажется в приемной камере, задвижка V открывается, а задвижки VI, VII закрываются. Далее нефть из приемной камеры самотеком сливается в подземную дренажную емкость ЕП, концевой затвор приемной камеры открывается, и скребок извлекается из нее, а концевой затвор закрывается.
При необходимости очистки последующего участка трубопровода сначала при закрытых задвижках I, II открывается концевой затвор камеры, и в нее запассовывается скребок. Далее после закрытия концевого затвора открываются задвижки I, II, закрывается задвижка III, и скребок входит в очищаемый участок трубопровода.
При неработающей НПС открыты только задвижки III, IV, V, и поток нефти из предшествующего участка направляется в последующий, минуя станцию.
Площадка фильтров-грязеуловителей располагается на входе в НПС. Фильтры-грязеуловители предназначены для улавливания крупных механических частиц, поступающих из магистрального (или подводящего) трубопровода. Количество параллельно включенных фильтров выбирается таким образом, чтобы по мере засорения одних можно было включить в работу другие. О работоспособности фильтров судят по разнице давлений на входе и выходе из них. При увеличении перепада давлений до величины более 0,05 МПа (что свидетельствует об их загрязнении) или уменьшении до величины менее 0,03 МПа (свидетельствует о повреждении фильтрующего элемента) производится переключение на резервный фильтр.
Узел предохранительных устройств служит для предохранения приемного коллектора технологических трубопроводов НПС от чрезмерных давлений на приеме станции, возникающих при ее внезапных отключениях. В качестве предохранительных устройств используются либо система сглаживания волн давления, либо предохранительные сбросные клапаны. Сброс избыточного давления производится в безнапорные технологические емкости. Принцип работы предохранительных устройств будет рассмотрен ниже.
Узел учета нефти состоит из нескольких параллельных линий, каждая из которых включает следующие элементы: отсекающие задвижки, манометры, фильтры, струевыпрямитель, счетчик, термометр, отводы к контрольному счетчику или пруверу, контрольный кран. Повышение точности замера расхода достигается дополнительной очисткой нефти в фильтре, уменьшением турбулентности потока в струевыпрямителе (представляющем собой пучок параллельных трубок малого диаметра, помещенных в основную трубу), а также внесением температурной поправки на основе показаний термометра.
В зависимости от количества трубопроводов, подключенных к резервуарам, различают однопроводную и двухпроводную (рисунок ниже) технологические схемы. В первом случае для приема и отпуска нефти используется один и тот же Трубопровод, во втором — разные. Для снижения скорости закачки нефти резервуары могут иметь несколько приемо-сдаточных патрубков.
Возможные схемы обвязки резервуаров
а - для головных и промежуточных станций; б - для головных станций; I-IV - номера резервуаров
Соединение насосов на НПС может быть параллельным, последовательным или комбинированным. При параллельном включении (рисунок ниже) насосы имеют общие всасывающий и нагнетательный коллекторы. Поэтому напор группы насосов равен напору одного из них, а подача увеличивается в число раз, равное количеству работающих насосов. При последовательном включении (рисунок ниже) нефть проходит один насос за другим, получая в каждом из них приращение напора. Для предотвращения работы насосов самих на себя их всасывающая и нагнетательная линии разделены обратным клапаном, который пропускает поток, двигающийся слева направо, но закрывается для потока, двигающегося в обратную сторону.
На современных нефте- и нефтепродуктопроводах параллельное включение чаще применяется для подпорных насосов, а последовательное - для магистральных. Нередко встречается комбинированное (последовательнопараллельное) соединение насосов (рисунок ниже).
Возможные схемы соединения насосов на НПС
а - параллельное; б - последовательное; в - комбинированное (параллельно-последовательное)
Обвязка насосов должна обеспечивать работу НПС при выводе в резерв любого из насосных агрегатов станции.
Обратный клапан устанавливается также после последнего по ходу магистрального насоса. Делается это для защиты магистральной насосной от гидравлических ударов в последующем участке трубопровода.
Узел регуляторов давления служит для установления требуемого начального давления в обслуживаемом участке трубопровода.
Все перечисленные объекты соединяются технологическими трубопроводами. На НПС они служат для выполнения всех технологических операций с поступающей, хранящейся и откачиваемой нефтью. Границы технологических трубопроводов определяются входными и выходными задвижками НПС.
На технологических схемах указывают диаметры трубопровода и направление движения нефти.