Технологическая схема ЛПДС «Унеча»

Технологическая схема представляет собой внемасштабный рисунок, на котором представлена принципиальная схема работы НПС в виде системы внутристанционарных коммуникаций (трубопроводов) с установленным на них основным и вспомогательным оборудованием и с указанием диаметров и направлений потоков (см. приложение).

Основные элементы технологической схемы:

1.-система обвязки (соединение трубопроводных коммуникаций) НПС, отражающая принятую технологическую схему перекачки;

2.-схема обвязки резервуарного парка;

3.-схема обвязки подпорных и основных насосов;

4.-узлы технологических задвижек (манифольды);

5.-размещение технологического оборудования (фильтров-грязеуловителей, регуляторов давления, улавливания и сбора утечек, дренажа и др.);

6.-узлы учета нефти;

7.-узлы приема и ввода в трубопровод очистных и диагностических устройств;

8.-предохранительные клапаны.

ЛПДС «Унеча» включает в себя:

-резервуарный парк, состоящий из 14 железобетонных подземных резервуаров РВЖ-30000 м³;

-две подпорные насосные станции н/с №5, н/с №6;

-четыре основные насосные станции н/с №1, н/с №2, н/с №3 и н/с №4 (в данный момент магистральная насосная № 4 выведена из эксплуатации и законсервирована);

-три узла учета нефти с пруверной установкой ТПУ-1900, УУН-714, УУН-715, УУН-716;

-четыре площадки приема-пуска скребка для приема и откачки нефти, для приема и пуска ОУ по всем направлениям;

-технологический трубопровод с запорной арматурой, системой фильтров, предохранительных и регулирующих клапанов;

-газоуравнительную систему;

-систему размыва парафина;

-линию аварийного сброса;

-систему ловушечного хозяйства.

Обвязка резервуаров

Обвязка резервуаров выполнена по схеме:

Обвязка основных и подпорных насосов в НПС

Использование центробежных насосов на перекачивающих станциях, имеющих резервуарные парки, имеет ряд особенностей. Дело в том, что быстроходным магистральным насосам необходимо иметь избыточное давление на выходе. Это явление должно предотвратить опасное явление кавитации. Кавитация приводит к быстрому износу частей нагнетателя и снижает эффективность его работы. Поэтому для подачи нефти к магистральным насосам обычно используют специальные подпорные насосы, главной задачей которых является взять нефть из резервуаров и подать ее на вход основных насосов, создав необходимый кавитационный запас.

При параллельном соединении подпорных насосов (ПН1 – ПН2), расходы нефти в насосах суммируются, а напор, создаваемый каждым насосом остается, один и тот же. 

При последовательном соединении насосов (Н1 – Н4), расход нефти один и тот же, а напоры суммируются.  

Система регулирования давления

Для перехода на экран системы регулирования давления нужно нажать левой кнопкой мыши на кнопке “САР”в верхней части экрана или выбрать соответствующий пункт меню из выпадающего списка в верхней левой части экрана.

Данный экран отображает и позволяет производить управление электрозадвижками №1К…4К, отображает уставки регулятора на входе, выходе НПС и по перепаду давления. Анимация и управление задвижками подробно описаны в разделе УПРАВЛЕНИЕ ОБЪЕКТАМИ АВТОМАТИЗАЦИИ.

Дополнительно на экране отображаются аналоговые значения:

- давление на входе НПС;

- давление на выходе НПС;

- перепад давлений на САР;

- степень открытия заслонок;

- температура наружного воздуха.

Ввод уставок САРД возможен в режимах «Местный» и «Дистанционный».

Для задания режима ввода уставок необходимо перевести САРД в требуемый режим нажатием клавиш на графическом терминале Magelis (см. Руководсво оператора САРД).

В режиме «Местный» ввод уставок возможен только с графической панели Magelis.

В режиме «дистанционный» уставки вводятся с АРМ оператора, либо из МДП по каналу телемеханики.

Ввод значения уставки на приеме и нагнетании с АРМ оператора производится воздействием мышки на окна задания уставок и последующим вводом нужного значения уставки. После ввода уставок, принятые САРДом значения выводятся в окнах «уставка на приеме» и «уставка на нагнетании», причем они могут незначительно (0.1% – 0.5%) отличаться от введенных значений уставок вследствие погрешности канала измерения.

Узел пропуска средств очистки и диагностики

Узел приема и пуска средств очистки и диагностики

Схема узла приема и пуска средств очистки и диагностики

Назначение СИКН.

Система измерения количества и показателей качества нефти предназначена для применения в качестве основной схемы коммерческого учета нефти, поставляемой «Грузоотправителем» «Грузополучателю».

СИКН обеспечивает непрерывный учет нефти с относительной погрешностью, не превышающей 0,25 % по массе брутто и 0,35 % по массе нетто при следующих ограничениях на технологические параметры перекачки и физико-химический состав нефти:

- диапазон расхода через измерительную линию, м³/ч       380-1800

- температура нефти, °С                                                        4-25

- давление нефти, МПа, не более                                          2,5

- плотность нефти, кг/м³                                                        850-870

- вязкость кинематическая, мм²/с                                          5-40

- массовая доля воды, не более %,                                        0,5

- массовая доля механических примесей, %, не более         0,05

- концентрация хлористых солей, мг/дм³                             100

Узел учета нефти № 714 ЛПДС“Унеча”

Состав СИКН

1. Измерительные линии.

В состав СИКН №714 входят три рабочие, СИКН № 715, 716 –пять рабочих и одна контрольная измерительные линии, состоящие из следующих основных средств измерений и технологического оборудования:

2. Блок измерения параметров качества нефти (далее БИК)

основные средства измерений и оборудование:

3. Вторичная аппаратура. Основные средства измерений и оборудование

4 .Рабочие эталоны.

· Поверочная установка для поверки ТПУ выполнена на базе весов Tronix DZL и мерника Serafin 1-го разряда.

· Трубопоршневая двунаправленная установка (далее - ТПУ) модели СМИТ-1900 применяется для поверки турбинных и объемных преобразователей расхода (далее – ПР и ОПР) и оперативного контроля их метрологических характеристик, с одинарной петлей U-образной формы, имеющая следующие технические характеристики:

- диаметр измерительной части - 30",

- диаметр камеры запуска поршня - 36",

- четырехходовой кран - 12", класса ANSI 300 с электроприводом Rotork,

- относительная погрешность 0,05% (ТПУ 1 – го разряда).

- вместимость калиброванного участка – 4,0 м³.

· Объемный преобразователь расхода типа М16-S4 с пределом допускаемой относительной погрешности 0,1%, служащий для поверки и оперативного контроля метрологических характеристик ПР.

5. Порядок взаимодействия с испытательной лабораторией нефти.

Для определения показателей качества проб нефти, отобранных для испытаний из БИК СИКН при проведении учетно-расчетных операций, предназначена испытательная лаборатории нефти (далее – ИЛН) ЛПДС «Унеча», аккредитованная Госстандартом РФ на техническую компетентность по требованиям ГОСТ Р ИСО / МЭК 17025 и ГОСТ Р 5725 и зарегистрированная в Государственном реестре № РОСС RU.0001.511827.

Анализ проб нефти осуществляется лаборантами «Грузоотправителя» нефти в присутствии представителя «Грузополучателя». Результаты анализов должны соответствовать ГОСТ Р 51858-2002.

Значения массовой доли воды, массовой доли механических примесей, концентрации хлористых определяют по объединенной пробе. Периодичность отбора объединенной пробы – один раз в смену. Объем объединенной пробы должен быть не менее 3 литров.

Объединенную пробу нефти делят на две равные части. Одну часть объединенной пробы используют для определения показателей качества нефти. По результатам ее анализа лабораторией выписывается, а ответственными представителями «Грузоотправителя» и «Грузополучателя» подписывается

Паспорт качества нефти, являющийся неотъемлемой частью акта приема-сдачи нефти. Другая часть объединенной пробы нефти упаковывается и опечатывается в соответствии с ГОСТ 1510-84 и ставится на хранение для арбитража.

Для поверки турбинных преобразователей расхода (далее ПР) и оперативного контроля их метрологических характеристик применяется трубопоршневая установка (далее – ТПУ) модели Smith-1900 двунаправленного типа с одинарной петлёй U-образной формы с относительной погрешностью 0,05 %, вместимость калиброванного участка –4,0 м³. Отградуированный по ТПУ объёмный счётчик М-16-S4 является эталонным (контрольным) средством измерения объёма при контроле рабочих турбинных расходомеров СИКН. Предел допускаемой относительной погрешности 0,1%.

Структурная схема СИКН (на примере СИКН №716).

Структурная схема узла учета нефти содержит пять рабочих измерительных линий и одну контрольную, которая при необходимости может использоваться в качестве рабочей. Каждая измерительная линия состоит из входной задвижки (1), фильтра тонкой очистки (2), струевыпрямителя (3), преобразователя расхода (4), регулирующей заслонки (5), выходной задвижки (6), задвижек БИК (7).

Фильтрытонкой очистки служат для очистки нефти от механических примесей. На входе и выходе каждого фильтра установлены устройства отбора давления для присоединения манометров. Манометры имеют шкалу 0 – 10 кгс/см², класс точности 1,0 и используются для измерения перепада давления на фильтре.

Струевыпрямители, выполненные в виде пучка труб, установлены перед ТПР и ОПР и служат для выравнивания и успокоения потока нефти, чем обеспечивается стабильность метрологических характеристик ТПР.

На всех измерительных линиях после преобразователей расхода смонтированы по одному датчику температуры и датчику давления.

Датчики давления и температуры выдают сигналы, пропорциональные, соответственно, температуре и давлению перекачиваемой нефти в измерительной линии. Расход нефти воздействует на турбину преобразователя расхода и создает в магнито-индукционном датчике пропорциональный ему частотно-импульсный сигнал, который поступает на вторичную аппаратуру СИКН.

Заслонки, установленные в конце прямых участков измерительных линий предназначены для поддержания расхода через каждый ТПР в пределах диапазона его поверки.

Вторичная аппаратура, на которую поступают сигналы с ТПР, датчиков плотномеров, вискозиметров, давления и температуры, обрабатывает поступающую информацию и выдает соответствующую информацию на дисплей и печатающее устройство.

Кроме этого, вторичная аппаратура производит:

- обработку показателей качества нефти, вводимых вручную по данным ИЛН,

- вычисление массы брутто нефти,

- формирование отчетов,

- постоянный контроль за процессом измерения параметров с выдачей аварийных сообщений на дисплей и печатающее устройство в случае их отклонения от установленных значений,

- управление оборудованием блока измерения параметров качества нефти и трубопоршневой установкой.

Принцип работы автоматизированной СИКН.

Система функционирует в следующих основных режимах:

· автоматический режим управления;

· автоматический режим поверки;

· контроль метрологических характеристик средств измерений;

· ручной режим управления.

В автоматическом режиме система выполняет измерения мгновенного расхода нефти, накопленного значения объема нефти при условиях температуры и давления в измерительных линиях и приведенных к нормальным условиям, расчет средних значений плотности, вязкости, температур и давлений как на УУН, так и в БКК, а также расчет массы брутто нефти.

Кроме того, производится автоматическая диагностика системы с выводом на экран сообщений о технических отказах и аварийных режимах работы, а также автоматическое подключение (отключение) и переключение измерительных линий.

В режиме поверки одновременно находится только один счетчик, при этом для поверки контрольного счетчика используется ТПУ, а для поверки рабочих счетчиков - ТПУ или контрольный счетчик. Система переходит в режим контроля метрологических характеристик ТПР по команде оператора, при этом автоматически устанавливается первая точка расхода из рабочего диапазона расходов и производится необходимое количество измерений в данной точке. Все поверки осуществляются в фоновом режиме и не влияют на штатный процесс измерения.

В ручной режим управления система переходит по команде оператора, при этом системой реализуются все функции измерения.

Управление системой выполняется оператором. Система автоматически формирует отчетные документы: акт приема-сдачи нефти и паспорт качества.

                                     НАСОСНО-СИЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ.

Центобежные насосы

Насосы центробежные магистральные типа "НМ"( Рис. 1) на подачи 1250…10000 м³/ч предназначены для транспортирования по магистральным трубопроводам нефти с температурой от минус 5⁰ до+ 80⁰С, кинематической вязкостью не более 3см²/с, с содержанием механических примесей по объему не более 0,05% и размером не более 0,2мм.

Для обеспечения бескавитационной работы магистральных насосов на головных НПС имеются подпорные насосные, насосы которых забирают нефть из резервуаров и подают ее на всасывание магистральных насосов. В качестве подпорных используются насосы типа “НМП”(.Рис. 2).

В условном обозначении магистральных насосов, например, НМ 3600-230 цифры и буквы обозначают:

НМ - насос магистральный;

3600 - подача , м3/ч;

230 - напор, м.вод.ст.

Насосы должны эксплуатироваться в интервале подач рабочей части характеристики, приведенных в таблице № 1.

Таблица 1.

Устройство и принцип действия насосов

Насос магистральный типа “НМ” (Рис.1) состоит из:

I. узел подшипника скольжения

II. узел торцового уплотнения

III. узел импеллерного устройства

IV. узел радиально-упорных подшипников

1- корпус насоса

2- крышка насоса

3- втулка зубчатой полумуфты

4- ротор насоса

5- крышка подшипника скольжения

6- кожух торцового уплотнения

7- отжимной болт

8- корпус подшипника скольжения

9- рабочее колесо

10- защитно-уплотнительное кольцо

11- лапы корпуса

Насос магистральный подпорный типа “НМП” (Рис.№2)

состоит из:

   I - узел торцового уплотнения

1- корпус насоса

2- крышка насоса

3- втулка зубчатой полумуфты

4- ротор насоса

5, 13-радиальный подшипник

6 -кожух торцового уплотнения

7 -отжимной болт

8 -корпус радиального подшипника

9 -рабочее колесо

10 -защитно-уплотнительное кольцо рабочего колеса

11 -защитно-уплотнительное кольцо предвключенного винта

12 -предвключенный винт

13 -трубопроводы отвода утечек из торцовых уплотнений

14 -трубопроводы подвода нефти для охлаждения торцовых уплотнений

Насос “НМП” центробежный, одноступенчатый, спирального типа с рабочим колесом двухстороннего входа.

Принцип действия насосов “НМ” и “НМП” заключается в преобразовании механической энергии в гидравлическую за счет взаимодействия жидкости с рабочим колесом.

Подача масла на подшипники скольжения насосов типа “НМ” – принудительная насосами типа “Ш”.  Подшипники подпорных насосов типа “НМП” смазываются методом кольцевой смазки ( см. “Инструкцию по безопасной эксплуатации и техническому обслуживанию систем маслосмазки насосных агрегатов” ИТОБЭ-504-00).

РЕЗЕРВУАРНЫЙ ПАРК.

На 4 головных ЛПДС ОАО МН «Дружба» функционируют резервуарные парки «Лопатино», «Клин», «Никольское», «Унеча», суммарная емкость технологических резервуаров типа РВС и ЖБР составляет 1 млн. 440 тыс. куб. метров. Железобетонные резервуары ЛПДС «Лопатино», «Никольское», «Унеча» введены в эксплуатацию с 1964 года, позднее в 1975 году построено 8 стальных резервуаров на ЛПДС «Никольское» и с 1986 года эксплуатируется РП «Клин» с двумя РВСПК-50000 и двумя РВСП-20000.

Длительный срок эксплуатации резервуарных парков требует обеспечения гарантийной безаварийной работы резервуаров, для чего ведется интенсивная реконструкция и капитальный ремонт как самих резервуаров, так и их оборудования. Все хранилища оснащены радарными уровнемерами TRL, системами размыва донных отложений, автоматической пожарной сигнализацией, устройствами ПРУ-Д. Кроме того, ведутся работы по оснащению резервуаров современной системой подслойного пожаротушения (СППТ), устройствами размыва донных отложений «Диаген-700», алюминиевыми понтонами со стойками переменной высоты. Большой объем работы по реконструкции проводится на железобетонных резервуарах, освоены современные методы ремонта с заменой 30-40% плит перекрытия и усиления колонн, ежегодно ремонтируется по четыре резервуара ЖБР. 

              Резервуарный парк. (Унеча)

Первая очередь головной нефтеперекачивающей станции «Высокое» с подпорной и магистральной насосными станциями Мозырьского направления, 4-мя товарными резервуарами емкостью по 30 000 м³ каждый вступила в строй, приняла нефть и начала регулярную перекачку с октября 1964 года.

ЛПДС «Унеча» - это большой резервуарный парк, состоящий из 14-ти железобетонных резервуаров-тридцатитысячников и 4-х железобетонных резервуаров-тысячников с полезной ёмкостью около 390 тыс. куб. м. 

Каждый резервуар - тридцатитысячник имеет следующие основные размеры: диаметр 66 000 мм, высота 9300 мм.

Геометрический объём 29585 м³.

Максимально допустимый уровень заполнения по проекту – 8800 мм.

Конструкция и форма резервуара: цилиндрическая, вертикальная, днище монолитное, покрытие сборное. Стенка резервуара собрана из 92 стеновых панелей размером 9640х2100 мм. Днище монолитное с толщиной 120 мм, с увеличением толщины до 160 мм в центральной части и до 340 мм в местах примыкания к стене.

Назначение резервуаров - хранение сырой нефти.

Перечень установленного на резервуаре оборудования:

- клапаны дыхательные КДС-3000 – 2 шт. Клапаны дыхательные КДС предназначены для герметизации газового пространства резервуаров с нефтью и нефтепродуктами и регулирования давления в этом пространстве в заданных пределах. Клапаны работают как в режиме дыхательных, так и предохранительных клапанов.

Максимальная п3/ч.

Пропускная способность – 3000 м³/час.

Условный проход – 500 мм.

Рабочее давление – 200 мм вод. ст.

Рабочий вакуум – 25 мм вод. ст.

Давление срабатывания – 150 до 160 мм вод. ст.

Вакуум срабатывания – от 10 до 15 мм вод. ст.

Устанавливают на крыше герметизированных резервуаров для светлых нефтепродуктов и сырой нефти.

- клапаны предохранительные КДС–3000 2 шт.Клапаны дыхательные предохранительные предназначены для герметизации газового пространства резервуаров с нефтью и нефтепродуктами и регулирования давления в этом пространстве в заданных пределах. Клапаны работают как в режиме дыхательных, так и предохранительных клапанов.

Максимальная пропускная способность – 3000 м³/час.

Условный проход – 500 мм.

Рабочее давление – 200 мм вод.ст.

Рабочий вакуум – 25 мм вод.ст.

Давление срабатывания –180 мм вод.ст.

Вакуум срабатывания – 16 мм вод.ст.

Устанавливают на резервуарах, оборудованных дыхательными клапанами. Гидравлический затвор клапана после установки заполняют соляровым маслом или дизельным топливом. Качество масла, залитого в клапан, периодически и в случае его изменения заменять свежим.

.

- люк замерный, диаметр 150 мм – 1 шт.Люк замерный ЛЗ-150 предназначен для замера уровня и отбора проб нефти в вертикальных и горизонтальных резервуарах.

Масса не более 5,4 кг.

Устанавливают на крыше всех резервуаров рядом с верхней лестничной площадкой. Служит для опускания пробоотборника, замерных приспособлений при определении высоты налива нефтепродукта. Перед установкой проверяют плотность прилегания крышки к корпусу. К крыше резервуара люк крепят специальным патрубком . Фланец люка устанавливают горизонтально. Люк держат постоянно закрытым, открывают только при замере уровня и отборе проб.