Нефтеперекачивающие станции. Технические решения при проектировании объектов НПС

НПС — это сложный комплекс инженерных сооружений, предназначенных для обеспечения перекачки заданного количе­ства нефти или нефтепродуктов. НПС магистральных трубопро­водов подразделяют на головные и промежуточные.

Головная НПС располагается вблизи нефтяных сборных про­мыслов (МНП) или нефтеперерабатывающих заводов (МНПП) и предназначается для приема нефти или нефтепродуктов и для обеспечения их дальнейшей перекачки по трубопроводу. Все объекты, входящие в состав перекачивающих станций, можно разделить на две группы:

1) объекты основного (технологического) назначения;

2) объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного на­значения.

К первой группе относят: основную и подпорную насосные станции (насосные цеха); резервуарный парк; сеть технологиче­ских трубопроводов с площадками фильтров и камерами задви­жек или узлами переключения; узлы учета; камеру пуска-приема очистных устройств, совмещенную с узлами подключения к тру­бопроводу; узлы предохранительных и регулирующих устройств.

Ко второй группе относят: понижающую электростанцию с открытым и закрытым распределительными устройствами- ком­плекс сооружений по водоснабжению станции и жилого поселка при ней; комплекс сооружений по водоотведению бытовых и промышленно-ливневых стоков; котельную с тепловыми сетями; ин­женерно лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; меха­нические мастерские; мастерские контрольно-измерительных приборов (КИП) и автоматики; гараж; административно-хозяй­ственный блок с проходной; складские помещения для оборудова­ния и ГСМ и т. д.

Головные НПС являются наиболее ответственной частью всего комплекса магистрального трубопровода и во многом опре­деляют его работу в целом. На них выполняют следующие основ­ные технологические операции: прием и учет нефти или нефтепродуктов, закачку их в резервуарный парк для краткосрочного хранения, откачку нефти или нефтепродуктов в трубопровод; прием, запуск очистных, разделительных и диагностических уст­ройств. Кроме того, производят внутристанционные перекачки (перекачку из резервуара в резервуар, перекачку при зачистке ре­зервуаров и т. д.). На головных станциях можно производить под­качку нефти или нефтепродуктов с других источников поступле­ния, например с других трубопроводов.

Промежуточные НПС предназначены для повышения давле­ния перекачиваемой жидкости в трубопроводе, и их размещают по трассе согласно гидравлическому расчету. Они имеют в своем составе в основном те же объекты, что головные перекачивающие станции, но вместимость их резервуаров значительно ниже, либо они отсутствуют (в зависимости от принятой схемы перекачки). Отсутствуют на промежуточных НПС узлы учета, подпорная на­сосная (при отсутствии резервуарного парка).

Строительство НПС магистральных трубопроводов отличает­ся большой трудоемкостью, необходимостью выполнять различ­ные по объему и характеру строительные, монтажные и специаль­ные работы в разных природно-климатических зонах. Значитель­ный объем работ требует привлечения больших материальных затрат и трудовых ресурсов. Привлечение трудовых ресурсов при строительстве НПС в отдельных районах затруднено из-за отсут­ствия социальной инфраструктуры. В связи с этим большое значе­ние имеют снижение капитальных, эксплуатационных затрат при строительстве и эксплуатации НПС, сокращение сроков их строи­тельства.

Это достигается путем использования блочно-комплектных, блочно-модульных НПС и станций открытого типа. Основное отличие этих НПС от НПС традиционного (стационарного) типа за­ключается в отсутствии на территории капитальных зданий, со­оруженных из кирпича, бетона, железобетона. Все оборудование, технологические коммуникации, КИП и автоматика входят в со­став функциональных блоков, скомпонованных в виде транспор­табельных монтажных блоков, блок-боксов и блок-контейнеров.

Монтажные блоки— технологическое оборудование, со­бранное вместе с трубо-проводами, КИП и автоматикой на общей раме.

Блок-боксы— транспортабельные здания, внутри которых размещаются технологические установки и инвентарное оборудо­вание.

Блок-контейнеры— технологические установки с индивиду­альными укрытиями, внутри которых создается микроклимат, не­обходимый для нормальной работы оборудо-вания.

Монтажные блоки, блок-боксы и блок-контейнеры собирают на сборочно-комплек-товочных базах или заводах, где происходит их испытание, и в полностью собранном виде их доставляют на строительную площадку.

Блочно-комплектные НПС включают в себя набор отдельно стоящих блоков и блок-боксов технологического, энергетического и вспомогательно-функционального назначения, а также общее укрытие для магистральных насосных агрегатов с технологиче­скими трубопроводами и вспомогательными системами.

Блочно-модульные НПС представляют собой дальнейшее раз­витие блочно-комплектных насосных станций. На НПС этого типа все оборудование группируют по функциональным признакам в блок-модули. Блок-модули всех типов изготавливают только в за­водских условиях. На блочно-модульных НПС отказались от мон­тажа отдельно стоящих блоков с индивидуальными системами жизнеобеспечения, и вместо них применяют общие отапливае­мые инвентарные укрытия требуемой площади.

На НПС открытого типа насосные агрегаты вместе со всеми вспомогательными системами размещают под навесом на откры­том воздухе. От воздействия окружающей среды насосные агрега­ты защищают индивидуальными металлическими кожухами. Внутри кожухов размещены автономные системы вентиляции с калориферами для охлаждения электродвигателей при нормаль­ной работе и подогреве их во время вывода агрегатов в резерв в холодное время года. Эти НПС работают нормально при температуре окружающей среды от - 40 °С до + 50 °С.

-комплектные НПС с различной про­пускной способностью. Нормальный ряд предусматривает четыре типа унифицированных НПС: БКНС-1,25; БКНС-2,5; БКНС-3,6; БКНС-12,5. Численные значения в маркировке означают пропуск­ную способность перекачивающей станции в тыс. м³/ч. Сравнив НПС традиционного типа и блочно-комплектные НПС, приняв производственные показатели первого типа за 100 %, приведем по­казатели для НПС второго типа: относительная стоимость строи­тельства — 68 — 90 %; относительная стоимость строительно-мон­тажных работ — 40 — 60 %; относительная площадь станции — 20 — 60 %; относительная продолжительность строительства — 17 —76 %. Наличие диапазона в показателях объясняется размещением ос­новного оборудования на воздухе, в блок-контейнерах, в легком общем здании. Компактное размещение блок-боксов значительно уменьшает протяженность инженерных сетей. Эксплуатацион­ные затраты на блочно-комплектных НПС ниже затрат на эксплу­атацию НПС традиционного типа за счет эксплуатации инженер­ных сетей меньшей протяженности, меньшего числа сооруже­ний и оборудования, а также высокой надежности работы основного и вспомогательного оборудования, смонтированного в блок-контейнерах и блок-боксах непосредственно на заводе-из­готовителе. При капитальном ремонте предусматривается замена блок-бокса в сборе.

Магистральная насосная

Каждая МН должна иметь автоматические защиты, действующие на отключение всех насосных агрегатов при появлении следующих событий и ситуаций:

- снижение давления на входе НПС ниже минимального значения;

- повышение давления в коллекторе МН перед узлом регулирования (или перед узлом подогрева нефти, узлом учета нефти и т.п.) выше максимального значения;

- повышение давления на выходе НПС после узла регулирования (или другого технологического объекта трубопровода до линейной части) выше максимального значения;

- загазованность максимум до 40 % нижнего концентрационного предела воспламенения (НКПВ) в помещениях МН и регуляторов давления, на установках подогрева нефти, в помещении маслосистемы и других производственных помещениях, относящихся к классу взрывоопасных зон В-1а;

- пожар в помещениях ПН и МН и регуляторов давления, на установках подогрева нефти, в помещении маслосистемы и в помещении электродвигателей (в насосных с разделительной стенкой);

- затопление общего укрытия (или помещения) магистральных насосов, помещений маслосистемы, камеры регуляторов давления, канализационной насосной неочищенных стоков;

- достижение максимального уровня нефти в сборнике утечек и сброса ударной волны;

- минимальное давление в камерах беспромвальной установки.

    Рис. 2. Технологическая схема промежуточной НПС:

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

Магистральные насосные агрегаты должны иметь устройства автоматической защиты, обеспечивающие контроль параметров работы агрегата в соответствии с технической документацией заводов-изготовителей агрегата и РД 153-39ТН-008 и отключение этого агрегата при возникновении неисправности или аварийной ситуации.

Для местного контроля давления на входе и выходе магистральных насосов устанавливаются манометры с погрешностью измерения не выше класса 1,0. У последнего по потоку нефти магистрального агрегата манометр устанавливается только на входе. Для насосов вспомогательных систем устанавливаются манометры класса 2,5.

Погрешность датчиков (сигнализаторов), используемых для защит МН по давлениям, не должна превышать 1,5 %.

Уставка защит по максимальным давлениям не должна превышать более чем на 10 % рабочее давление в магистральном нефтепроводе, принятое при расчете на прочность нефтепровода по СНиП 2.05.06.

Уставка защиты по минимальному давлению на входе НПС должна быть выше 85 % от величины кавитационного запаса насоса.

Срабатывание защит по загазованности, пожару, по затоплению и по максимальному уровню нефти в сборнике утечек и сброса ударной волны должно сопровождаться автоматическим отключением магистральных агрегатов, автоматическим закрытием задвижек подключения МН к нефтепроводу на промежуточных НПС. На НПС с емкостью автоматическое отключение магистральных агрегатов сопровождается автоматическим отключением подпорных агрегатов с автоматическим закрытием задвижек между подпорной насосной и резервуарным парком, между МН и ПН и закрытием выходной задвижки НПС. При пожаре дополнительно автоматически отключаются системы вентиляции в защищаемом помещении.

В защищаемых помещениях при пожаре следует предусматривать автоматическое отключение электродвигателей вспомогательных систем и других активных электроприемников (кроме аварийного освещения).

Срабатывание защиты по загазованности должно сопровождаться автоматическим включением всех имеющихся систем вентиляции данного помещения.

Срабатывание всех защит, перечисленных в п. 8.2.1.1, должно сопровождаться автоматической световой и звуковой сигнализацией в месте постоянного пребывания дежурного эксплуатационного персонала.

Действие защит по пожару и загазованности должно также сопровождаться автоматическим звуковым сигналом оповещения по территории и световыми сигналами в соответствующем помещении. При отсутствии постоянного персонала в этом помещении световые сигналы должны располагаться перед входом в помещение. В помещениях насосных агрегатов световые и звуковые сигналы устанавливаются снаружи и внутри помещения.

Вблизи всех эвакуационных выходов из помещения с насосными агрегатами снаружи (в безопасных и доступных местах) должны быть установлены кнопки «Стоп» для аварийного отключения насосной по пожару.

Во всех закрытых помещениях с взрывоопасными зонами должны быть предусмотрены сигнализаторы до взрывоопасных концентраций горючих газов и паров (газосигнализаторы).

Установку газосигнализаторов следует выполнять в соответствии с РД БТ 39-07191-003.

Маслосистема

Масляная система служит для создания необходимого давления и подвода масла к трущимся деталям, отвода тепла от них, а также для удаления продуктов износа и частиц нагара, попадающих между трущимися поверхностями. Масляная система состоит из внутренней и внешней. Внутренние системы смазки дизелей представляют собой совокупность каналов и трубок в деталях, обеспечивающих подвод масла ко всем механизмам деталей. Системы подвода масла к деталям у всех дизелей принципиально одинаковы. Из внутренней системы, например, дизеля  ПД1М насос  забирает масло по маслоотводящей трубе  из поддона дизеля и подает его во внешнюю систему.

Внешние системы обеспечивают циркуляцию, очистку и охлаждение масла, забираемого из поддона дизеля и подводимого к его масляному кол лектору. Внешняя масляная система содержит насосы, охладители масла, фильтры, контрольные и защитные приборы. Пройдя внешнюю систему, охлажденное и очищенное масло поступает в масляный коллектор  дизеля, из которого оно по каналам  подается к коренным и шатунным подшипникам коленчатого вала. От шатунных шеек коленчатого вала масло подается по каналам  в шатунах на охлаждение поршней и смазывание трущихся деталей цилиндропоршневой группы. Для смазывания подшипников распределительного вала масло от коллектора подводится к трубкам. К рычагам толкателей масло подается по трубкам и далее по каналам и  в рычагах и штангах толкателей — на смазывание рычагов механизма газораспределения. От масляного коллектора масло поступает также к шестерням привода распределительного вала и к подшипникам турбокомпрессора. После смазывания деталей и сборочных единиц дизеля масло сливается в поддон дизеля.

Общецеховая маслосистема предназначена для приема, хранения и предварительной очистки масла перед пода­чей его в расходную емкость цеха. Эта система включает в себя: склад ГСМ 1 и помещение маслорегенерации3. На складе имеют­ся в наличии емкости 2 для чистого и отработанного масла. Объем емкостей для чистого масла подбирают исходя из обеспечения ра­боты агрегатов сроком не менее 3 месяцев. В помещении склада ГСМ устанавливают емкость для регенерированного масла и ем­кость для отработанного масла, установку для очистки масла типа ПСМ-3000-1, насосы для подачи масла к потребителям, а также си­стему маслопроводов с арматурой.

После подготовки масла на складе ГСМ и проверки его каче­ства подготовленное масло поступает в расходную емкость. Объем расходной емкости выбирается равным объему маслосистемы ГПА, плюс 20 % для подпитки работающих агрегатов. Эта расход­ная емкость, оборудованная замерной линейкой, используется для заправки агрегатов маслом. Для газотурбинных ГПА применяется масло марки ТП-22С или ТП-22Б.

Рис. 3. Общецеховая маслосистема:

1- склад ГСМ; 2- емкости масляные; 3- помещение маслорегенерации; 4- газоперекачивающие агрегаты; 5- маслобак ГПА; 6- маслопроводы; 7- аварийная емкость

Фильтры грязеуловители

Рис.4 Фильтр-грязеуловитель

Фильтры–грязеуловители изготавливаются на условные диаметры трубопровода от DN 200 до DN 1200 и условными давлениями 1,6; 4,0; 6,3; 7,5; 8,0 МПа (16, 40, 63, 75, 80 кгс/см2). Фильтры – грязеуловители предназначены для защиты приборов и оборудования нефте- и продуктопроводов от механических примесей, посторонних предметов, глины, парафино-смолистых отложений и окалины, образующихся во время ремонта и эксплуатации линейной части магистрального трубопровода.

Фильтр в соответствии рисунка состоит из камеры с быстродействующим концевым затвором, технологическими патрубками и фильтрующим элементом, в виде перфорированной трубы. Для замены фильтрующего элемента предусматривается лоток или рама-лоток с тяговым механизмом. Штуцера входа и выхода продукта выполняются в виде патрубков для приварки к трубопроводу или заканчиваются фланцевым соединением или фланцевым соединением с поворотной заглушкой.

Рис.5 Фильтр-грязеуловитель

Регуляторы давления

Регулятор давления — разновидность регулирующей арматуры, автоматически действующее автономное устройство, служaщее для поддержания постоянного давления газа в трубопроводе. При регулировании давления происходит снижение начального высокого давления на конечное низкое. Это достигается автоматическим изменением степени открытия дросселирующего органа регулятора, вследствие чего автоматически изменяется гидравлическое сопротивление проходящему потоку газа.

В зависимости от поддерживаемого давления (расположения контролируемой точки в газопроводе) регуляторы давления разделяют на регуляторы «до себя» и «после себя». В ГРП применяют только регуляторы «после себя».

Принцип работы

Автоматический регулятор давления состоит из исполнительного механизма и регулирующего органа. Основной частью исполнительного механизма является чувствительный элемент, который сравнивает сигналы задатчика и текущего значения регулируемого давления. Исполнительный механизм преобразует командный сигнал в регулирующее воздействие и в соответствующее перемещение подвижной части регулирующего органа за счет энергии рабочей среды (это может быть энергия газа, проходящего через регулятор, либо энергия среды от внешнего источника — электрическая, сжатого воздуха, гидравлическая).

Если перестановочное усилие, развиваемое чувствительным элементом регулятора, достаточно большое, то он сам осуществляет функции управления регулирующим органом. Такие регуляторы называются регуляторами прямого действия. Для достижения необходимой точности регулирования и увеличения перестановочного усилия между чувствительным элементом и регулирующим органом может устанавливаться усилитель — командный прибор (иногда называемый «пилотом»). Измеритель управляет усилителем, в котором за счет постороннего воздействия (энергии рабочей среды) создается усилие, передающееся на регулирующий орган.

 Исходя из закона регулирования, положенного в основу работы, регуляторы давления бывают астатические, статические и изодромные.

В системах газораспределения два первых типа регуляторов получили наибольшее распространение.