Особенности технологии перекачки нефти.

Задача о расстановке НПС по трассе нефтепровода решается из условия обеспечения напора, достаточного для перекачки от одной НПС до другой с учетом гидравлических потерь, перепадов трассы, вязкости и температуры нефти и т.п.

Для стабильной работы магистрального нефтепровода необходимо соблюдать два основных условия. Первое условие– давление на приёме НПС, соответственно и на приёме насоса должно быть не ниже предельного значения исходя из условия кавитации насоса. При недостаточном давлении на приёме насоса (ниже 0,1 МПа) происходит выделение растворённого газа, т.е. начинается вскипание жидкости, что приводит к увеличению вибрации насоса, нагреву корпуса насоса, разрушению насоса. Второе условие– давление на выходе НПС должно быть не выше предела прочности трубопровода.

Выполнение выше названных условий реализуется при работе магистрального нефтепровода в режиме «из насоса в насос». В этом случае давление приема НПС является давлением развиваемым предшествующей НПС. На нефтепроводах большой протяженности управление процессом перекачки в режиме «из насоса в насос» заметно усложняется, так как все НПС имеют гидравлическую связь между собой. Поэтому для облегчения управляемости перекачкой нефти, протяженные магистрали разбиваются на отдельные технологические (эксплутационные) участки длиной 400-600 км. В начале каждого участка устанавливается нефтеперекачивающая станция -ГНПС технологического (эксплуатационного) участка.

В результате, магистральный нефтепровод большой протяжённости, разбивается на несколько самостоятельных нефтепроводов малой протяжённости, соединенных последовательно. В начале каждого участка находится головная НПС. Неотъемлемой частью головной НПС является резервуарный парк. Для стабильной работы магистрального нефтепровода в целом необходимо, чтобы в резервуарных парках ГНПС технологических участковнаходилось определенное количество запаса нефти и свободный объём емкости в резервуарном парке. При остановке технологического участка №1, технологический участок №2 продолжает работать за счет наличия нефти на ГНПС. При остановке технологического участка №2, последующий технологический участок №3 продолжает работать за счет наличия свободной ёмкости на ГНПС.

Существуют способы поднятия эффективности (производительности) нефтепроводов: это установка дополнительных НПС для увеличения расходов или сооружение лупингов, которые снижают гидравлические потери. Оценка всех подобных решений делается с помощью гидравлических и прочностных расчетов. Однако существенную роль здесь играет и экономический фактор - и установка дополнительных НПС и прокладка лупингов мероприятия дорогостоящие, особенно в северных широтах и в условиях болота и мерзлоты..

Необходимо учитывать, что вязкость нефти сильно изменяется с температурой и это меняет гидросопротивление трубопровода, что также может привести к кавитации.

Меняют режим прокачки «сбросы» и «подкачки» от промежуточных поставщиков и потребителей.

Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов.

Автоматизация объектов магистральных нефтепроводов (МН) должна обеспечивать:

- автоматическую защиту оборудования НПС, резервуарного парка и линейной части МН;

- автоматическое регулирование давления в МН;

- регистрацию и отображение информации о работе оборудования МН;

- контроль и управление оборудованием МН из операторной, местного диспетчерского пункта, районного диспетчерского пункта и территориального диспетчерского пункта;

- связь с другими системами автоматизации.

Оборудование объектов МН (системы связи, системы энергоснабжения, технологическое оборудование и т.д.) должно обеспечивать возможность проведения комплексной автоматизации.

Автоматизация и телемеханизация для различных уровней контроля и управления должна обеспечивать:

- контроль и управление из операторной технологическим оборудованием НПС, РП;

- контроль и управление из местного диспетчерского пункта технологическим оборудованием всех НПС (находящихся на одной площадке), резервуарным парком, СИКН, автоматизированной системой управления пожаротушением, вспомогательными сооружениями (не имеющими самостоятельных комплектных средств автоматизации) при размещении их на одной площадке;

- телеконтроль и телеуправление из местного диспетчерского пункта оборудованием линейной части МН;

- телеконтроль и телеуправление с вышестоящего уровня управления (районного или территориального диспетчерского пункта) оборудованием линейной части МН и технологическим оборудованием НПС.

В местном диспетчерском пункте (МДП -операторной) размещается комплекс средств системы автоматизации, обеспечивающий сигнализацию текущего и аварийного состояния, управление оборудованием НПС, РП, отображение и регистрацию необходимых технологических параметров.