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 коммуникаций (с оборудованием), при помощи которых обеспечивается весь комплекс операций 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).

В зависимости от схемы соединения насосов и резервуаров можно выделить следующие системы перекачки нефти и нефтепродуктов: постанционную, с подключенным резервуаром, из насоса в насос, через резервуар.

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.

Р1-Р12 — резервуары РВС 20 000; Н1-Н4 — центробежный насос НМ 2500−230 с электродвигателем 2AЗМВ-2000; Н5-Н8 — центробежный насос НПВ 150−60 с электродвигателем ВАОВ 500М-4У1; НВП1 — центробежный насос для внутристанционных перекачек; КП1-КП8 — клапан предохранительный; СР1-СР11 — счетчик ротационный; ФП-ФГЗ — фильтр-грязеуловитель; РУ1-РУ2 —резервуар для сбора утечек; KO1-KO10 — клапан обратный; РД1-РДЗ — 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.

Рисунок 2 — Технологическая схема перекачивающей станции

При системе перекачки «из насоса в насос» резервуары промежуточных НПС отключаются от трубопровода и используют только для приема нефти из трубопровода во время аварии 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 распространенной на существующих нефтепроводах.

Перекачка «через резервуар» обеспечивает «мягкую» перекачку (в резервуарах происходит гашение волн избыточного давления, возникающих при пусках и остановках насосных агрегатов), но постоянный приток и отбор нефти из резервуара способствуют более интенсивному испарению легких фракций. Эта схема в настоящее время практически не используется.

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

Соединение центробежных насосов на НС в большинстве случаев последовательное, что определяется основными характеристиками насосов. Обвязка насосов должна обеспечивать работу НС при выходе в резерв любого из агрегатов. Одно из основных условий при разработке схемы обвязки насосов — максимальное уменьшение коэффициента резерва основного оборудования. На головных станциях предусматривается установка подпорных насосов, обеспечивающих бескавитационную работу основных насосов. Подпорные насосы в зависимости от их характеристик могут быть соединены как последовательно, так и параллельно.

Обратный клапан КО, разделяющий всасывающий и напорный патрубки насоса, пропускает жидкость в одном направлении, указанном на рис. 2 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.

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.

Узлы предохранительных устройств и регулирования имеют обвязку, показанную на общей схеме рис. 2.

Узел учета нефти или нефтепродуктов состоит из счетчиков, фильтров, запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов, установки для поверки счетчиков — прувера или контрольного счетчика.