Насосы и перекачивающие станции

Нефть, нефтепродукты и газ доставляются трубопроводным, железнодорожным, морским, речным и автомобильным транспортом.

Все эти виды транспорта имеют свои особенности. Они различаются по степени развития и регионального размещения, по уровню технической оснащённости и условиям эксплуатации, возможностями освоения различных грузопотоков по пропускной и провозной способности на отдельных направлениях и участках, по техническим параметрам и технико-экономическим показателям и другим данным.

Россия является одним из крупнейших экспортёров нефти и газа в мире, а также в нашей стране проходит немало магистральных трубопроводов.

Трубопроводный транспорт обладает большим количеством достоинств:

Магистральные трубопроводы позволяют обеспечить возможность подачи практически неограниченного потока нефти, автобензинов, дизельных и реактивных топлив в любом направлении;

По магистральным трубопроводам можно осуществлять последовательную перекачку нефти разных сортов или нефтепродуктов различных видов, а также разных газов;

Работа магистральных трубопроводов непрерывна, планомерна в течение года, месяца, суток и не зависит от климатических, природных, географических и других условий, что гарантирует бесперебойное обеспечение потребителей;

Трубопровод может быть проложен практически во всех районах РФ, направлениях, в любых инженерно-геологических, топографических и климатических условиях;

сТрасса трубопровода - это кратчайший путь между начальным и конечным пунктами следования и может быть значительно короче, чем трассы других видов транспорта;

Сооружение трубопроводов проводят в сравнительно непродолжительные сроки, что обеспечивает быстрое освоение нефтяных и газовых месторождений, мощности нефтеперекачивающих заводов;

На магистральных трубопроводах может быть обеспечено применение частично или полностью автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) перекачки нефти, нефтепродуктов и газа;

Трубопроводный транспорт имеет лучшие технико-экономические показатели по сравнению с другими видами транспорта нефтяных грузов, а для транспорта природного газа, находящегося в газообразном состоянии, является единственно возможным.

Возможность значительной автоматизации и телемеханизации, внедрение систем автоматизированного управления технологическими процессами способствует поддержанию оптимальных режимов эксплуатации трубопроводных систем, сокращению расхода электроэнергии, а также потерь нефти, нефтепродуктов и газа при перекачке, сокращению численности обслуживающего персонала.

Однако, несмотря на упомянутые преимущества, нужно отметить и два существенных недостатка: большой расход металла и "жёсткость" трассы перевозок, то есть невозможность изменения направления перевозок нефти, нефтепродуктов или газа после постройки трубопровода.

В современных условиях нефть и нефтепродукты являются массовыми грузами, в связи, с чем вся система транспорта призвана обеспечивать бесперебойную доставку их на нефтеперерабатывающие, нефтехимические заводы и с заводов или с месторождений до потребителей в минимальные сроки, наиболее дешевым способом, без порчи их в пути и с наименьшими потерями. Поэтому роль трубопроводного транспорта в системе нефтяной и газовой промышленности чрезвычайно велика. Для нефти трубопроводный транспорт является основным видом транспорта в нашей стране.

Современные магистральные трубопроводы представляют собой самостоятельные транспортные предприятия, оборудованные комплексом головных, промежуточных перекачивающих насосных станций большой мощности с необходимыми производственными и вспомогательными сооружениями.

Рассматривая систему трубопроводного транспорта нефти, следует отметить, что ей присущи основные особенности, характерные для больших систем энергетики. К ним относятся взаимосвязь с другими отраслями промышленности, территориальная распределенность, сложность, непрерывность развития и обновления, инерционность и непрерывность функционирования, многоцелевой характер и неравномерность процессов приема и сдачи нефти.

На современном этапе при проектировании систем трубопроводного транспорта нефти необходимо обеспечивать техническую осуществимость в сочетании с передовыми технологиями, экологическую безопасность и экономическую эффективность, а также высокую надежность при эксплуатации, что требует, в свою очередь, высококвалифицированных специалистов в области проектирования, сооружения и эксплуатации магистральных нефтепроводов и хранилищ.

Протяженность трубопроводных магистралей России постоянно увеличивается, осуществляется модернизация и техническое перевооружение ранее построенных трубопроводов, внедряются современные средства связи и управления, совершенствуются технологии транспорта высоковязких и застывающих нефтей, сооружения и ремонта объектов магистральных трубопроводов.

Трубопровод, предназначенный для перекачки нефтей, называется нефтепроводом.

По назначению нефтепроводы делятся на три группы: внутренние, местные и магистральные.

Внутренние нефтепроводы находятся внутри чего-либо: промыслов (внутрипромысловые), нефтебаз (внутрибазовые), нефтеперерабатывающих заводов (внутризаводские). Протяженность их невелика. Местные нефтепроводы соединяют различные элементы транспортной цепочки: нефтепромысел и головную станцию магистрального нефтепровода, нефтепромысел и пункт налива железнодорожных цистерн, либо судов. Протяженность местных нефтепроводов больше, чем внутренних и достигает нескольких десятков и даже сотен километров. К магистральным нефтепроводам (МНП) относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта.

В зависимости от диаметра магистральные нефтепроводы подразделяются на четыре класса:

I класс - при условном диаметре от 1000 до 1200 мм включительно;

II класс - от 500 до 1000 мм включительно;

III класс - от 300 до 500 мм включительно;

IV класс - менее 300 мм.

Кроме того, нефтепроводы делят на категории, которые учитываются при расчете толщины стенки, выборе испытательного давления, а также при определении доли монтажных сварных соединений. подлежащих контролю физическими методами.

Обычно нефтепроводы диаметром менее 700 мм относятся к IV категории, а диаметром 700 мм и более - к III-ей. Однако отдельные участки нефтепровода, проложенные в особых условиях, могут иметь и более высокую категорию (I. II, В). Так, переходы нефтепро- водов через водные преграды имеют категории В и I, переходы через болота различных типов - В, II и III, переходы под автомобильными и железными дорогами - I и III и т.д.

Поэтому толщина стенки магистральных нефтепроводов неодинакова по длине.

Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода.

Магистральный нефтепровод в общем случае, состоит из следующих комплексов сооружений:

- подводящие трубопроводы;

- головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС);

- конечный пункт;

- линейные сооружения.

Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями МНП.

Конечным пунктом магистрального нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.

К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся: 1) собственно трубопровод (или линейная часть); 2) линейные задвижки; 3) средства защиты трубопровода от коррозии (станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки); 4) переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги и т.п.); 5) линии связи; 6) линии электропередачи; 7) дома обходчиков; 8) вертолетные площадки; 9) грунтовые дороги, прокладываемые вдоль трассы трубопровода.

Собственно трубопровод - основная составляющая магистрального нефтепровода - представляет собой трубы, сваренные в ‘нитку’, оснащенные камерами приема и пуска скребков, разделителей, диагностических приборов, а также трубопроводы-отводы.

Назначение НПС

магистральный нефтепровод станция

Для создания и поддержания в трубопроводе напора, достаточного для обеспечения транспортировки нефти, необходимы нефтеперекачивающие станции. Основное назначение каждой нефтеперекачивающей станции состоит в том, чтобы забрать нефть из сечения трубопровода с низким напором, с помощью насосов увеличить этот напор и затем ввести нефть в сечение трубопровода с высоким напором. Основными элементами НПС являются насосные агрегаты, резервуары, системы подводящих и распределительных трубопроводов, узлы учета, устройства приема и пуска очистных устройств и поточных средств диагностики, а также системы смазки, вентиляции, отопления, энергоснабжения, водоснабжения, автоматики, телемеханики и т.п.

Состав НПС

Нефтеперекачивающие (насосные) станции подразделяются на головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). Головная нефтеперекачивающая предназначается для приема нефти с установок её подготовки на промысле или из других источников и последующей закачки нефти в магистральный нефтепровод. Промежуточные станции обеспечивают поддержание в трубопроводе напора, достаточного для дальнейшей перекачки.

Объекты, входящие в состав ГНПС и ПНПС, можно условно подразделить на две группы: первую – объекты основного (технологического) назначения и вторую – объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения. К объектам первой группы относятся: резервуарный парк; подпорная насосная; узел учёта нефти с фильтрами; магистральная насосная; узел урегулирования давления и узлы с предохранительными устройствами; камеры пуска и приёма очистных устройств; технологические трубопроводы с запорной арматурой.

К объектам второй группы относятся: понижающая электроподстанция с распределительными устройствами; комплекс сооружений, обеспечивающих водоснабжение станции; комплекс сооружений по отводу промышленных и бытовых стоков; котельная с тепловыми сетями; инженерно-лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; механические мастерские; мастерские ремонта и накладки контрольно-измерительных приборов (КИП); гараж; складские помещения; административно-хозяйственный блок и т.д.

Головная нефтеперекачивающая станция — комплекс сооружений, расположенный в начале магистрального нефтепровода или его отдельного эксплуатационного участка и предназначенный для накопления и перекачки по трубопроводу нефти и нефтепродуктов.

В состав головной нефтеперекачивающей станции входят: насосные станции (основная и подпорная), резервуарный парк, сеть технологических трубопроводов, электроподстанция, котельная, объекты водоснабжения и канализации, подсобные и административные здания, культурно-бытовые объекты и др. Насосные станции оборудуют центробежными насосами с подачей до 12500 м³/ч. Количество насосов на основной станции 3-4, один из них — резервный. Соединение насосов, как правило, последовательное. В качестве привода преимущественно применяются электродвигатели мощностью до 8000 кВт. Насосы подпорной станции создают дополнительное давление на входе основных насосов, необходимое для их бескавитационной работы. Резервуарный парк головной нефтеперекачивающей станции включает металлические и железобетонные резервуары с единичным объёмом 50 000 м³. Вместимость парка зависит от объёма перекачки, а при последовательном её характере от числа циклов. Технологические трубопроводы головной нефтеперекачивающей станции оборудуются переключающими, предохранительными и регулирующими устройствами, обеспечивающими приём нефти и нефтепродуктов, очистку их от механических примесей, замер и учёт их количества, защиту трубопроводов и резервуарного парка от повышения давления, регулирование давления на выходе станции, периодический запуск специальных устройств для очистки внутренней полости трубопровода. Схема технологических трубопроводов обеспечивает работу насосов в любых сочетаниях, а также возможность прямой, обратной и внутристанционной перекачки.

Головная нефтеперекачивающая станция при последовательной перекачке нефтепродуктов оборудуется специальной лабораторией по контролю качества нефтепродуктов и приборами для быстрого и точного определения концентрации одного нефтепродукта в другом. Головная нефтеперекачивающая станция трубопровода, по которому перекачивают подогретые нефти, снабжается подогревательными устройствами (печами, теплообменниками). При сооружении магистральных трубопроводов применяются блочно-комплектные насосные станции, включающие набор отдельных блоков технологического, энергетического и вспомогательно-функционального назначения, а также общее укрытие для магистральных насосных агрегатов с узлами обвязки их трубопроводами и другими коммуникациями. Технологическое оборудование, аппаратура, контрольно-измерительные приборы размещаются в блок-боксах, монтажных блоках и блок-контейнерах, которые изготовляют и собирают в заводских условиях, а затем в готовом виде транспортируют к месту строительства.

На головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются следующие технологические операции: приём и учёт нефти; краткосрочное хранение нефти в резервуарах; внутристанционные перекачки нефти (из резервуара в резервуар); закачка нефти в магистральный трубопровод; пуск в трубопровод очистных и диагностических устройств. На ГНПС может производиться подкачка нефти из других источников поступления, например, из других нефтепроводов или попутных нефтепромыслов.

Рис.1. Технологическая схема ГНПС: 1.подпорная насосная, 2.площадка фильтров и счетчиков, 3. Основная насосная, 4. Площадка регуляторов,5. Площадка пуска скребков, 6. Резервуарный парк.

Промежуточные НПС служат для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачка нефти. Промежуточные НПС размешают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каждые 50...200 км).

На промежуточных нефтеперекачивающих станциях происходит повышение напора транспортируемой нефти с целью обеспечения её дальнейшей перекачки. При работе ПНПС “из насоса в насос” (т.е режиме, при котором конец предыдущего участка нефтепровода подключен непосредственно к линии всасывания насосов следующей НПС) промежуточные НПС не имеют резервуарных парков; в других случаях, когда перекачка ведется через резервуары или с подключенными резервуарами такие парки на ПНПС имеются. На ПНПС устанавливаются также системы сглаживания волн давления и защиты от гидравлических ударов.

Принципиальная технологическая схема промежуточной НПС приведена на рис. 2 Она включает магистральную насосную 1. площадку регуляторов давления, площадку пуска и приема скребков 3, а также площадку с фильтрами-грязеуловителями 4. Нефть, поступающая из магистрального трубопровода, сначала проходит через фильтры грязеуловители, затем приобретает в насосах энергию, необходимую для дальнейшей перекачки, и после регулирования давления на площадке 2 закачивается в следующий участок магистрального нефтепровода.

Кроме технологических сооружении на головной и промежуточных НПС имеются механическая мастерская, понизительная электроподстанция, котельная, объекты водоснабжения н водоотведения, подсобные и административные помещения и т.д.

Рис. 2. Технологическая схема ПНПС: 1. Основная насосная, 2. Помещение с регулирующими клапанами, 3. Устройство приема и пуска скребка, 4. Площадка с фильтрами-грязеуловителями.

Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на так называемые эксплуатационные участки с протяженностью 400 – 600 км, состоящие из 3 – 5 участков, разделенных ПНПС, работающих в режиме “из насоса в насос”, и, следовательно, гидравлически связанных друг с другом. В то же время эксплуатационные участки соединяются друг с другом через резервуарные парки, так что в течение некоторого времени каждый эксплуатационный участок может вести перекачку независимо от соседних участков, используя для этого запас нефти своих резервуаров. Для снижения затрат на сооружение НПС используется метод блочно-комплектного или блочно-модульного их исполнения. Главное преимущество этого метода достигается тем, что на территории станций практически отсутствуют сооружения из кирпича, бетона или железобетона. Все оборудование станции, включая автоматику, входит в состав функциональных блоков, монтируется и испытывается на заводе, затем в транспортабельном виде доставляется на строительную площадку. При этом блочно-модульные НПС могут быть открытого типа, т.е насосные агрегаты вместе со всеми системами могут размещаться под навесом на открытом воздухе. От воздействия погодных условий насосные агрегаты защищаются индивидуальными металлическими кожухами с автономными системами вентиляции и подогрева. Такие станции работают при температуре окружающего воздуха от –40 до +50 С. При капитальном ремонте предусматривается замена всего блок-бокса в сборе.