Промежуточные нефтеперекачивающие станции (ПНПС)

Промежуточная НПС с емкостью:НПС с резервуарным парком, предназначенная для поддержания необходимого режима перекачки нефти по магистральному трубопроводу и имеющая технологическую схему, позволяющую работать по схеме «из насоса в насос», «через резервуары» или «с подключенными резервуарами».

Промежуточные НПС с резервуарным парком, которые являются головными для эксплуатационных участков, отличаются от рассмотренной ГНПС магистрального нефтепровода:

- объемом резервуарного парка (значительно меньше);

- количеством или функцией узлов учета (как правило, один оперативный узел учета или на границах двух подразделений АК «Транснефть» наличие двух узлов учета нефти – коммерческого и оперативного);

- конструкцией узла подключения станции к магистральному трубопроводу (камера приема и пуска СОД).

В состав промежуточной НПС входят фильтры-грязеуловители, система сглаживания волн давления (с емкостями для сброса),магистральная насосная, регуляторы давления, узел пуска и приема скребков. 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 закачивается в следующий участок магистрального нефтепровода. Принципиальная технологическая схема промежуточной НПС приведена на рисунке 34.

Рисунок 34 - Технологическая схема промежуточной НПС

I – Устройство пуска скребка; II - площадка фильтров-грязеуловителей;

III - система сглаживания волн давления; IV- емкости (РВС 400) для сброса энергии ударной волны; V - насосные агрегаты и площадка агрегатных задвижек; VI – площадка регулирующих заслонок.

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

Основной технологический объект ПНПС – собственно насосная станция НС – идентичен основной насосной станции ГНПС как по назначению так и по оборудованию. Узлы регулирования давления этих станций также одинаковы. Также станции несколько отличаются и узлами подключения к магистрали.

К специфическим технологическим объектам ПНПС относятся узел фильтров-грязеуловителей ФГУ и система сглаживания волн давления ССВД.

Узел фильтров-грязеуловителей размещается на входе ПНПС и предназначен для очистки транспортируемой нефти от относительно крупных механических примесей перед ее подачей на вход насосных агрегатов. Типовая схема предусматривает параллельную установку трех фильтров-грязеуловителей (один из которых – резервный) на открытой площадке (рисунок 35).

Рисунок 35 - Узел фильтров-грязеуловителей

Ф – фильтр-грязеуловитель; 1 – вход нефти в узел;

2 – выход нефти из узла; 3 – линия зачистки фильтров.

Фильтр-грязеуловитель: Устройство, предназначенное для очистки перекачиваемой среды от механических примесей, посторонних предметов, глины, парафино-смолистых отложений и окалины, образующейся во время ремонта и эксплуатации линейной части магистрального трубопровода.

Состояние фильтров-грязеуловителей при их эксплуатации контролируется с помощью манометров, установленных на входе и выходе каждого аппарата, по максимальному (0,5 кгс/м²) и минимальному (0,1 кгс/м²) перепадам давления. При повышении перепада давления выше допустимого значения фильтр отключается и производится его очистка от механических примесей. Понижение перепада давления ниже допустимого значения свидетельствует о том, что фильтрующий элемент разрушен и все механические примеси идут на прием насосов, что может привести к аварии. В этом случае фильтр также выводится из эксплуатации и производится ремонт или замена фильтрующего элемента.

Фильтры- грязеуловители горизонтальные должны изготавливаться в следующих исполнениях по номинальному давлению PN: PN 1,6 MПa; PN 2,5 MПa; PN 4,0 MПa; PN 6,3 MПa; PN 8,0 MПa.

Таблица 12 – Основные параметры горизонтальных фильтров-грязеуловителей

Техническое состояние ФГУ и фильтров тонкой очистки контролируется:

- лицом, ответственным за техническое состояние ФГУ, по допустимым значениям параметров;

- персоналом УОМТО при проведении осмотров.

Контролируемыми параметрами ФГУ являются:

- максимальный и минимальный перепад давления;

- положение задвижек на рабочих ФГУ;

- положение задвижек на резервном ФГУ.

При очистке магистрального трубопровода, а также после его ремонта и пропуска диагностических устройств в течение не менее 12 ч оперативным персоналом НПС осуществляется контроль перепада давления на ФГУ на входе НПС с периодичностью не реже 1 раза в час (при отсутствии дифференциального манометра с сигнализацией в операторную).

По результатам оценки, если перепад давления на ФГУ увеличился на величину больше чем 0,08 МПа по сравнению с чистым ФГУ с учетом текущих значений производительности и вязкости, принимается решение о его вскрытии, осмотре технического состояния и очистке.

При ежедневном осмотре ФГУ выполняется внешний осмотр с целью выявления протечек нефти по концевому затвору, фланцевым и резьбовым соединениям, механических повреждений, контролируется перепад давления, ФГУ прослушиваются на отсутствие посторонних шумов.

Система сглаживания волн давления (ССВД): Сооружение, устанавливаемое на байпасном трубопроводе приемной линии промежуточной НПС и предназначенное для уменьшения скорости роста давления на приёме промежуточной НПС, при остановке на ней одного или нескольких магистральных насосных агрегатов.

Сглаживание волн давления состоит в уменьшении скорости нарастания давления в трубопроводе путём сброса части нефти из приёмного трубопровода ПНПС в безнапорную ёмкость. Сброс происходит через специальные безинерционные клапаны, срабатывающие только при интенсивном нарастании давления и не реагирующие на постепенное его повышение.

Рисунок 36 – Клапан Флекс-Фло

1 – сердечник, 2 – перегородка сердечника, 3 – корпус клапана,

4 – эластичная мембрана, 5 – воздушная полость клапана.

Клапаны системы сглаживания волн давления состоят из двух камер, разделённых перегородкой 2 (рисунок 36). Камеры по окружности имеют прорези 1. Одна камера подключена непосредственно к приёмному трубопроводу НПС и находится под давлением перекачиваемой нефти, другая – к безнапорной ёмкости. На обе камеры натянут эластичный резиновый шланг цилиндрической формы 4, препятствующий прохождению нефти из одной камеры в другую. Степень прижатия этого шланга к камерам регулируется изменением давления воздуха в полости 5.

Система сглаживания волн давления обычно имеет до шести клапанов, соединённых параллельно (рисунок 37).

При установившемся режиме работы нефтепровода, когда давление в нём не изменяется резко, давление воздуха, поступающего в воздушную полость клапана 1 (рисунок 37) из разделительного сосуда «жидкость-воздух» 4, равно давлению нефти в трубопроводе и клапан плотно закрыт за счёт упругих свойств эластичного шланга.

При повышении давления в нефтепроводе с небольшой скоростью (менее 0,01¸0,015 МПа/с) оно полностью передаётся в воздушную полость клапана без изменений через нормально открытый клапан 1, разделительный сосуд «нефть-жидкость» 8, дроссельный вентиль 9, нормально открытый клапан 6, разделительный сосуд 4 и вентиль 2. Благодаря этому клапан так же остаётся закрытым.

При быстром возрастании давления в трубопроводе (более 0,01¸0,015 МПа/с) происходит частичная потеря давления в прикрытом дроссельном вентиле 9. В результате этого давление воздуха в полости 5 клапана (рисунок 36) оказывается меньшим, чем давление нефти в камере клапана, соединённой с приёмным трубопроводом НПС. Разность давлений, действующих с различных сторон клапана, преодолевает упругие свойства шланга, последний отжимается от прорезей и происходит переток нефти из одной камеры клапана в другую – осуществляется сброс части нефти в безнапорную ёмкость.

Система сглаживания волн давления (ССВД) предусматривается СНиП 2.05.06 – 85 для всех промежуточных НПС магистральных нефтепроводов диаметром 720 мм и выше при отсутствии на ПНПС постоянно подключенных к нефтепроводу емкостей.

Данную систему рекомендуется настраивать таким образом, чтобы она срабатывала лишь при скоростях нарастания давления в приемном трубопроводе станций больших 0,3 МПа/с и чтобы после срабатывания системы темп нарастания давления снижался до 10 – 30 кПа/с.

Объем резервуаров-сборников для сброса нефти назначается по нормам технологического проектирования нефтепроводов в зависимости от диаметра магистрального трубопровода:

- для трубопровода Ø 1220 мм – не менее 500 м³;

- для трубопровода Ø 1020 мм – 400 м³;

- для трубопровода Ø 820 и 720 мм – 200 и 150 м³ соответственно.

В качестве резервуаров-сборников используют горизонтальные емкости подземной установки объемом по 100 м³ и с рабочим давлением 0,4 МПа или заглубленные плети трубопроводов большого диаметра, соединенные между собой перемычками. При любом варианте резервуары-сборники оснащаются дыхательной арматурой и средствами КИПиА, обеспечивающими автоматическое опорожнение сборников от нефти.

Рисунок 37 – Схема ССВД

1 – клапан Флекс-Фло, 2, 3,6, 7 – запорная арматура, 4 – аккумулирующий бак,

8 – разделительный бак, 9 – дроссельный вентиль.

Техническое состояние ССВД определяется:

- при проведении проверки эффективности срабатывания ССВД;

- при проведении осмотров дежурным персоналом, персоналом УОМТО. Осмотр проводится с периодичностью, указанной в карте обходов, и после каждого срабатывания ССВД.

При осмотрах оборудования контролируется:

- отсутствие протечек нефти через клапаны из-за возможного засорения или повреждения манжет клапанов (уплотнений между поршнем и седлом) (при прослушивании всех линий клапанов);

- отсутствие утечек разделительной жидкости и нефти, положение вентилей согласно рабочему состоянию устройства, положение лимба переменных дросселей на значениях, установленных при настройке (данные по настройке с указанием положения лимба должны быть отражены в паспорте (формуляре);

- положение задвижек на рабочих линиях (полностью открыты), кнопки «стоп» (не застопорены), отсутствие течи сальниковых устройств, надежность узлов крепления электропривода;

- длительность цикла откачки нефти из безнапорной емкости и пауз между циклами после каждого срабатывания. Удлинение цикла откачки и сокращение пауз между ними по сравнению с обычным является признаком дополнительного поступления нефти в емкость или неисправности системы откачки (насосов).

Контролируемые параметры оборудования ССВД приведены в таблице 13.

Таблица 13 - Контролируемые параметры оборудования ССВД

Узел подключения ПНПС к магистрали может иметь два варианта: в виде камеры приема и пуска СОД или в виде узла пропуска СОД. Более распространенным является вариант с камерами приема и пуска СОД, допускающий постанционную очистку линейной части магистральных нефтепроводов.