Технологические схемы НПС

Под технологией понимается принципиальная схема коммуникаций, соединяющих технологические объекты и обеспечивающих проведение операций по перекачке. Основными требованиями, предъявляемыми к технологическим схемам, являются их простота, возможность выполнения всех предусмотренных проектом технологических операций при минимальном количестве запорной и регулирующей арматуры и соединительных деталей, минимальная длина технологических трубопроводов.

На технологических схемах головных, промежуточных НПС, наливных насосных станций, приемо-сдаточных пунктов, нефтебаз должны быть показаны:

- трубопроводы основные, вспомогательные, существующие (на реконструируемых объектах) с указанием диаметра, направления движения нефти, уклонов и границ деления участков трубопроводов по рабочему давлению;

- основные технологические сооружения в зависимости от объекта магистрального нефтепровода – фильтры-грязеуловители, резервуарный парк, подпорная насосная, магистральная насосная, узел учета нефти, система сглаживания волн давления, емкости для сбора утечек и дренажа, резервуары – сборники нефти, узел регулирования давления, узлы с предохранительными устройствами, узлы запорной арматуры, узлы СОД, пункты подогрева нефти, установки для ввода противотурбулентных присадок и др. с номерами, соответствующими номерам сооружений в экспликации по генплану;

- технологическое оборудование с указанием позиции, соответствующей таблице «характеристика оборудования», и порядковым номером, соответствующим номеру сооружения по генплану;

- таблица «характеристика оборудования» с позициями оборудования, его количеством и примечаниями;

- запорная и регулирующая арматура с порядковым номером, соответствующим номеру сооружения по генплану, где установлена данная арматура;

- точки контроля и измерения параметров нефти - давления, температуры, плотности и вязкости, расхода;

- технологические операции;

- технические указания, соблюдение которых обязательно;

- условные обозначения;

- таблица условных давлений участков трубопроводов;

- технологические схемы узлов приема, пуска и пропуска СОД.

На технологических схемах НПС, приемо-сдаточных пунктов, нефтебаз, наливных станций должны быть показаны:

- все трубопроводы, в том числе: трубопроводы основные (линии всасывания и напора насосов, технологические трубопроводы) и вспомогательные (линии дренажа, откачки утечек, аварийного сброса и др.) с указанием условного диаметра, толщины стенки и направления движения нефти;

- основное и вспомогательное механо-технологическое оборудование;

- запорная и регулирующая арматура, обратные затворы;

- резервуары и емкости;

- системы измерения количества и показателей качества нефти. Детализированные технологические схемы СИКН, с указанием всех средств измерений, выполняются отдельно и прилагаются к схеме НПС или ПСП, в состав которых они входят;

- пункты подогрева нефти;

- пробозаборные устройства;

- установки для ввода противотурбулентных присадок;

- узлы приема-пуска СОД с сигнализаторами прохождения СОД;

- точки контроля и измерения давления, температуры, плотности, вязкости и расхода нефти;

- высотные отметки осей магистральных и подпорных агрегатов, днищ каждого резервуара.

Все показанные на технологической схеме элементы должны иметь технологические номера, соответствующие номерам, указанным в проектной документации.

Все показанные на технологической схеме элементы должны быть внесены в перечень элементов (спецификацию), выполняемый на самой схеме или в виде отдельного документа.

Обвязка насосов или их соединение между собой может осуществляться последовательно, параллельно и комбинированным способом. Последовательное соединение насосов используется для повышения напора, а параллельное – для увеличения подачи насосной станции. Наиболее эффективно соединять между собой однотипные насосы.

Технологические схемы НПС разрабатываются ОЭН РНУ на основании исполнительной документации и вводятся в действие с момента ввода объектов в эксплуатацию.

Технологические схемы НПС подписывают главные инженеры РНУ (по принадлежности НПС) и специалисты ОСТ: начальник ОЭН, главный механик, главный энергетик, начальник ОАСУ, главный метролог.

Технологические схемы НПС утверждает главный инженер ОСТ.

В течение трех суток с момента утверждения ОЭН ОСТ формирует и передает с сопроводительным письмом альбомы с бумажными копиями утвержденных технологических схем НПС в отделы и службы ОСТ: ОГМ, ОАСУ, ОГЭ, ДС, а также в районные нефтепроводные управления.

ОЭН РНУ в течение трех суток с момента получения альбомов с копиями утвержденных технологических схем формирует и передает с сопроводительным письмом схемы на НПС, в РДП, отделы и службы РНУ.

На НПС схемы должны находиться у начальника, его заместителя, в технических службах (ТТС, АСУТП, МТС, ЭТС, ЛЭС) и у оперативного персонала.

Технологические схемы НПС переутверждаются в следующих случаях:

- в плановом порядке: 1 раз в год до 25 декабря;

- в процессе эксплуатации: после внесения изменений в состав и технические характеристики технологического оборудования и объектов, трубопроводов НПС. Соответствующие изменения и дополнения вносятся в технологические схемы, которые должны быть разработаны (переработаны), согласованы и утверждены в установленном порядке в 10-дневный срок. При осуществлении реконструкции объекта технологические схемы должны быть разработаны (переработаны), согласованы и утверждены в установленном порядке до начала комплексного опробования объекта МН.

В сопроводительном письме указывается причина замены схем и перечень внесенных изменений. Информация об изменениях в схемах должна доводиться до сведения всех работников, для которых обязательно знание этих схем, под роспись.

Мероприятия по пуску, пропуску, приему ОУ (ВДУ)

В процессе эксплуатации внутренняя полость труб нефтепровода засоряется скоплением парафина, воды, паров, газа и механических примесей. Постепенное нарастание этих скоплений приводит к росту гидравлических сопротивлений трубопровода, что приводит к снижению эффективности работы нефтепровода.

Для удаления из трубопровода одновременно отложений парафина, воды, механических примесей и скоплений газа и пара по нему пропускаются очистные устройства различного типа.

Оптимальная периодичность пропуска очистных устройств на том или ином участке магистрального нефтепровода зависит от следующих факторов:

- физико-химических свойств перекачиваемой нефти;

- температурного и гидравлического режима ее перекачки по нефтепроводу;

- от конструктивной схемы прокладки нефтепровода;

- от рельефа трассы нефтепровода.

Оптимальная периодичность пропуска очистных устройств по нефтепроводу определяется исходя из следующих соображений. Загрязнение нефтепровода вызывает снижение пропускной способности или увеличение расходов на перекачку. Причем, чем больше интервал между пропусками очистных устройств, тем больше будут эти расходы. С другой стороны, чем меньше интервал между пропусками очистных устройств, тем больше затраты на пропуск этих очистных устройств. Оптимальная периодичность пропуска очистных устройств соответствует варианту, когда сумма дополнительных затрат от загрязнения нефтепровода и приведенных затрат на пропуск очистных устройств будет минимальна.

Очистка нефтепровода проводится в соответствии с инструкцией по организации и проведению работ по очистке внутренней полости нефтепровода. Инструкция по организации и проведению работ по очистке внутренней полости нефтепровода составляется на участок МН от камеры пуска ОУ до камеры приема ОУ. Инструкцию разрабатывает отдел эксплуатации РНУ, эксплуатирующего участок нефтепровода. Инструкцию согласовывает главный инженер РНУ и утверждает главный инженер ОСТ (ООО) МН.

Инструкция должна содержать следующие разделы:

1. Перечень ответственных лиц:

- за проведение работ по очистке участка МН в пределах зон ответственности - главный инженер РНУ;

- за пуск ОУ, пропуск ОУ по участку МН, через НПС, прием ОУ - начальник ЛЭС;

- за технологические переключения на НПС и пропуск ОУ через НПС - зам. начальника НПС;

- по контролю за технологическими переключениями на камере пуска, пропуска, приема СОД - управляющий диспетчер (РДП, ТДП);

- за обеспечение режима работы нефтепровода для поддержания заданной скорости движения ОУ и контроль за временем прохождения ОУ контрольных точек - диспетчер РНУ.

2. Подготовительные работы по пуску, пропуску и приему СОД;

3. Технологические переключения:

- режимы работы нефтепровода при пропуске ОУ;

- технологические переключения при пуске ОУ;

- технологические переключения при пропуске ОУ мимо НПС;

- технологические переключения при приеме ОУ.

4. Обязанности персонала, обеспечивающего очистку;

5. Ответственность персонала, обеспечивающего очистку.

Операции по подготовке камеры к пуску и приему ОУ, операции по запасовке и извлечению ОУ из камеры выполняет персонал ЛЭС под руководством начальника (мастера) ЛЭС в соответствии с инструкциями по организации и проведению работ по очистке внутренней полости нефтепровода, утвержденные главным инженером ОСТ (ООО) МН.

Персонал ЛЭС, осуществляющий пуск, сопровождение по трассе нефтепровода и прием ОУ должны быть обучены порядку пуска, приема ОУ, работе с передатчиком и локатором и должны быть обеспечены постоянной связью с управляющим диспетчером (РДП,ТДП).

Очистка нефтепроводов должна выполняться очистными устройствами, имеющими полный комплект разрешительной и эксплуатационной документации, в том числе:

- сертификат соответствия государственным стандартам;

- разрешение Ростехнадзора на применение;

- заключение о взрывобезопасности;

- паспорт;

- формуляр;

- руководство по эксплуатации;

- инструкция по монтажу;

- ведомость запасных принадлежностей;

- ведомость эксплуатационных документов.

Разрешение на пуск ОУ управляющий диспетчер (РДП, ТДП) дает при наличии следующих документов:

- разрешения от ОСТ МН;

- акта готовности трассы к пропуску ОУ;

- акта готовности ОУ к проведению очистки;

- подтверждения от оператора НППС готовности камеры приема к выполнению очистки;

- графика прохождения ОУ по участку МН.

При выполнении периодической очистки МН пропуском двух скребков интервал между пусками ОУ должен составлять не менее 4 часов и не более 24 часов. Интервалы времени между запусками ОУ должны обеспечивать их раздельный запуск, приём и извлечение. Запрещается производить одновременный запуск по участку нефтепровода, а также одновременный прием в камеру приёма СОД нескольких очистных скребков. Должен быть обеспечен следующий порядок пропуска: первое ОУ с открытыми байпасными отверстиями, второе ОУ - с закрытыми байпасными отверстиями.

ОСТ МН обеспечивает скорость движения ОУ, СНШ и УКО в трубопроводе в соответствии с таблицей 14.

Таблица 14 – Скорость движения ОУ

Контроль прохождения СОД по трубопроводу осуществляется бригадами сопровождения ОСТ МН на контрольных пунктах в соответствии с графиком прохождения СОД, разработанным ОСТ МН с учётом скорости движения ОУ. Запрещается производить пропуск по трубопроводу средств очистки и диагностики без их контроля бригадами сопровождения. Каждая бригада сопровождения должна быть оснащена приборами для контроля прохождения и определения положения СОД в трубопроводе - низкочастотными и акустическими локаторами.

Расстояние между контрольными пунктами не должно превышать 5 км. Контрольные пункты должны быть расположены над осью трубопровода. Верхняя образующая трубопровода в местах расположения контрольных пунктов должна находиться на глубине не более 2 метров. При большей глубине залегания трубопровода необходимое расстояние от поверхности земли до верхней образующей нефтепровода обеспечивается ОСТ МН путем устройства шурфа.

Дополнительные контрольные пункты располагают в местах возможного застревания СОД:

- на узлах запорной арматуры;

- на узлах равнопроходных ответвлений от диагностируемого нефтепровода;

- на узлах неравнопроходных ответвлений, диаметром 70% диаметра диагностируемого нефтепровода и больше;

- на углах поворота нефтепровода больших 45º - вертикальных, горизонтальных и совмещенных.

После прихода в КПП СОД очистное устройство извлекается:

- в течение суток при выполнении периодической и внеочередной очистки;

- в течение трех часов при выполнении преддиагностической очистки.

Запуск внутритрубного устройства осуществляется через камеру пуска Б (рисунок 38). После опорожнения камеры и ее подготовки внутритрубное устройство через открытый люк помещается внутри нее и проталкивается вглубь камеры таким образом, чтобы трубопровод, идущий от задвижки 5, не перекрывался устройством. После закрытия люка задвижки 5 и 2 открываются, а задвижка 6 закрывается. Поток нефти выносит внутритрубное устройство из камеры в магистраль. При получении сигнала о выходе устройства в магистраль задвижки 2, 5 и 6 возвращаются в исходное положение.

Рисунок 38 - Камера приема и пуска СОД

А – камера приема; Б – камера пуска; 3, 6, 7 и 8 – нормально открытые задвижки;

1, 2, 4 и 5 – нормально закрытые задвижки.

Прием средств очистки и диагностики на НПС осуществляется следующим образом. При получении сигнала о приближении устройства к станции нормально закрытые задвижки 1 и 4 открываются, а нормально открытая задвижка 3 закрывается. Поток нефти начинает проходить через камеру А, куда увлекается очистное или диагностическое устройство. Как только устройство окажется в камере А, задвижки 1, 3 и 4 приводятся в исходное положение. После сброса давления в камере А и дренажа из нее нефти в подземную емкость через открытый люк в ее торцовой части внутритрубное устройство извлекается и камера подготавливается для приема следующего устройства.

Рисунок 39 - Узел пропуска СОД через НПС:

4, 5, 6 и 7 – нормально открытые задвижки;

1, 2, 3, 8 и 9 – нормально закрытые задвижки.

При пропуске внутритрубных устройств через промежуточные НПС (рисунок 39) без их остановки при поступлении сигнала об их подходе нормально закрытые задвижки 1, 3 и 8 открываются, а нормально открытая задвижка 6 закрывается. Внутритрубное устройство потоком выносится в участок между 1 и 2 задвижками. После этого задвижки возвращаются в исходное положение. Для отправления внутритрубного устройства дальше нормально закрытые задвижки 2 и 9 открываются, а нормально открытая задвижка 7 закрывается. Внутритрубный снаряд потоком нефти выносится в магистраль. При поступлении сигнала о выходе снаряда в магистраль задвижки 2, 7 и 9 возвращаются в исходное положение.

Результаты очистки МН контролируются по показателям:

- пропускная способность МН;

- эффективный диаметр;

- удельные энергозатраты.

Данные параметры определяются при установленном и контрольных режимах работы нефтепровода.

Установленный режим- это режим работы нефтепровода продолжительностью не менее восьми часов в течение суток после завершения очистки.

Контрольный режим- это режим работы нефтепровода идентичный установленному режиму по включенному в работу насосному оборудованию и другим показателям продолжительностью не менее восьми часов, при котором проверяются показатели (пропускная способность МН; эффективный диаметр; удельные энергозатраты).

Нефтепровод выводят на установленный режим для получения показателей режима после очистки, которые являются базовыми для последующего сравнения.

Контроль параметров работы нефтепровода должен осуществляться в соответствии со следующей периодичностью:

- для участков нефтепроводов с периодичностью очистки 60 и более суток - через 20, 40 и 60 дней после проведения очистки и за 3 суток до проведения плановой очистки;

- для участков нефтепроводов с периодичностью очистки от 30 до 60 суток - через 30 дней после проведения очистки и за 3 суток до проведения плановой очистки;

- для участков нефтепроводов с периодичностью очистки 30 и менее суток - через15 дней после проведения очистки и за 3 суток до проведения плановой очистки.

Преддиагностическая очистка и контроль качества очистки производится ОСТ МН в соответствии с требованиями регламента «Регламент внутритрубной диагностики магистральных нефтепроводов».

В зависимости от содержания парафина в перекачиваемой нефти преддиагностическая очистка участков МН различается для:

- участков нефтепроводов с содержанием парафина до 6% в нефти;

- участков нефтепроводов осложненных парафиноотложением.

Преддиагностическая очистка участков нефтепроводов с содержанием парафина до 6% проводится с применением ОУ.

Преддиагностическая очистка участков нефтепроводов осложненных парафиноотложением проводится с применением ОУ и вводом ингибитора парафиноотложения в нефтепровод с применением установки по вводу реагента.

Первичное диагностическое обследование магистральных нефтепроводов внутритрубными дефектоскопами проводится в срок не более 3-х лет со дня ввода участка МН в эксплуатацию.

Периодическое диагностическое обследование линейной части и подводных переходов магистральных нефтепроводов проводится:

- в сроки, указанные в «Заключении по оценке технического состояния объектов участка ЛЧ магистрального трубопровода на соответствие требованиям НТД»;

- в срок 6 лет от даты предыдущего диагностического обследования;

- периодичность диагностики отдельных участков ОСТ «АК «Транснефть» определяется по специальным программам.

ОСТ в срок за 50 дней до планируемой даты пропуска ВИП составляет план-график подготовки участка нефтепровода к диагностике, в котором должно быть предусмотрено, в случае необходимости, время для проведения ремонта, профилеметрии, вырезки сужений и др.

Схема маркерных пунктов должна предусматривать установку наземных маркерных систем:

- на переходах МН через водные преграды - на границах переходов и границах русловой части;

- на переходах МН через железные и автомобильные дороги - на расстоянии 50-100 метров от подошвы откоса насыпи с каждой стороны дороги;

- на участках МН, проходящих вблизи промышленных объектов и населенных пунктов;

- на переходах МН через труднодоступные участки (болота, горные участки и др.) - на границах переходов.

В схеме маркерных пунктов должна быть указана привязка маркерных пунктов к ближайшим постоянным ориентирам на местности (задвижки, вантузы, опоры линий связи и линий электропередач, километровые и маркерные знаки и т.п.).

Установленные на линейной части диагностируемого участка МН линейные задвижки, обратные клапаны, постоянные вантузы диаметром Ду100 и более включаются в схему маркерных пунктов как естественные маркерные пункты. Установка наземных маркерных систем на естественных маркерных пунктах не требуется.

Подготовка нефтепровода к проведению очистки и диагностики

Не позднее, чем за 1 час до начала работ по запасовке СОД начальник ЛЭС обязан обеспечить проверку готовности участка нефтепровода к пропуску очистного устройства:

- проверить полноту открытия линейных задвижек;

- проверить на открытие-закрытие задвижки КПП СОД и узлов пропуска СОД НПС, которые будут задействованы в технологических переключениях при пуске, пропуске и приеме СОД;

- проверить исправность камер пуска, пропуска и приема СОД;

- произвести очистку камеры приема СОД от асфальтосмолопарафиновых веществ;

- не позднее, чем за 1 час до начала работ по запасовке СОД переключить камеру приёма СОД конечном участке нефтепровода на приём и оформить «Акт подготовки камеры приема к приему СОД»;

- внести в «Акт готовности участка нефтепровода к пропуску СОД» сведения о положении задвижек на узлах пуска, пропуска и приёма СОД, в котором они находятся за 1 час до начала работ по запасовке СОД.

Результаты выполнения каждого пункта проверки, вносятся начальником ЛЭС в соответствующие разделы «Акта готовности участка нефтепровода к пропуску СОД».

Начальнику ЛЭС запрещается подписывать «Акт готовности участка нефтепровода к пропуску СОД» и «Акт подготовки камеры приема к приему СОД» при наличии замечаний по готовности участка МН, камер пуска, пропуска и приёма СОД к пропуску СОД.

В «Акте готовности участка нефтепровода к пропуску СОД» должно быть указано положение задвижек на узлах пуска, пропуска и приёма СОД, в котором они должны находятся за 1 час до начала работ по запасовке СОД.

Камера приёма СОД на конечном участке нефтепровода должна быть переключена на приём не позднее, чем за 1 час до пуска СОД.

НПС для пропуска ОУ останавливается за 1,5 часа до расчетного времени подхода скребка. НПС включается в работу по команде управляющего диспетчера (РДП, ТДП) через 0,5 часа после прохождения ОУ узла пропуска НПС. Лупинги, резервные нитки и перемычки между параллельными нефтепроводами отключаются от основного трубопровода не позднее, чем за 1 час до подхода ОУ и включаются в работу после прохождения ОУ.

Не позднее, чем за 1 час до расчетного времени подхода ОУ к камере пропуска ОУ, персонал НПС по указанию управляющего диспетчера (РДП, ТДП) выполняет технологические переключения камеры на прием скребка. После приема скребка персонал НПС выполняет технологические переключения для пропуска скребка.

Начальник ЛЭС является ответственным за своевременное перекрытие боковых отводов на линейной части МН, контроль полноты открытия задвижек (входной задвижки камеры приёма, выходной задвижки камеры пуска СОД, линейных задвижек МН и задвижек, установленных на узлах пропуска СОД).

Режимы работы МН

Характеристикой насоса называется графическая зависимость основных параметров насосов (напора Н, мощности N, К.П.Д. h, допустимого кавитационного запаса Dh_д или высоты всасывания Н_S от подачи Q).

Центробежные насосы, к которым относятся агрегаты НМ, НПВ и НМП, могут иметь два вида характеристик – комплексную и универсальную. Основной характеристикой подобных насосов является комплексная (рисунок 40).

Рекомендуемая заводом-изготовителем область применения насосов по подаче (рабочая зона) отмечена на H-Q характеристике волнистыми линиями или выделяется в виде обособленного поля 1. Рабочей зоне отвечают наиболее высокие значения К.П.Д. насоса.

Область применения насоса может быть расширена обточкой их рабочих колёс. Насосы магистральных нефтепроводов допускается обтачивать не более чем на 10%, т.к. при большем значении обточки рабочих колёс наблюдается заметное снижение К.П.Д. насосов.

Предельно допустимому значению обточки рабочего колеса соответствует нижняя кривая H-Q из двух приведённых на характеристике. Верхняя H-Q кривая отвечает необточенному колесу.

Рисунок 40- Комплексная характеристика насоса

Допустимый кавитационный запас Dh_д, приводимый на характеристике, есть минимально допустимый избыток удельной энергии перекачиваемой жидкости на входе в насос над удельной энергией насыщенных паров жидкости, при котором не происходит холодного кипения жидкости в насосе или кавитации.

Рисунок3.3 333333333333333333333.4

Совместная работа насосных станций и линейной части нефтепровода

Насосы НПС и линейная часть нефтепровода составляют единую гидро­динамическую систему. Режим работы такой системы определяется её рабочей точкой.

Рабочей точкой системы, состоящей из нескольких насосов и нескольких трубопроводов, называется точка пересечения суммарной Н-Q характеристики всех насосов с суммарной H-Q характеристикой всех трубопроводов системы.

Рабочая точка системы характеризует гидродинамическое единство её элементов (на­сосов и трубопроводов) и показывает, что насосы развивают только такие напоры и подачи, которые равны гидравлическому сопротивлению и пропускной способности трубопроводов.

Рабочая точка системы определяет рабочие точки отдельных насосов, входящих в систему. Рабочие точки насосов (их Н и Q координаты) показывают напор и подачу, разви­ваемые насосами при работе их в данной системе.

Рассмотрим конкретные примеры нахождения рабочих точек системы и отдельных насосов при различных схемах соединения насосов на НПС.

На нефтеперекачивающих станциях в общем случае возможны следующие схемы со­единения насосов: последовательное соединение, параллельное и смешанное параллельно-последовательное соединение.

а

б

Рисунок 41 – Н-Q характеристика НПС при различных схемах соединения насосных агрегатов

а – последовательное соединение, б – параллельное соединение.

а б

Рисунок 42 – Н-Q характеристика трубопровода при различных схемах соединения трубопроводов

а – последовательное соединение, б – параллельное соединение.