Оборудование перекачивающих станций

Общие сведения

5.1.1 Объекты, входящие в состав головных и промежуточных НПС, можно условно подразделить на две группы:

- объекты основного (технологического) назначения;

- объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения.

Состав основных сооружений нефтепродуктоперекачивающих станций аналогичен НПС.

5.1.2 К объектам основного назначения относятся: резервуарный парк (РП); подпорная насосная; узел учёта с фильтрами; магистральная насосная; узел урегулирования давления и узлы с предохранительными устройствами; камеры пуска и приёма средств очистки и диагностирования (КПП СОД); технологические трубопроводы с запорной арматурой.

5.1.3 К объектам вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения 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.

5.1.4 ГНПС состоит из основных комплексов сооружений:

- резервуарный парк (РП);

- подпорная насосная станция;

- основная насосная станция.

- Помимо основных сооружений на головной НПС имеется:

- узел учета нефти/нефтепродуктов;

- узел предохранительных клапанов на линии приёма НПС;

- узел предохранительных клапанов на линии между основной насосной и подпорной насосной;

- узел регулирования давления;

- узел подключение НПС к трубопроводу (узел приёма и пуска СОД).

5.1.5 На ГНПС осуществляются следующие технологические операции: приём и учёт нефти/нефтепродуктов; краткосрочное хранение нефти/нефтепродуктов в резервуарах; внутристанционные перекачки нефти/нефтепродуктов (из резервуара в резервуар); закачка нефти/нефтепродуктов в МТ; пуск в трубопровод очистных и диагностических устройств. На ГНПС может производиться подкачка нефти/нефтепродуктов из других источников поступления (например, из других трубопроводов).

5.1.6 Нефть из районов добычи поступает на ГНПС и проходит последовательно площадку фильтров-грязеуловителей, где очищается от относительно крупных механических включений, узел предохранительных устройств (УЩ защищающий оборудование и трубопроводы от повышенных давлений, узел учёта (УУ), измеряющий количество поступающей с районов добычи нефти, и направляется в резервуарный парк (РП).

5.1.7 Из РП нефть/нефтепродукт отбирается насосами подпорной насосной станции и подаётся с требуемым подпором на вход насосов основной насосной станции. Между подпорной насосной станцией и насосной станции нефть/нефтепродукт проходит второй узел предохранительных устройств и второй узел учета. Второй узел учета используется для измерения количества нефти/нефтепродуктов, поступающих в магистральный трубопровод.

5.1.8 Промежуточная НПС предназначена для повышения напора перекачиваемых нефти/нефтепродуктов с целью их дальнейшей транспортировки.

В состав промежуточной НПС входят:

- узел подключения к магистрали;

- фильтры-грязеуловители;

- система сглаживания волн давления (ССВД);

- магистральная насосная станция;

- узел регулирования давления (УРД).

Нефть от узла подключения НПС к магистральному трбопроводу движется на вход насосной станции, через площадку фильтров-грязеуловителей и ССВД. После магистральной насосной станции вновь поступает в магистральный трубопровод через узел регуляторов давления (УРД) и узел подключения.

5.1.9 Технологический процесс перекачки нефти/нефтепродуктов по МТ может осуществляться в соответствии с ОР-03.100.50-КТН-005-13, по следующим схемам:

- «по резервуарно» – применяется для ведения товарно-коммерческих операции на приемно-сдаточном пункте, для учета нефти/нефтепродуктов при вытеснении (освобождении) нефти/нефтепродуктов из трубопровода в резервуары НПС, при производстве плановых работ, когда нефть/нефтепродукты в одну группу резервуаров принимается, а другая подключена для откачки нефти/нефтепродуктов до следующего РПМН;

- «через резервуары» – весь поток нефти/нефтепродуктов проходит через резервуар или группу резервуаров применяется для перехвата воздушных «пробок» после производства плановых и аварийно-восстановительных работ, а также партии некондиционных нефти/нефтепродуктов (с повышенным содержанием воды, хлористых солей, серы);

- «из насоса в насос» – применяется при «жесткой» схеме перекачки, когда промежуточные НПС работают на давлении, развиваемом предыдущей НПС, и на которых не установлены подпорные насосы и резервуары;

- «с подключенными резервуарами» – применяется на ЛПДС (НПС) с РП для компенсации неравномерности производительности на смежных участках трубопровода.

Преимущества схем перекачки «по резервуарно» и «через резервуары» заключаются в том, что отдельные участки трубопровода оказываются не связанными жесткой гидравлической зависимостью, поэтому трубопровод имеет большую степень надежности и способность к бесперебойной поставке нефти/нефтепродуктов потребителю.

Недостаток схем перекачки «по резервуарно» и «через резервуары» – высокая стоимость сооружения и эксплуатации РП, а также потери нефти/нефтепродуктов при «дыханиях» резервуаров, связанные с выбросами паров нефти/нефтепродуктов в атмосферу.

Схема перекачки «из насоса в насос» весьма прогрессивна, поскольку исключаемые промежуточные технологические операции и неизбежно связанные с ними потерями. Кроме того, она значительно удешевляет технологию, поскольку исключает сооружение дорогостоящих РП.

Недостатком схемы «из насоса в насос» является «жесткая» гидравлическая связь всех участков, работающих в этом режиме, поскольку любое изменение на одном из них вызывает изменение на остальных. В частности, аварийная остановка одного участка ведет к остановке всех участков, связанных с ним режимом перекачки.