Головные нефтеперекачивающие станции (ГНПС, ПНПС)

Головная НПС – начальная на магистральном нефтепроводе нефтеперекачивающая станция с резервуарным парком объемом равным 2 – 3 суточной производительности нефтепровода, осуществляющая операции по приему нефти с нефтепромысловых предприятий для дальнейшей транспортировки по магистральному нефтепроводу.

Рис. 2.1. Принципиальная технологическая схема головной нефтеперекачивающей станции:

УП1 и УП2 – узлы предохранительных устройств;

УУ1 – коммерческий узел учета нефти;

РП – резервуарный парк;

ПНС – подпорная насосная станция;

УУ2 – оперативный узел учета нефти;

НС – магистральная насосная;

УР – узел регулирования;

КП – камера пуска СОД.

В состав ГНПС входят: насосные с магистральными и подпорными насосными агрегатами; резервуарные парки; узлы учета нефти; пункты подогрева нефти; узлы предохранительных устройств; узел регуляторов давления; камеру пуска СОД (узел подключения станции к нефтепроводу). Все эти объекты соединяются между собой внутристанционными технологическими трубопроводами и образуют единую систему, принципиальная схема которой изображена на рис.

Технологическая схема ГНПС объединяет основные технологические объекты в одно целое и придает им определенные функциональные возможности. Для ГНПС предусматриваются следующие технологические операции:

· прием нефти с нефтяных промыслов в резервуарный парк;

· дополнительная подготовка нефти к дальнему транспорту;

· откачка нефти из резервуарного парка и ее закачка в магистральный нефтепровод;

· одновременное осуществление приема и закачки нефти в нефтепровод;

· перекачка нефти через резервуарный парк (для удобства приемо-сдаточных операций);

· перекачка нефти с подключенной емкостью.

При осуществлении любой из перечисленных операций в работе находится резервуарный парк. Резервуарный парк предназначается как минимум для трех целей. Основное его назначение – выполнение роли буфера между нефтяным промыслом и магистральным нефтепроводом. Резервуарный парк компенсирует возникающий разбаланс производительностей промыслов и магистрального нефтепровода и тем самым обеспечивается относительно стабильный режим работы МН.

Вторая роль резервуарного парка – роль аварийной емкости, в которую принимается нефть, поступающая с промыслов при аварии на ГНПС или магистрали.

Третье назначение резервуарного парка – емкость для приема нефти, откачиваемой из поврежденной магистрали. При этом сокращаются аварийные потери нефти и уменьшается экологический ущерб от аварий.

- При входе на станцию нефть проходит через узел предохранительных устройств УП1, который защищает трубопроводы и технологическое оборудование станции от повышенного давления путем сброса части нефти из приемного трубопровода, когда давление в нем достигает максимально-допустимого значения. Сброс нефти должен осуществляться в специальную опломбированную емкость, т. к. она не прошла узел учета. Основу узла составляют предохранительные устройства прямого действия – клапаны типа СППК (специальный полноподъемный пружинный предохранительный клапан). Количество предохранительных клапанов зависит от требуемой пропускной способности. Схема узла предохранительных устройств.

После узла предохранительных устройств УП1 нефть поступает на узел учета нефти УУ1, где с помощью специальных счетчиков измеряется количество нефти, поступающей с промысла. Узел учета УУ1 является коммерческим и предназначен для осуществления приемо-сдаточных операций между промыслом и магистральным нефтепроводом. В состав коммерческого узла учета входят: рабочие измерительные линии; резервные измерительные линии; контрольная измерительная линия; трубопоршневая установка для поверки счетчиков (ТПУ); устройство регулирования расхода. На коммерческих узлах учета предусматривается установка блока контроля качества нефти на потоке. Схема узла учета нефти представлена на рис.2.3.

Непосредственная подача нефти в магистральный нефтепровод осуществляется насосами основной насосной станции (НС). Эти насосы создают основную часть напора (давления), за счет которого осуществляется движение нефти по трубопроводу до следующей насосной станции. На современных насосных станциях насосно-силовые агрегаты представлены преимущественно центробежными насосами типа НМ и электродвигателями нескольких разновидностей.

Насосы типа НМ (нефтяные, магистральные) предназначены для транспортирования нефти и нефтепродуктов со следующими характеристиками: температура – от –5 до +80⁰С; кинематическая вязкость – до 300^.10^-6м²/с; содержание механических примесей – до 0,06% по объему; размер частиц механических примесей – до 0,2 мм.

Насосы типа НМ помимо буквенных обозначений содержат в своей маркировке две группы цифр, первая из которых показывает номинальную производительность насоса (в м³/ч), вторая – соответствующий ей напор (в метрах столба перекачиваемой жидкости). В целом маркировка записывается следующим образом: НМ 10 000-210.

Насосы типа НМ производятся в двух конструктивных вариантах: насосы на малую производительность (до 710 м³/ч) изготовляются многоступенчатыми, секционными, с рабочими колесами одностороннего входа; насосы большой производительности (от 1250 до 10 000 м³/ч) -–одноступенчатыми, со спиральным корпусом и рабочим колесом двухстороннего входа. Оба варианта насоса имеют горизонтальное расположение оси ротора.

Конструкция одноступенчатых спиральных насосов допускает последовательное подключение не более трех агрегатов, поскольку допустимое давление корпуса насоса составляет 7,4 МПа (75 кГс/см²).

Для повышения экономичности работы насосных станций в различные периоды эксплуатации нефтепроводов насосы данного конструктивного варианта комплектуются сменными роторами с различными рабочими колесами на подачу 0,5 и 0,7 от номинальной, а насос НМ 10 000-210 комплектуется дополнительным сменным ротором на подачу 1,25 от номинальной.

На выходе из НС расположен узел регулирования давления, основными элементами которого являются регулирующие устройства. Как правило, в качестве основного регулирующего устройства в настоящее время является регулирующая заслонка. Узел регулирования давления предназначен для регулирования производительности станции и давления на ее выходе. Для обеспечения надежного регулирования процессом перекачки на узлах регулирования предусматривается не менее двух регулирующих устройств, соединенных между собой параллельно и размещенных на отдельных трубопроводах (нитках) узла (см. рис. 2.4).

Рис. 2.4. Узел регулирования давления.

Регулирование осуществляется методом дросселирования с помощью регулирующих заслонок, которые могут приводиться в действие либо «вручную» (от нажатия кнопки на щите оператора), либо от системы автоматики.

В последнем случае сигнал на прикрытие или приоткрытие дроссельного органа формируется системой автоматики в зависимости от численного значения ряда параметров, контролируемых системой автоматического регулирования (САР) станции. К таким контролируемым параметрам, в частности, относятся:

· минимально допустимое давление на входе НС, определяемое из условий бескавитационной работы насосов;

· максимально допустимое давление на входе НС, определенное из условия сохранения прочности трубопроводов и самих насосов;

· минимально допустимое давление на выходе НПС, определяемое из условия бескавитационной работы насосов последующей насосной станции нефтепровода;

· максимально допустимое давление на выходе НПС, определенное из условия сохранения прочности магистрального трубопровода, трубопроводов и оборудования последующей насосной станции нефтепровода;

· максимально допустимая скорость изменения давления на выходе НПС, определяемая условием предотвращения разрыва трубопроводов и оборудования НПС, а также магистрального нефтепровода.

Последний технологический объект, преодолеваемый потоком на выходе ГНПС, - узел подключения к магистрали (камера пуска средств очистки и диагностики). Камера предназначена для запуска очистных устройств с целью очистки внутренней полости трубопровода от различного рода отложений и средств внутритрубной диагностики. Запуск устройств производится без остановки перекачки, устройства перемещаются внутри трубопровода под гидродинамическим воздействием потока.

Кроме основных технологических операций, рассмотренных выше, на ГНПС магистральных нефтепроводов предусматриваются ряд операций вспомогательного характера. К их числу относятся:

· зачистка резервуаров от остатков нефти;

· опорожнение и зачистка трубопроводов, а также технологического оборудования от остатков нефти перед их ревизией и ремонтом;

· размыв донных отложений в резервуарах;

· закачка нефти из магистрального трубопровода в резервуары ГНПС при авариях на магистрали;

· сброс нефти в резервуары с узлов предохранительных устройств.

Зачистка резервуаров выполняется подпорными насосами, которые подают нефть из зачищаемых резервуаров либо в другие емкости, либо на прием насосов основной НС.

Опорожнение и зачистка технологических трубопроводов, а также технологического оборудования от остатков нефти производятся самотеком либо специальным зачистным насосом, установленным на подпорной насосной станции.

Кроме основных технологических объектов на ГНПС предусматриваются системы водоснабжения, теплоснабжения, канализации, пожаротушения, электроснабжения, автоматики, телемеханики, связи; производственно-бытовые здания, сооружения и другие объекты. Вспомогательные объекты и системы обеспечивают транспорту нефти требуемый уровень надежности, технической и экологической безопасности.

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).

2) Лицо, ответственное за безопасное производство работ. Перечислить работы на которых обязательно его присутствие. Обязоности лица ответственного:

1. Организовать введение работ кранами в соответствии с правилами безопасности ППР техническими условиями и технологическими регламентами

2. Недопускать к обслуживанию кранов необученный и неаттестованый персонал, определить необходимое число стропальщиков а так же необходимость по назначению сигналиста

3. Инструктировать крановщиков и стропальщиков по безопасному выполнению предстоящей работы

4. Недопускать использование немаркерованых и неисправных или несоответствующие характеру и массе груза СГЗП и тары

5. Обеспечить стропальщиков отличительными знаками а так же средствами и приспособлениями безопасного производства работ

6. Следить за выполнением крановщиками и стропальщиками производственный инструкций ППР и технологических регламентов

непосредственно руководить работами при загрузке и разгрузке полувагонов, при перемещении груза несколькими кранами, вблизи линии электропередачи, при перемещении груза кранами над перекрытиями, под которыми размещены производственные или служебные помещения, где могут находиться люди, при перемещении груза, на который не разработаны схемы строповки, а также в других случаях, предусмотренных проектами производства работ или технологическими регламентами;

Лицо, ответственное за безопасное производство работ кранами, назначается после проверки знаний им соответствующих разделов Правил устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов, инструкций крановщика и стропальщика комиссией с участием инспектор Госгортехнадзора и выдачи ему соответствующего удостоверения и должностной инструкции Периодическая проверка знаний одветственного лица проводится один раз в 3 года комиссией с участием инспектора Госгортехнадзора.

1.5. Ответственность за обеспечение безопасного производства работ кранами на каждом участке работ в течение каждой смены должна быть возложена только на одного работника. Фамилии этих лиц должны быть указаны на табличке, вывешенной на видном месте постоянного участка работ Копия приказа о назначении на ответственных лиц должна находиться на участке производства работ.