2 Пособие по дисциплине. 3 введение современные технологии многих производств базируются на трубопроводном транспорте различных сред газообразных, жидких, сыпучих и тому подобных
 Скачать 5.31 Mb.
|
|
2 =0,1. Помимо рабочих клапанов, число которых рассчитывается по зависимости (5.2) и округляется в большую сторону, на узлах предохранительных устройств предусматривается не менее 30% резервных клапанов от числа рабочих [15]. Дои после каждого предохранительного устройства устанавливается отключающие задвижки с ручным приводом, которые пломбируются в открытом положении. Трубопроводы после предохранительных устройств укладываются таким образом, чтобы обеспечивалось самотечное опорожнение их в сторону зачистного насоса или зачистной емкости. Для этого трубопроводам придают уклон 0,002 в соответствующем направлении. Узлы учета количества перекачиваемой нефти предусматривается, как правило, в тех местах магистральных нефтепроводов, где происходит прием нефти в магистраль или, наоборот, отпуск ее из нефтепровода различным потребителям либо другим транспортным организациям. Обычно узлы учета размещаются на станциях с резервуарными парками на ГНПС магистралей и КП трубопроводов они служат для коммерческого учета, а на ГНПС эксплуатационных участков - для оперативного учета и обслуживания потребностей АСУ ТП. Наиболее полный состав оборудования имеют узлы коммерческого учета. Принципиальная схема такого узла показана на рис. В состав коммерческих узлов учета входят рабочие измерительные линии, резервные измерительные линии контрольная измерительная линия трубопоршневая установка для поверки счетчиков (ТПУ); устройство регулирования расхода. На оперативных узлах учета ТПУ и устройство регулирования расхода часто не предусматриваются. 46 47 Основу всех узлов учета составляют средства измерения расхода жидкости. На современных магистральных нефтепроводах эти средства в большинстве случаев представлены турбинными счетчиками типа "Турбоквант". Данные счетчики зарекомендовали себя достаточно надежными и точными - погрешность выполняемых ими измерений составляет не более 0,5°/.. К числу достоинств счетчиков относятся сравнительно несложное устройство (рис) и простой принцип действия. Как видно из рис, измерение расхода жидкости в турбинном счетчике основано на определении скорости вращения ротора 2, приводимого в действие потоком нефти, проходящей через счетчик. Скорость вращения ротора регистрируется считывающим электромагнитным элементом 1, который реагирует на частоту прохождения мимо него лопастей ферромагнитной крыльчатки ротора 2. Сигналы от элемента 1 подаются на вторичный прибор, который показывает расход нефти и ее количество, прошедшее через счетчик за некоторый промежуток времени. Недостатком счетчиков данного типа является относительно узкий рабочий диапазон по расходу жидкости (рис. 5.10), обусловленный необходимой точностью измерений. Это обстоятельство, а также непостоянство производительности нефтепроводов в процессе их эксплуатации, вызвали потребность в нескольких измерительных линиях на узлах учета. Наличие нескольких параллельно включенных счетчиков (по одному в каждой измерительной линии) дает возможность включать в работу различное количество счетчиков (измерительных линий) в зависимости от производительности ГНПС и достигать тем самым требуемой точности измерений при любых расходах нефти. Число рабочих и резервных измерительных линий определяется по нормам технологического проектирования [15]. Количество рабочих линий при этом находится из условия обеспечения измерениям расхода заданной точности в диапазоне, соответствующем 30-100% пропускной способности нефтепровода производительности ГНПС). Такой норматив существует для узлов головных станций. Для узлов учета, расположенных в пунктах налива нефти на морской или речной транспорт, он составляет 10-100% от пропускной способности нефтепровода (соответствующего пункта. Число резервных измерительных линий принимается в размере 30-50% от числа рабочих. Независимо от наличия ТПУ узлы оснащаются одной контрольной измерительной линией. Общее число измерительных линий на любом узле учета количества нефти не должно превышать десяти. 48 Рис 5. 11. Узел регулирования давления Рис 5. 12. Принципиальные схемы различных типов резервуаров а – со стационарной крышей, б – с понтоном (1), в – с плавающей крышей (2) 49 Помимо счетчиков на каждой измерительной линии узлов учета устанавливается вспомогательное оборудование, обеспечивающее счетчикам надежную и качественную работу в течение достаточно длительного времени. К такому оборудованию в первую очередь относятся сетчатые фильтры, предназначенные для очистки нефти от механических примесей. Фильтры представляют собой вертикальные цилиндры с присоединительными патрубками в боковых цилиндрических поверхностях. Диаметры патрубков примерно в два раза превышают Д У счетчиков. Внутри корпуса фильтров располагается сетчатый фильтрующий элемент ячейками не более 2-10 мм. Иногда непосредственно перед счетчиками устанавливаются успокоители потока - струевыпрямители, которые изготовляются из труб диаметром, равным диаметру патрубков счетчиков. Внутри труб такого диаметра размещается пакет труб (не менее четырех штук) малого диаметра. Длина струевыпрямителя принимается равной двум-трем диаметрам патрубка счетчика. К применению струевыпрямителей прибегают для сокращения длины прямолинейных участков измерительных линий, которые предусматриваются перед счетчиками и после них для создания средствам измерения благоприятных условий работы. Протяженность данных участков должна быть соответственно не менее 20 и 10 диаметров трубопровода измерительных линий. Применение струевыпрямителей дает возможность сократить протяженность прямолинейного участка перед счетчиком до 10 диаметров трубопровода и тем самым уменьшить габаритные размеры узла учета. Узел регулирования давления находится на выходе всех нефтеперекачивающих станций. Основным элементом узлов подобного типа является регулирующее устройство. В большинстве случаев это регулятор давления или регулирующая заслонка. Общий вид схемы узла регулирования приведен на рис. Для обеспечения регулированию процессом перекачки достаточной надежности на узлах регулирования предусматривается не менее двух регулирующих устройств, соединенных между собой параллельно и размещенных на отдельных трубопроводах (нитках) узла. Схема узла разрабатывается таким образом, чтобы создавалось равномерное распределение потока между регулирующими устройствами и потоки жидкости имели упорядоченную структуру. Это достигается выполнением всех ниток равновеликими по гидросопротивлению и созданием на каждой нитке прямолинейных участков дои после регулирующих устройств протяженность 50 прямолинейных участков принимается равной не менее пяти диаметров ниток. Одним из основных этапов в разработке узла регулирования давления является этап выбора регулируемого устройства. При выборе устройства руководствуются преимущественно тремя критериями Во-первых, рекомендуемой областью применения регулирующего устройства, во-вторых, допустимым перепадом давления на устройстве, ограниченным опасностью "заклинивания" регулирующего органа и кавитацией. Третьим критерием подбора регулирующего устройства является перепад давления на нем при отсутствии регулирования. Этот перепад по [15] должен быть равен не более 0,02-0,03 МПа. Из существующих типов регулирующих устройств на нефтеперекачивающих станциях могут использоваться регуляторы давления, регулирующие заслонки, шаровые краны. Преимущественное применение находят два первых типа устройств. Регуляторы давления (двухседельные клапаны) по своим параметрам пригодны для трубопроводов диаметром до 800 мм, а регулирующие заслонки - для трубопроводов различных диаметров. Это обеспечивает заслонкам большую область применения. Однако по другому показателю - допустимому перепаду давления - они уступает регуляторам, так как значение этого параметра у них составляет 2 МПа против 4 МПа у регуляторов давления. Главным критерием при выборе типа регулирующего устройства по допустимому перепаду давления является требование [15], диктующее принимать лишь те устройства, для которых допустимый перепад давления соответствует напору одного магистрального насоса при максимальной производительности станции. Потребное количество регулирующих устройств для узла регулирования определяется на основе пропускной способности одного устройства и максимальной производительности нефтеперекачивающей станции. Пропускная способность одного устройства рассчитывается по формуле КУ, где К - пропускная способность одного регулирующего устройствам с 1,2 – коэффициент запаса Ку - условная пропускная способность регулирующего устройствам с 51 Р – перепад давления на регулирующем устройстве при отсутствии регулирования, он должен быть равен не более 0,2-0,3 кгс/см 2 ; - плотность нефти, т/м 3 Количество регулирующих устройств на узле находится как частное отделения максимальной производительности нефтеперекачивающей станции Q max (см. раздел 7) на Ус последующим округлением полученной цифры до большего значения. Обычно узел регулирования стремятся упростить ив расчет принимаются такие устройства, которые обеспечивают примерное равенство У кВ этом случае на узле устанавливается минимум требуемого количества регулирующих устройств - два. Одно из них является рабочим, другое - резервным. Резервуарный парк на ГНПС предназначается для различных операций, которые были раскрыты в разделе 5.1. Резервуарные парки ГНПС нефтепровода от ГНПС эксплуатационных участков отличает в основном емкость. Объем резервуарного парка ГНПС нефтепровода ввиду более широкого назначения его принимается заметно большим, чему ГНПС участка и составляет посуточную подачу станции. Емкость парка ГНПС эксплуатационного участка равна 0,3-0,5 суточной производительности станции. Подбор резервуаров для всех видов ГНПС магистральных нефтепроводов регламентируется ВНТП 2-86, которыми предусматривается применение только резервуаров с понтоном или плавающей крышей. Использование других типов резервуаров допускается лишь при соответствующем технико-экономическом обосновании эффективности их применения. Такое предпочтение определенным типам резервуаров объясняется следующими причинами. Резервуары с плавающей крышей или понтоном практически не имеют паровоздушного пространства над уровнем нефти (рис, поэтому продукты испарения нефти в них не образуются и не теряется при заполнении резервуаров, а также при повышении температуры нефти и окружающего воздуха. У резервуаров со стационарной крышей, альтернативных рассмотренным, но более простыми менее дорогим, паровоздушное пространство занимает достаточно большой объем и зависит от уровня нефти в резервуаре (рис. 3.12). По этой причине в резервуарах подобного типа всегда присутствуют продукты испарения нефти, которые выходят в атмосферу практически свободно, преодолевая лишь относительно небольшое сопротивление специального клапана на кровле резервуара (на рис клапан не показан. В результате в резервуарах со стационарной крышей наблюдаются значительные потери нефти от 52 испарения, что приносит не только экономический ущербно и экологический ущерб достаточно больших размеров. Выбор типоразмера резервуаров и определение потребного количества резервуаров для парков ГНПС выполняются одновременно входе технико-экономических расчетов по нескольким вариантам парков, отличающимся типоразмерами, резервуаров и их количеством. Окончательно принимается вариант с наименьшими затратами на строительство и эксплуатацию парка. При определении всех видов затрат, связанных с резервуарным парком, во внимание принимаются не только затраты на резервуары, но также - затраты на строительство и эксплуатацию технологических трубопроводов резервуарного парка, - затраты, связанные с отчуждением земель под строительство парка и выведением земель из сельскохозяйственного производства, - экономический и экологический ущерб от потерь нефти в виде испарений. Проектная и эксплутационная практика показывает, что наименьшие совокупные затраты на строительство и эксплуатацию резервуарных парков наблюдаются для вариантов с меньшим количеством резервуаров и меньшей площадью парка. По этой, а также по другим причинам существует тенденция к увеличению единичной емкости резервуаров. Количество резервуаров для каждого варианта парка находится по формуле p Е П П V К V n , где П – количество резервуаров в парке. П – требуемая емкость резервуарного паркам 2КЕ - коэффициент использования емкости, принимаемый по [15]. V - геометрическая емкость резервуара данного типоразмера принимаемая по справочным данным, в частности, по [12,27], м 3 Из общего количества резервуаров на каждой ГНПС обязательно выделяется не менее двух емкостей для приема нефти от узлов предохранительных устройств. В выделенных резервуарах при эксплуатации станций постоянно резервируется свободный объем, равный не менее двухчасовой производительности станций Технологические схемы резервуарных парков выполняются таким образом, чтобы они позволяли осуществлять зачистку всех резервуаров подпорными насосами или самотеком, чтобы, при аварии на линейной части нефтепроводов имелась возможность обратной закачки нефти из магистралей в резервуары с помощью подпорных насосов 53 6. ПРОМЕЖУТОЧНЫЕ ПЕРЕКАЧИВАЮЩИЕ СТАНЦИИ Промежуточные нефтеперекачивающие станции (ПНПC) в общем случае состоят из следующих объектов узла фильтров-грязеуловителей, системы сглаживания волн давления, насосной станции, узла регулирования давления к узла подключения ПНПС к магистрали. Принципиальная технологическая схема станции показана на рис. Основной технологический объект ПНПС - собственно насосная станция НС - идентичен основной насосной станции ГНПС как по оборудованию, таки по зданию. Узлы регулирования давления у этих станций также одинаковы. К специфическим технологическим объектам ПНПС, отсутствующим на ГНПС, относятся узел фильтров-грязеуловителей ФГ и система сглаживания волн явления ССВД. Сравниваемые станции несколько отличаются и узлами подключения к магистрали (рис. 6.2). Узел фильтров-грязеуловителей размещается на входе ПНПС. Он служит для очистки транспортируемой нефти от относительно крупных механических включений перед подачей жидкости на вход насосных агрегатов. Данный узел состоит из параллельно соединенных фильтров рис, установленных на открытой площадке. В типовом варианте узла используется три аппарата. Схема устройства отдельного фильтра, представлявшего из себя конструкцию типа "труба в трубе, показана на рис. Состояние фильтров при их эксплуатации постоянно контролируется с помощью манометров, установленных на входе и выходе каждого аппарата. При повышенном перепаде давления на каком-либо из фильтров он отключается. Содержащиеся в нем механические скопления удаляется. Системе сглаживания волн давления предназначается для защиты магистрального трубопровода, трубопроводов и оборудования ПНПС от гидравлического удара с помощью сброса части перекачиваемой нефти из приемного трубопровода ПНПС в специальную емкость. Устройство и принцип действия данной системы рассмотрены в разделе 8.5. Узел подключения ПНПС к магистрали может иметь два варианта. Они показаны на рис. Основным или более распространенным является вариант с камерами приема и пуска скребка, допускающий постанционную очистку линейной части магистральных трубопроводов. Прием очистного устройства на ПНПС осуществляется следующим образом. При получении сигнала о приближении устройства к станции, нормально открытая задвижка 3 закрывается, одновременно открываются нормально закрытые задвижки 1 и 4. Поток нефти начинает 54 Рис. 6.1. Принципиальная технологическая схема ПНПС: НС – насосная станция УР – узел регулирования давления УМ – узел подключения НПС к магистрали ФГ – узел фильтров- грязеуловителей; ССВД – система сглаживания волн давления ЕВ – ѐмкость сброса ударной волны Рис. 6. 2. Схема узла подключения ПНПС к магистрали ас камерами приѐма и пуска скребка б – с системой пропуска скребка через ПНПС 55 56 проходить через камеру скребка А, куда увлекает за собой очистное устройство (скребок. Как только скребок оказывается в камере А, задвижки 1, 3 и 4 приводятся в исходное состояние - задвижка 3 открывается, а задвижки 1 и 4 закрываются. Принятый скребок извлекается из камеры А через люк в торцевой части камеры. Запуск скребка или очистного устройства выполняется с помощью камеры пуска скребка Б. В исходном состоянии задвижки 2 и 5 закрыты, поток нефти с выхода станции поступает в магистраль через открытую задвижку 6. В открытый люк камеры 6 помещается очистное устройство и проталкивается вглубь камеры таким образом, чтобы трубопровод, идущий от задвижки 5, не перекрывался устройством. Затем люк камеры 6 закрывается, открываются задвижки 5 и 2, а задвижка 6 закрывается. Поток нефти проходит через камеру Б и выносит из нее очистное устройство в магистраль. При получении сигнала о выходе устройства в магистраль задвижки 2, 5 и 6 приводятся в исходное состояние. Сигналы о приближении очистного устройства к станции, о поступлении его в камеру приема скребка, а также о выходе устройства со станции подаются специальными сигнализаторами прохождения скребка, которые устанавливаются на входе и выходе станций и размещаются на магистрали через определенные расстояния. Назначение основных элементов другого варианта узла подключения ПНПС к магистрали и функционирование данного узла наглядно прослеживается по рис и не требуют дополнительных пояснений. Данный вариант подключения практикуется на участках нефтепроводов, не подверженных ощутимому загрязнению в процессе их эксплуатации. Узел подключения к магистрали ГНПС эксплуатационного участка аналогичен узлу подключения ПНПС. ГНПС нефтепровода имеет несколько отличный вид узла. У этих станций узел подключения содержит только камеру пуска скребка. 7. ОСОБЕННОСТИ ПОДБОРА НАСОСОВ И ПРИВОДЯЩИХ ДВИГАТЕЛЕЙ ДЛЯ НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ НЕФТЕПРОВОДОВ Основные принципы подбора насосов для НС магистральных нефтепроводов заложены в нормальном ряде насосов типов ПМ и НПВ [27, 28], а также в нормах технологического проектирования [15]. Для основных НС ГНПС и НС ПНПС нормами [15] предусматривается две схемы соединения насосов последовательная основная) и параллельно-последовательная (аварийная. 57 Аварийная схема соединения насосов практикуется только для НПС параллельно проходящих нефтепроводов, уложенных водном "коридоре, и как временная, к которой прибегают при аварии на ближайшей НПС соседнего нефтепровода. Данная схема позволяет заменить временно вышедшую из строя станцию и вести перекачку на ее участке одной станцией рядом расположенного нефтепровода сразу по двум параллельным нефтепроводам. Суммарная производительность двух объединенных таким образом магистралей оказывается выше, чем при раздельной работе магистралей с аварийно отключившейся станцией на одной из них. Основная последовательная схема соединения насосов НС значительно более употребима. Она показана на рис ирис. При заранее определенной схеме соединения насосов подбор их упрощается. В рассматриваемом случае он выполняется по производительности станций нефтепровода. В частности, по производительности Q и Q |