7. Эксплуатация перекачивающих станций для обучающихся 3 курса специальности 21. 02. 03 Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ
 Скачать 0.76 Mb.
|
|
ТЕМА 1.4. ХАРАКТЕРИСТИКА СЫРЬЯ И ГОТОВОЙ ПРОДУКЦИИ Классификация и условное обозначение нефтей Сырой нефтью называют жидкую природную ископаемую смесь уг- леводородов широкого физико-химического состава, которая содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и слу- жит основным сырьем для производства жидких энергоносителей (бензи- на, керосина, дизельного топлива, мазута), смазочных масел, битумов и кокса. Нефть, добываемая из земных недр, отделяется на промыслах от растворенного газа, воды и солей. 15 Нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с тре- бованиями действующих нормативных документов, называется товарной нефтью. Согласно ГОСТ Р51858-2002 товарную нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды по физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких меркаптанов. В зависимости от массовой доли серы нефть подразделяют на классы (см. табл. 1). По плотности, выходу фракций и массовой доле парафина нефть подразделяют на 5 типов: 0 – особо легкая, 1 – легкая, 2 – средняя, 3 – тяжелая, 4 – битуминозная. Характеристика нефтей различных типов представлена в табл. 2. По степени подготовки к транспортировке и переработке нефти де- лятся на 3 группы (см. табл. 3). В зависимости от содержания сероводоро- да и легких меркаптанов нефть подразделяют на виды (см. табл. 4). Условное обозначение нефти состоит из четырех цифр, соответст- вующих обозначениям класса, типа, группы и вида нефти. При поставке нефти на экспорт к обозначению типа добавляется индекс «э». Таблица 1 – Классы нефти Класс нефти Наименование Массовая доля серы, % 1 Малосернистая До 0,60 включительно 2 Сернистая От 0,61 до 1,80 3 Высокосернистая От 1,81 до 3,50 4 Особо высокосернистая Свыше 3,50 Таблица 2 – Типы нефти Норма для нефти типа 0 1 2 3 4 Наименование параметра Для эконо- мики страны Для экс- порта Для эконо- мики страны Для экс- порта Для эконо- мики страны Для экс- порта Для эконо- мики страны Для экс- порта Для эконо- мики страны Для экс- порта Плотность, кг/м 3 при температуре: 20 0 С 15 0 С Не более 830,0 Не более 834,5 830,1-850,0 834,6-854,4 850,1-870,0 854,5-874,4 870,1-895,0 874,5-899,3 Более 895,0 Более 899,3 Выход фракций, %, не менее, до температуры 200 0 С - 30 - 27 - 21 - - - - 300 0 С - 52 - 47 - 42 - - - - 350 0 С - 62 - 57 - 53 - - - - Массовая доля парафина, %, не более - 6,0 - 6,0 - 6,0 - - - - Примечание – Если по одному из показателей (плотности или выходу фрак- ций) нефть относится к группе с меньшим номером, а по другому к группе с боль- шим номером, то нефть признают соответствующей группе с большим номером. 16 Таблица 3 – Группы нефти по степени подготовки Норма для нефти группы Наименование показателя 1 2 3 1. Массовая доля воды, %, не более 0,5 0,5 1,0 2. Концентрация хлористых солей, мг/дм 3 , не более 100 300 900 3. Массовая доля механических примесей, %, не более 0,05 4. Давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст.), не более 66,7 (500) 66,7 (500) 66,7 (500) 5. Содержание хлорорганических соединений, млн -1 (ppm), не более Не нормируется. Определение обязательно Примечание – Если по одному из показателей нефть относится к группе с меньшим номером, а по другому к группе с большим номером, то нефть признают соответствующей группе с большим номером Таблица 4 – Виды нефти по массовой доле сероводорода и легких меркаптанов Норма для нефти вида Наименование показателя 1 2 3 1. Массовая доля сероводорода, млн -1 (ppm), не более 20 50 100 2. Массовая доля метил - и этилмеркаптанов в сумме, млн -1 (ppm), не более 40 60 100 Примечание – Нефть с нормой « менее 20 млн -1 (ppm)» по показателю 1 таб- лицы считают не содержащей сероводород Классификация товарной нефти Класс 1, 2, 3, 4 По содержанию серы Тип 0, 1, 2, 3, 4 По плотности и сод. парафина Товарная нефть по ГОСТ Р51858- 2002, Группа 1, 2, 3 По сод. воды и хлористых солей Вид 1, 2 По сод. H 2 S и меркаптанов Товарной называется нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями государственных стандартов и технических условий. Тип, группа и вид нефти устанавливается по наихудшему значению показателя. Условное обозначение нефти состоит из четырех цифр, соответст- вующих обозначениям класса, типа, группы и вида нефти. При поставке нефти на экспорт к обозначению типа добавляется ин- декс «э». 17 Пример маркировки: Нефть 1.2.1.1. ГОСТ Р51858 ТЕМА 1.5. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА ПЕРЕКАЧИВАЮЩЕЙ СТАНЦИИ На головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются сле- дующие: приём и учёт нефти; краткосрочное хранение нефти в резервуа- рах; внутристанционные перекачки нефти (из резервуара в резервуар); за- качка нефти в магистральный трубопровод; пуск в трубопровод очистных и диагностических устройств. На ГНПС может производиться подкачка нефти из других источников поступления, например, из других нефтепро- водов или попутных нефтепромыслов. На промежуточных нефтеперекачивающих станциях происходит по- вышение напора транспортируемой нефти с целью обеспечения её даль- нейшей перекачки. Технологический процесс перекачки осуществляется согласно утвер- жденным технологическим картам нефтепровода и технологическим ре- жимам перекачки. Основной схемой технологического процесса перекачки нефти НПС с емкостью является перекачка с «подключенными резервуарами» или «че- рез резервуары». Нефть по подводящему трубопроводу поступает на НПС через при- емные задвижки, расположенные в узле пуска и приема СОД (средства очистки и диагностики), и направляется на фильтры-грязеуловители. Пе- репады давления в фильтрах-грязеуловителях необходимо регистрировать раз в 12 часов, а после проведения работ на линейной части не реже одного раза в час. При превышении максимального перепада давления на фильт- ре-грязеуловителе более или равном 0,05 МПа он должен быть отключен и очищен. Для очистки фильтров-грязеуловителей отключить задвижки, предварительно включив резервный фильтр-грязеуловитель. Нефть, очи- щенная от механических примесей, парафино-смолистых отложений, по- 18 сторонних предметов, поступает в технологические резервуары где прово- дится ее дополнительное отстаивание, а также осуществляется коммерче- ский учет. Для защиты технологических трубопроводов и арматуры резер- вуарного парка от превышения давления на НПС установлены предохра- нительные клапаны. Сброс нефти от предохранительных клапанов преду- смотрен в технологические резервуары. После сброса нефти от предохра- нительных клапанов сбросные линии должны быть освобождены от нефти. Для подачи нефти от резервуаров к основным насосам предусмотре- на(ны) подпорная станция , которая предназначена для подачи нефти на вход магистральных насосов, так как при откачке из резервуаров магист- ральные насосы не в состоянии вести откачку нефти без предварительного создания давления нефти на их входе. Из резервуаров нефть откачивается подпорным насосным агрегатом НПВ, через узлы учета количества и каче- ства нефти и предохранительные клапаны подается на прием магистраль- ной насосной. Предохранительные клапаны предназначены для защиты от повышения давления технологических трубопроводов и арматуры между подпорной и магистральной насосной. С помощью узлов учета количества и качества нефти и ТПУ (трубопоршневая установка для поверки счетчи- ков) ведется коммерческий или оперативный учет нефти. После узла регуляторов давления нефть через выкидную задвижку НПС подается в магистральный нефтепровод. Откачка нефти в магист- ральный нефтепровод осуществляется посредством магистральных насо- сов типа НМ. На участке трубопровода от магистральной насосной до магистраль- ного нефтепровода установлен узел регулирования давления для поддер- жания заданных величин давления. ТЕМА 1.6. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПУСКА, ОСТАНОВКИ УСТАНОВКИ ПРИ НОРМАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ 1. Пуск в кнопочном (ручном) режиме При пуске насосного агрегата в кнопочном режиме ключ выбора режима управления на общестанционной панели устанавливается в положение «ме- стное», а на панели запускаемого агрегата в положение «кнопочное». Пуск насосного агрегата производится в следующей последовательности: - кнопкой «пуск» открыть задвижку на приеме агрегата; - нажать кнопку «пуск» на открытие задвижки на нагнетании агрегата; - убедившись, что задвижка пошла на открытие, нажать кнопку «пуск» на включение насосного агрегата. Ход разворота агрегата и его работа контролируется по показаниям амперметра и приборов давления. Остановка насосного агрегата производится кнопкой «стоп», закрытие агрегатных задвижек кнопкой «закрытие». 19 2. Пуск в автоматическом режиме При пуске в автоматическом режиме ключ выбора режима управления на общестанционной панели устанавливается в положение «местное», а на панели насосного агрегата(ов) выбираемого(ых) на запуск в положение «автоматическое». На остальных агрегатах ключ выбора режима остается в положении «кнопочный». Контроль за ходом выполнения программы запуска агрегата осущест- вляется по исполнительной сигнализации. Остановка в автоматическом режиме производится при срабатывании защит, а также нажатием кнопки «остановка». 3. Пуск насосного агрегата из состояния аварийного резерва (ре- жим АВР) Номер агрегата, устанавливаемый в режим АВР, определяется на- чальником смены по согласованию с диспетчером РДП. Подготовку насосного агрегата в режим АВР производят согласно ин- струкции «Подготовка к запуску агрегатов в режиме АВР». На панели насосного агрегата переключатель выбора режима работы устанавливается в положение «резерв», после чего нажимается кнопка «пуск агрегата» и контролируется ход выполнения программы установки агрегата в резерв. При этом задвижки на приеме и нагнетании агрегата от- крываются, что сигнализирует о завершении операции постановки агрегата в резерв. Ключ выбора режима работы на агрегатной панели щита управ- ления устанавливается в положение «автоматический». ТЕМА 1.7. ВОЗМОЖНЫЕ НЕПОЛАДКИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И ОБОРУДОВАНИЯ. ОСНОВНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ НАРУШЕНИЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И АВАРИЙ Типичные виды аварий и инцидентов на нефтеперекачивающих станциях: В резервуарном парке возможны: Перелив резервуара. Механическое повреждение резервуара или его элементов с выходом или без выхода нефти (потопление понтона, вмяти- ны, хлопуны, неисправность катучей лестницы). Раскачка резервуара ниже минимально-допустимого уровня При работе насосной Срабатывание защиты вследствие повышенных утечек торцевых уп- лотнений, отказа маслосистемы или системы оборотного водоснабжения или подпорной вентиляции, системы откачки утечек. Нарушение герме- тичности корпуса насоса При эксплуатации оборудования 20 Общие коррозионные повреждения или питтинговые коррозионные повреждения. Воздействия, создающие сверхнормативные нагрузки на трубопровод. Перемещение трубопровода в результате стихийных явлений (оползни, паводки, карстовые явления и др.). Трещинообразования или де- фекты материала труб и оборудования, которые понижают прочность и требуют для обеспечения безопасности снижения рабочего давления на 20% и более от установленного или отключения объекта. Ошибочные сра- батывания систем автоматики или ошибочные действия персонала, кото- рые приводят к повышению рабочего давления в трубопроводе на 10% и более от разрешенного. Условия эксплуатации, вынудившие в целях безо- пасности снизить величину рабочего давления на 20% и более или отклю- чить объект Возможные причины аварий: Возможными причинами аварий могут быть: - ошибочные действия персонала при пусках и остановках нефтена- сосных, несоблюдение очередности оперативных переключений техноло- гических трубопроводов и запорной арматуры и др.; - отказ приборов контроля и сигнализации, систем управления; - отказ электрооборудования и исчезновение электроэнергии; - производство ремонтных работ без соблюдения необходимых орга- низационно-технических мероприятий; - старение оборудования (моральный или физический износ); - коррозия оборудования и трубопроводов (образование свищей); - применение запорной арматуры без необходимых прочностных ха- рактеристик (несоответствие Р у и Д у ); - гидравлический удар; - факторы внешнего воздействия (ураганы и удары молний и др.). Система предупреждения аварий и повреждений. Для предотвращения осложнений в районе резервуаров осуществляют контроль за следующими основными параметрами: • предельными уровнями нефти (нефтепродуктов) в резервуаре; • давлением парогазовой смеси в нем; • уровнем загазованности резервуарного парка в результате «дыха- ний» резервуаров, утечек из фланцевых сооружений, задвижек и т.д. Автоматический контроль за предварительно установленными верх- ним и нижним предельными уровнями нефти (нефтепродуктов) в резер- вуаре осуществляют с помощью сигнализаторов уровня различных моди- фикаций, основанных на поплавковом, ультразвуковом, радиоизотопном и других методах контроля. Абсолютная погрешность измерения и срабаты- вания сигнализаторов аварийного уровня не должна превышать ±10 мм. При достижении максимального или минимального аварийного уровня нефти (нефтепродукта) в резервуаре на операторном щите появляется све- тозвуковой сигнал, на основании которого оператор совместно с диспетче- ром обязан принять меры к снижению взлива (или прекращению откачки) 21 до технологического верхнего уровня. Избыточное давление в газовом пространстве резервуаров не должно превышать 2000 Па, а вакуум - 250 Па. Контроль за этими величинами осуществляется подключением к специальному штуцеру на крыше резер- вуара U-образного водяного дифманометра. Уровень загазованности воздуха в резервуарном парке контролирует- ся с помощью специальных газоанализаторов. Защита резервуаров от повышенного давления поступающей в резер- вуарный парк нефти (нефтепродукта) обеспечивается с помощью предо- хранительных клапанов, подключенных к всасывающим трубопроводам НПС. ТЕМА 1.8. КОРРОЗИОННАЯ ЗАЩИТА ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ Процесс разрушения трубопроводов под воздействием внешней и внутренней окружающей среды называется коррозией. Среда, в которой трубопровод подвергается коррозии, называется коррозионной или агрес- сивной. По характеру взаимодействия металла труб со средой различают два основных типа коррозии: химическую и электрохимическую. Химической коррозией называется процесс разрушения всей поверх- ности металла при его контакте с химически агрессивным агентом, при этом он не сопровождается возникновением и прохождением по металлу электрического тока. Химическая коррозия имеет сплошной характер. Электрохимическая коррозия – это процесс разрушения металла, со- провождающийся образованием и прохождением электрического тока. При электрохимической коррозии в отличие от химической, на поверхно- сти металла образуется не сплошное, а местное повреждение в виде пятен и раковин большой глубины. Сущность электрохимической коррозии заключается в том, что в ре- зультате взаимодействия металла с окружающей средой происходит рас- творение и разрушение металла, сопровождающееся прохождением элек- трического тока. Металл, из которого изготовлены трубы, не химически чистый элемент, а технический сплав, в котором содержатся вкрапления элементов, отличающихся по своей активности. Когда поверхность метал- ла смочена полярной (электропроводной) жидкостью – водой, то между вкраплениями, отличающимися по активности, возникает электрический ток. Электрохимическая коррозия стенок труб возникает в результате кон- такта с жидкостями, имеющими кислые или щелочные основания. Кроме коррозии металлов указанных видов, в промысловой сети мо- жет возникать биокоррозия. Биокоррозия трубопроводов вызывается ак- тивной жизнедеятельностью микроорганизмов. Биокоррозия происходит под действием бактерий, обитающих в сточных водах, скважинах и про- 22 дуктивных горизонтах. Разнообразные состояния металлических поверхностей, состав сред, находящихся с ними в контакте, обусловливают различные механизмы протекания коррозии. Естественно, что это требует и различных методов защиты от нее. Способы защиты трубопроводов от наружной коррозии подразделя- ются на пассивные и активные. Пассивные способы защиты предусматривают изоляцию наружной поверхности трубы от контакта с грунтовыми водами и от блуждающих электрических токов, которая осуществляется с помощью противокорро- зионных диэлектрических покрытий, обладающих водонепроницаемостью, прочным сцеплением с металлом, механической прочностью. Для защиты от электрохимической коррозии применяются активные способы электрохимической защиты. Активные способы защиты трубопроводов от наружной коррозии предусматривают создание такого электрического тока, в котором весь ме- талл трубопровода, несмотря на неоднородность его включений, становит- ся катодом, а анодом является дополнительно размещенный в грунте ме- талл. К активной защите относят: электрический дренаж, протекторную и катодную защиту. Металлические изделия могут никелировать, цинковать или покры- вать другими металлами. Эти покрытия эффективны, пока не нарушена целостность покрывающего слоя. Нарушение его будет разрушать металл, имеющий более отрицательный потенциал. Так, в случае покрытия оловом будет разрушаться слой олова, а при оцинкованных поверхностях – слой цинка. Неметаллические покрытия – защита маслами, смазками, красками (эмалями). Жидкие масла стекают с вертикальных и наклонных поверхно- стей. Восстановление смазочного защитного слоя осуществляется включе- нием механизма в работу или прокручиванием валов механизмов вручную. Смазки, эмали или смазочные масла надежно изолируют металличе- ские поверхности от воздействия внешней среды. Однако их защита эф- фективна до тех пор, пока защитный слой не нарушен. Изменение состава среды (обработка) осуществляется путем ввода ин- гибитора коррозии или удалением растворенного в жидкости воздуха. Протекторная защита резервуаров типа РВС и трубопроводных конструкций. Сущность протекторной защиты заключается в создании защитного потенциала на днище (стенке) резервуара при протекании тока в гальвани- ческой паре - корпус резервуара - протектор. Традиционно для массового выпуска протекторов применяются спла- вы на основе магния марки МП1 и МП2 по ГОСТ 2625184. Разработаны и применяются много марок магниевых, цинковых и алюминиевых сплавов. При производстве некоторых специальных протекторов используются 23 также ниобий, серебро, золото, платина и др. металлы. Количество протекторов и расстановка их на днище и стенках резер- вуаров зависят от вместимости и режима работы резервуаров. При эксплуатации объектов, защищенных только антикоррозионными покрытиями, сквозные повреждения металла возникают уже через 5-8 лет (при наличии блуждающих токов – через 2-3 года). Установка протекторов позволяет значительно увеличить этот сроки снизить эксплуатационные затраты на защиту от коррозии трубопроводов и резервуаров. С помощью одного магниевого анода защищают до 8 км трубопровода с покрытием, без него - всего 30 м. Существуют различные схемы установки протекторов – как одиноч- ных, так и группами, в зависимости от сооружений, которые необходимо защитить, и сред, в которых эти сооружения находятся. Норма расхода протекторов на 1 км трубопровода зависит от свойств грунта и массы протектора. Для примера, 10 килограммовый магниевый протектор за- щищает отрезок трубопровода длиной 1-2 км, при этом протекторы могут устанавливаться как одиночно, так и группами по 5-15 штук на расстоянии 5 м от трубопровода. Возможны и другие варианты защиты трубопровода: с прерывистым протяженным протектором; с одним непрерывным; с двумя непрерывными – в этих случаях протектор укладывается в одну траншею с трубопроводом. Днища РВС защищаются с помощью протекторных групп, равномер- но расположенных по окружности радиусом на 3-5 м больше, чем радиус резервуара. Протекторы размещаются в вертикальных шурфах. Во всех случаях в местах установки организуется контрольно-измерительный пункт (КИП), с помощью которого отслеживается состояние каждого про- тектора. Расположение и количество протекторов определяются проектом. Исходные данные для расчета: сопротивление покрытия, диаметр трубо- провода (резервуара), электрохимические характеристики протектора и удельное электрическое сопротивление грунта. Основные расчетные пара- метры – сила тока в цепи «протектор-сооружение», длина защищаемого участка и срок службы протекторов. Проект в любом случае будет опреде- лять, какие части сооружения стоит оборудовать СКЗ, какие – протектора- ми. Хотя протекторная защита в состоянии защитить от коррозии сталь- ные сооружения и без их окраски (для этого достаточно обеспечить более высокую плотность защитного тока, что потребует увеличения количества протекторов, наиболее целесообразно использовать протекторы одновре- менно с покрытиями. Комплексная защита дает более равномерное рас- пределение тока по поверхности конструкций, компенсирует дефекты по- крытия, связанные с его неизбежным разрушением при монтаже, транс- портировке и в процессе эксплуатации, в том числе в вследствие естест- венного старения металла. |