УМКД ГНП. УМКД, НПС, МиО ГНП , Kovalenko_2005_1. Учебнометодический комплекс для студентов специальности 170 05 01 Проектирование, сооружение и эксплуатация
 Скачать 6.46 Mb.
|
|
2.4. Технологические схемы нефтеперекачивающих станций Технологической схемой НПС называют внемасштабный рисунок, на котором представлена принципиальная схема работы НПС в виде системы внутристанционных коммуникаций (трубопроводов) с установленным на них основными вспомогательным оборудованием, атак же с указанием диаметров и направлений потоков (рис 1.4). Рис. Технологическая схема промежуточной нефтеперекачивающей станции І – основной трубопровод ІІ – проектируемый трубопровод ІІІ – трубопровод паров нефти І – трубопровод утечки V – задвижка с электроприводом IV – клапан обратный фланец-заглушка; VIII – переход на трубопроводе IX – направление потока нефти X – счетчик ультразвуковой XI – заслонка XII – камера приема (пуска) СОД; 1 – насос центробежный 2 – фильтры-грязеуловители; 3 – регулятор давления 4 – емкость для сбора и утечек и дренажа с насосами откачки утечек 5 – клапан предохранительный насос центробежный с ротором с электродвигателем 8 – резервуар- сборник нефти объемом 100 мот системы сглаживания волн давления и дренажа 9 – емкость для сбора утечек нефти и дренажа технологических трубопроводов с погруженным насосом с электродвигателем N = 15 кВт 10 – устройство сглаживания волн давления 11 – счетчик ультразвуковой 12 – фильтры-грязеуловители с патрубками регулирующая заслонка на суммарную производительность 4100 м 3 /ч. Основными элементами, изображенными на технологической схеме НПС, являются – система обвязки (соединение трубопроводных коммуникаций) НПС, отражающая принятую технологическую схему перекачки 15 – схема обвязки резервуарного парка (если такой имеется – схема обвязки подпорных (если они имеются) и основных насосов – узлы технологических задвижек (манифольды); – размещение технологического оборудования фильтров- грязеуловителей, регуляторов давления, улавливания и сбора утечек, дренажа и т. д) – узлы учета нефти (если таковые имеются – узлы приема и ввода в трубопровод очистных и диагностических устройств – предохранительные клапаны. Принятая на длинном трубопроводе технология перекачки нефти диктует схему соединения насосов и резервуаров. Среди возможных схем можно выделить три основные (рис. 1.5.): из насосав насос, постанцион- ную, с подключением резервуаров. Рис. 1.5. Основные технологические схемы перекачки нефти а – постанционная; б – через резервуар в – с подключением резервуаров г – из насосав насос І – задвижка закрыта ІІ – задвижка открыта 1 – резервуар 2 – насосный цех. При использовании схемы перекачки из насосав насос, резервуары промежуточных НПС (если они имеются) отключаются от трубопровода и нефть с предыдущего участка подается непосредственно в насосы этих станций для дальнейшей транспортировки последующему участку см. рис. 1.5, г. Такая схема перекачки весьма прогрессивна, поскольку исключает сооружения дорогостоящих резервуарных парков. Недостатком этой схемы является жесткая гидравлическая связь всех участков, работающих в этом режиме, поскольку любое изменение на одном из них вызывает изменение на всех остальных. В частности, аварийная остановка одного участка ведет к остановке всех участков, связанных с ним режимом перекачки. При использовании постанционнойсхемы перекачки нефть на НПС принимают поочередно в один из резервуаров станции, в то время как закачку нефти в трубопровод осуществляют из другого резервуара (см. риса. преимущества постанционной схемы перекачки заключается в том, что отдельные участки нефтепровода оказываются несвязанными той жесткой зависимостью, которая имеет место в случае перекачки из насосав насос, поэтому нефтепровод имеет большую степень надежности и способности к бесперебойной поставке нефти потребителю. Кроме того, при по- станционной схеме возможен порезервуарный учет количества транспортируемой нефти, что очень важно для контроля за сохранностью продукции. Основным недостатком постанционной схемы перекачки являются высокая стоимость сооружения и эксплуатации резервуарных парков, а также потери нефти при больших дыханиях резервуаров, связанных с выбросами паров нефти в атмосферу при заполнении резервуаров. Постанци- онная схема перекачки применяется в основном на головных НПС нефтепровода и его эксплуатационных участков. При использовании схемы перекачки с подключением резервуаров возможны два варианта через резервуары и с подключенными резервуарами см. рис. 1.5, б, в в первом варианте нефть с предыдущего участка поступает в резервуар ПНПС и закачивается также из этого резервуара. Такая схема делает соединение участков нефтепровода более мягкими в гидравлическом отношении. Кроме того, в резервуаре происходит гашение волн давления, связанных с изменениями режима перекачки, что повышает надежность эксплуатации нефтепровода, однако этому способу присущи все недостатки предыдущего способа ив настоящее время он практически не используется. Во втором варианте схема предусматривает, что основное количество нефти прокачивают по трубопроводу, минуя резервуар, однако при этом допускается, что расходы нефти на предыдущем и последующем участках могут в течении некоторого времени отличатся друг от друга, а дебаланс расходов компенсируется сбросом или подкачкой части нефти в подключенный резервуар. При синхронной работе участков, те. перекачке с одними тем же расходом, уровень нефти в подключенном резервуаре остается постоянным. Рис. 1.6. Обвязка резервуаров НПС: а – для ГНС ПНПС; б – для ГНПС. Обвязка резервуаров может быть выполнена в двух вариантах одно- и двухпроводном (рис. 1.6). В первом варианте (риса) заполнение идет через один из нескольких коллекторов одновременно в оба резервуара Р и Р (или только в один из них, опорожнение осуществляется через другой коллектор. Для снижения скорости закачки нефти резервуары могут иметь несколько приемо-раздаточных патрубков (в данном случае по четыре. Во варианте (рис. 1.6, б) каждый из резервуаров (Р Р Р и Р) соединены с общим коллектором отдельным трубопроводом через манифольдную (узел № 1). Обвязка насосов НПС представлена на рис. 1.7. Основные насосы для увеличения напора, создаваемого станцией, соединяются последовательно, в то время как подпорные насосы (если они имеются) для обеспечения большей пропускной способности соединяют параллельно. Обвязка насосов должна обеспечивать работу НПС при выводе в резерв любого из агрегатов станции. Приведенная схема обвязки (рис. 1.7.) позволяет осуществлять обратную перекачку нефти из магистрали в резервуарный парк при помощи коллектора и подпорных насосов. Возможно также параллельное и последовательно-параллельное соединение основных насосов НПС. В этом случае используется дополнительный коллектор (рис 1.8.). Обратный клапан, разделяющий линию всасывания и нагнетания каждого насоса, пропускает жидкость только водном направлении рис. 1.7. стрелка. При работающем насосе давление, действующее на заслонку клапана справа (давление нагнетания, больше, чем давление, действующее на эту заслонку слева (давление всасывания, вследствие чего заслонка открыта, и нефть поступает через камеру очистки (КО) к следующему насосу, минуя неработающий. Рис 1.7. Обвязка основных и подпорных насосов в НПС: ПН1, ПН2 – подпорные насосы Н, Н, Н, Н – основные насосы КО – обратный клапан С – коллектор. Важным элементом НПС магистральных нефтепроводов являются узел учета нефти на потоке Как правило, узел учета размещают на пути движения нефти от резервуарного парка к нефтепроводу между подпорной и магистральной насосными (рис. 1.7). Рис 1.8. Комбинированное (последовательно-параллельное) соединение насосов НПС Примерная технологическая схема узла учета представлена на рис. 1.9. Узел состоит из фильтра, струевыпрямителя и турбинного счетчика. Кроме того, узел учета имеет ответвление к контрольному счетчику или пруверу (от англ. доказывать, удостоверять) – устройству, предназначенному для проверки работы счетчиков непосредственным объемным измерением. Рис. 1.9. Схема узла учета нефти на потоке 1 – отсекающие задвижки 2 – манометр 3 – фильтр 4 – струевыпрямитель; 5 – турбинный счетчик 6 – термометр 7 – отвод к пруверу; 8 – контрольный кран. Другим типичным элементом технологической схемы НПС является узел приемо-пуска средств очитки и диагностики внутренней полости нефтепровода (рис. 1.4.). На головных НПС сооружают только камеры пуска, на промежуточных – как камеры пуска, таки камеры приема, в конечных пунктах – только камеры пуска. 3. Материалы, использованные в процессе обучения и контроля 3.1 Материалы к лекциям План лекций. 1. Состав магистральных трубопроводов. 2. Классификация НПС. 3. Графическое решение задачи расстановки НС. 4. Генеральный план НПС. 5. Технологические схемы НПС. 3.2 Задания для практических занятий Изучение технологических схем действующих ПНПС 3.2.1. Изучение технологической схемы ЛПДС “Дисна” (прил. 1) Какие объекты входят в состав ЛПДС? Как обвязаны резервуары на станции Как обвязаны основные насосы на станции Как обвязаны подпорные насосы на станции 3.2.2 Изучение технологической схемы ЛПДС “Мозырь” (прил. 2) Какие объекты входят в состав ЛПДС? Как обвязаны резервуары на станции Как обвязаны основные насосы на станции Как обвязаны подпорные насосы на станции 4. Тесты и задания для контроля за результатами обучения На оценку удовлетворительно 1. Что входит в состав магистральных трубопроводов и какими нормативными документами он утвержден ? 2. Классификация НПС и характеристика их основных объектов. 3. В чем заключается суть графического метода расстановки ПНПС? 4. Какие существуют технологические схемы перекачки нефти Графически представить основные технологические схемы перекачки. 5. Для чего используется параллельная и последовательная схемы обвязки насосов На оценку хорошо 1. Решить графически задачу по расстановке НПС при n > р и n < р. С учетом каких требований выбирают площадку под сооружение НПС? 3. Графически представить схему обвязки основных и подпорных насосов ГНПС. 4. Графически представить последовательно-параллельную схему обвязки насосов НПС. На оценку отлично 1. Графически представить принципиальную технологическую схему ПНПС. 2. Графически представить схему обвязки резервуаров ГНПС. 3. Провести анализ существующих схем перекачки нефти по экологической безопасности Модуль 2 НАСОСЫ Введение Магистральные центробежные насосы – мощные энергоемкие машины, применяемые для перекачки нефти и нефтепродуктов от поставщика к потребителю. Их эффективная экономичная эксплуатация – весьма важная задача обслуживающего персонала. Поддержание высокой надежности этих машин, в комплексе с мерами повышения экономичности и надежности работы основного и вспомогательного оборудования нефтеперекачивающих станций значительно снижает расходы организации на ремонт и эксплуатацию. Основным оборудованием НПС являются магистральные основные насосные агрегаты типа НМ номинальной подачей от 1 250 до 10 000 м 3 /ч ГОСТ 12184-87) с электродвигателями типа СТД, СТДП, АЗП, АЗМВ и подпорные насосные агрегаты типа НПВ и НМП. На долю насосов типа НМ приходится около 65 % основных агрегатов, подпорных типа НПВ и НМП – около 55 %. Остальную часть насосов составляют насосы более устаревших типов с худшими показателями надежности и значениями коэффициента полезного действия. Учитывая длительный срок службы и моральное старение используемого оборудования, большую его металлоемкость и недостаточную ремонтопригодность, более низкие экономические показатели из-за неопти- мальности проточной части и рабочих колес, особенно на режимах недогрузки, все более снижающиеся показатели безопасности при их эксплуатации, целесообразно при планировании модернизации НПС и перевооружения объектов магистрального транспорта ориентироваться на вновь создаваемые технические средства и технологии эксплуатации оборудования. В насосах необходимо учитывать передовой опыт применения износостойких деталей, новых типов подшипников, уплотнений, муфт и др. Следует повышать и надежность электродвигателей насосных агрегатов, особенно подпорных насосов. Показатели надежности насосов и другого оборудования НПС должны обеспечивать эксплуатацию станции без постоянного присутствия на ней персонала в периоды между проведением работ по обслуживанию, ремонту или пусконаладке. Перспективным направлением являются работы по созданию насосов со встроенными вовнутрь подшипниковыми опорами, конструкция которых позволяет снизить металлоемкость, уменьшить динамические нагрузки на ротор и опоры, возникающие при длинном вале, отказаться от маслосистемы, снизить пожароопасность на станции, отказаться от полевого торцевого уплотнения. Для изучения материала использовать основную (1, 2, 3) и дополнительную) литературу. 1. Схема изучения материала Тема занятия Тип занятия Вид (форма) занятия Количество часов 1. Общие сведения о насосах. Основные параметры центробежных насосов. Характеристики лопастного насоса. Совместная работа центробежных насосов. Изучение нового материала Лекция 2 2. Изменение насосных характеристик. Пересчет характеристик центробежных насосов при изменении вязкости перекачивающей жидкости. Изучение нового материала Лекция 2 3. Кинематика потока в рабочем колесе нагнетателя. Уравнение Эйлера для работы лопастного насоса. Влияние угла ( β 2 ) выхода потока на напор нагнетателя. Контроль работоспособности насосных агрегатов. Изучение нового материала Лекция 2 4. Расчет основных параметров и изменение характеристик лопастного насоса. Углубление и систематизация учебного материала Практическое занятие 1 5. Испытание динамических (центробежных) нагнетателей. Углубление и систематизация учебного материала Лабораторное занятие 2 6. Насосы Предварительный контроль Практическое занятие 1 23 2. Основы научно-теоретических знаний по модулю Насосы 2.1. Общие сведения о насосах Реализация принципов однотипности конструкций насосов и уменьшения до минимума их типоразмеров обусловили необходимость создания нормального ряда нефтяных насосов. Общие технические требования для этих насосов определяются стандартом ГОСТ 12124-87 Насосы центробежные нефтяные для магистральных трубопроводов. Стандарт распространяются также на центробежные насосы, которые предназначены для перекачки в системах магистральных трубопроводов нефти и нефтепродуктов (в том числе широкой фракции легких углеродов) с температурой от +5 до +80 о С, кинематической вязкостью не более 3 ⋅ 10 -6 мс (3 Ст. Транспортируемая жидкость может содержать в единице объема не более – серы в связанном виде – 3,5; – парафина – 7; – механических примесей, линейным размером не более 0,5 мм – 0,06; Насосы изготавливают следующих видов 1. НМ – нефтяной магистральный 2. НПВ – нефтяной подпорный вертикальный 3. НОУ – нефтяной для откачивания утечек. Насосы изготавливают в климатическом исполнении УХЛ. Категория размещения согласно с ГОСТ 15150-69 при эксплуатации должна быть – для насосов типа НМ с подачами от 125 м 3 /ч до 710 м 3 /ч – категория 1; – для насосов типа НМ с подачами более 710 м 3 /ч – категория 4 (для насосов выпускаемых серийно) и категория 1 для модернизированных и перспективных типоразмеров. При категории размещения 1 насосов НМ, нижнее рабочее давление окружающей среды должно быть не ниже –29 о С; при категории размещения насосов НПВ и НОУ нижнее рабочее значение температуры окружающей среды должно быть не ниже –50 о С. Насосы должны допускать параллельную работу. Насосы типа НМ с подачами до 360 мча также насос НМ 1250-260, рассчитаны на последовательную работу двух, а некоторые – трех одновременно работающих насосов. Насосы с напорами большем последовательной работы не допускают. Насосы типа НПВ с подачами до 1250 м 3 /ч допускают последовательную работу двух одновременно работающих насосов. Допускается изменение подачи и напора насосов обтачивания рабочих колес по внешнему диаметру. При обрезании колес допускается снижение КПД не более чем на 3 %. Рабочий режим работы нефтяных насосов должен соответствовать полям Q – H. Основные параметры насосов при номинальном режиме работы приведены в табл. 2.1. Таблица 2.1 Основные параметры насосов при номинальном режиме работы Обозначение типоразмера насоса Подачам ч Напор, м Максимальное давление, МПа Допустимый кавитационый запас, м КПД, % НМ 125-550 125 550 4,0 72 НМ 180-500 180 500 4,0 74 НМ 250-475 250 475 4,0 77 НМ 360-460 360 460 4,5 80 НМ 500-300 500 300 4,5 80 НМ 710-280 710 280 9,81 6,0 80 НМ 1250-260 1 250 260 18 81 НМ 2500-230 2 500 230 32 86 НМ 3600-230 3 600 230 7,35 35 87 НМ 7000-210 7 000 210 52 89 НМ 10000-210 10 000 210 7,35 65 89 НМ 200-800 200 800 4,0 75 НМ 500-800 500 800 4,5 80 НМ 1250-400 1 250 400 9,81 60 81 НМ 2500-710 2 500 710 7,85 160 82 НПВ 150-60 150 60 3,0 72 НПВ 300-60 300 60 4,0 75 НПВ 600-60 600 60 4,0 77 НПВ 1250-60 1 250 60 2,2 80 НПВ 2500-80 2 500 80 3,2 84 НПВ 3600-90 3 600 90 4,8 84 НПВ 5000-120 5 000 120 1,57 5,0 85 НОУ 50-350 50 350 4,41 3,0 61 В насосах типа НМ с подачами 1250 мчи более допускается использование сменных роторов с параметрами, которые приведены в табл. 2.2. Допускается обтачивание рабочих колес сменных роторов до 10 % по внешнему диаметру, при этом снижение КПД не должно превышать 3 %. В табл. 2.1 и 2.2 напор, допустимый кавитационный запаси КПД определенны для воды с кинематической вязкостью 0,01 ⋅10 -4 мс. Для магистральных насосов, кроме типоразмеров НМ 1250-260 и НМ 2500-230, частота вращения устанавливается 3000 об./мин. Для насосов НМ 1250-260 и НМ 2500-230 устанавливается частота вращения 6000 об./мин и 8200 об./мин соответственно. Для подпорных насосов частота вращения вала устанавливается 1500 об./мин. Таблица 2.2 Основные параметры насосов со сменными роторами при номинальном режиме работы Подача насосов со сменными роторами Обозначение типоразмера насоса Остаток от номинальной м 3 /ч Напор, м Допускаемый кавитационный запас, м КПД, % НМ 1250-260 70 125 900 1 565 225 260 16 26 79 78 НМ 2500-230 50 70 125 1 250 1 800 3 150 220 225 220 25 27 38 81 83 83 НМ 3600-230 50 70 125 1 800 2 500 4 500 220 225 220 33 35 45 81 84 83 НМ 7000-210 50 70 125 3 500 5 000 8 750 200 210 210 42 45 60 81 85 85 НМ 10000-210 50 70 125 5 000 7 000 12 500 205 210 210 45 60 97 80 84 87 Для магистральных насосов границы отклонения напора могут быть от + 0,05 до – 0,03 от значений, приведенных в табл. 2.1 и 2.2. Для подпорных насосов границы отклонения напора могут быть от + 0,05 до – 0.05 от значений, приведенных в табл. 2.1. Следует отметить, что на нефтеперекачивающих станциях магистральных нефтепроводов еще находятся в эксплуатации насосы, параметры работы которых соответствуют предыдущим вариантам государственного стандарта на нефтяные насосы ГОСТ 12124-74 и ГОСТ 12124-80. Монтаж, наладка и пуск в эксплуатацию насосных агрегатов должны производится согласно проекту, инструкциям заводов изготовителей, отраслевым нормативным документом. При монтаже насосного агрегата должны обеспечиваться – подъем прямолинейного участка трубопровода перед входным патрубком насоса с уклоном не менее 0,005; 26 – конфузорность между трубопроводом на входе в насос и входным патрубком насоса не более 12 0 ; – диффузорность между выходным (напорным) патрубком насоса и трубопроводом на выходе из насоса не более 10 Коллектор технологических трубопроводов и вспомогательные трубопроводы после монтажа должны подвергаться гидравлическим испытаниям, согласно действующим нормами правилам. Запрещается запускать агрегат – при незаполненном жидкостью насосе – без включения приточно-вытяжной вентиляции – без включения маслосистемы; – при попадании нефти в маслосистему; – при наличии других технологических нарушений, причины которых невыяснены. Запрещается эксплуатировать насосный агрегат при нарушении герметичности соединений. Запрещается эксплуатировать насосный агрегат с неисправным обратным клапаном. Аварийная остановка насосного агрегата должна быть осуществлена оперативным персоналом при – угрозе затопления или нарушении герметичности оборудования, технологических трубопроводов – возгорании, появлении дыма или искрения вращающихся деталей – попадании нефти в маслосистему; – угрозе несчастного случая. При исчезновении в операторной информации о состоянии работающих насосных агрегатов, отсутствие которой может привести к возникновению аварийной ситуации, дежурный дублирует остановку агрегатов кнопкой Стоп. Магистральные и подпорные насосные агрегаты могут находится водном из следующих состояний 1. в работе 2. в горячем резерве (агрегат исправен, готов к запуску немедленно 3. в холодном резерве (агрегат исправен, при необходимости его пуска или перевода в горячий резерв требуется проведение подготовительных операций 4. в ремонте. В зависимости от пусковых характеристик электродвигателя, схемы энергоснабжения и системы разгрузки уплотнений могут применяться различные программы пуска насосного агрегата, отличающиеся положением задвижки на выходе насосав момент пуска электродвигателя 1. на открытую задвижку 2. на закрытую задвижку 3. на открывающуюся задвижку. Программа пуска на открытую задвижку является предпочтительной. Ее применение возможно, если пусковые характеристики электродвигателя и схема электроснабжения рассчитаны на соответствующие пусковые режимы. Программа пуска на закрытую задвижку должна применятся, если установленное электрооборудование не может обеспечить пуск на открытую задвижку. Программа пуска на открывающуюся задвижку должна применят- ся, когда неприемлема программа на открытую задвижку и когда установленные у насоса задвижки имеют привод небольшой мощности и поэтому не могут быть открыты при перепаде давления, создаваемом насосным агрегатом при закрытой задвижке. Автоматический ввод резервного подпорного насосного агрегата осуществляется без выдержки времени и на полностью открытые задвижки. Оценку снижения значения КПД и напора насосного агрегата относительно базовых в процессе эксплуатации проводят в соответствии с нормативной документацией по графику, утвержденному главным инженером ПТН. Насосные агрегаты необходимо выводить в ремонт при снижении напора насоса от базовых значений наиболее для насосов горизонтального исполнения и на 7 % – для вертикальных подпорных насосов. Для насосов типа НМ величина возможного снижения КПД составляет 2 – 4 % в зависимости от типоразмера (НМ НМ 710-280 – на 4 %; НМ 1250-260 – на 3,5 %; НМ 2500-230 – на 3 %; НМ 3600-230, НМ 5000-210, НМ 7000-210, НМ 10000-210 и подпорные насосы – на 2 %; подпорные вертикальные насосы – на 3,5 %). Решения о дальнейшей эксплуатации насосного агрегата или выводе его в ремонт принимается с учетом результатов диагностирования. При отклонении напора насоса от паспортных значений в сторону уменьшения наиболее, а КПД насоса более 3 % в зависимости от типоразмера должно быть проведено техническое обследование насосного агрегата, запорной арматуры вспомогательных систем, включая обследование проточной части насоса на предмет обнаружения искажения отливки корпуса и рабочего колеса, некачественного выполнения литья и механической обработки. Определение и оценка допускаемого кавитационного запаса насоса обязательны при – установке рабочих колес в исполнении, непредусмотренном технической документацией или их обточке более чем на 20 %; – установке в насосе на входе в рабочее колесо предвключенных шнеков – снижении напора насоса более чем на 10 %; – модернизации насоса, приведшей к изменению площади проточной части насоса на входе в рабочее колесо или конструкций щелевых уплотнений перекачке нефти с вязкостью, не обеспечивающей автомодельный режим течения – изменении частоты вращения ротора насоса Основным критерием удовлетворительной работы торцовых уплотнений является величина утечек, замеряемая объемным способом, которая должна быть не более 0,3 ⋅10 -3 м 3 /ч (0,3 л/ч). Для обеспечения оптимальных режимов перекачки допускается обточка основных и сменных рабочих колес не более чем на 20 %. Величина обточки до 20 % определяется расчетом, исходя из заданных режимов работы нефтепровода. Если расчетная величина обточки превышает 20 %, то применение такого колеса должно быть подтверждено технико- экономическим обоснованием в сравнении с другими вариантами обеспечения заданных технологических режимов перекачки. Программа пуска насосного на открытую или открывающуюся задвижку на нагнетание насоса должна корректироваться при смене типоразмера рабочего колеса насоса. Электродвигатели насосных агрегатов, временно выведенных из эксплуатации, должны быть в работоспособном состоянии и опробоваться по графику, утвержденному главным инженером ПТН. |