Проектирование магистральных нефтепроводов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

Данный проект выполнен в соответствии с заданием кафедры ПС и ЭГГ на дипломное проектирование. В проекте рассмотрены следующие разделы: техническая часть, расчетная часть, расчет на ЭВМ, экономический раздел, раздел охраны окружающей среды и охрана труда.

Специальный вопрос по проекту рассмотрен на подбор эффективного прибора по учету нефти.

Технология перекачки, основные технологические объекты, узлы, патентные исследования и экономический эффект показаны в графической части проекта.

1. Технико - технологическая часть

1.1 Технология трубопровода: основные объекты и сооружения магистральных нефтепроводов

Магистральный нефтепровод, в общем случае, состоит из следующих комплексов сооружений:

-- подводящие трубопроводы, связывающие источники нефти с головными сооружениями МНП;

-- головная перекачивающая станция, на которой производится приемка нефтей, смешение или разделение их по сортам, учет и перекачка на следующую станцию;

-- промежуточные перекачивающие станции, с помощью которых нефть, поступающая с предыдущей станции, перекачивается далее;

-- конечный пункт, где нефть принимается из трубопровода, распределяется потребителям или отправляется далее другими видами транспорта;

-- линейные сооружения трубопровода, к которым относятся собственно трубопровод или линейная часть, линейные технологические колодцы на трассе, станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки, а также переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги и т.п.). Кроме того, сюда относят линии связи, дома обходчиков, вертолетные площадки, грунтовые дороги, прокладываемые вдоль трассы трубопровода.

Основной составной частью трубопровода является линейная часть, включающая устройства приема и пуска скребков, разделителей, диагностических снарядов, а также блокировочные трубопроводы. Для МНП применяют трубы диаметром до 1220 мм включительно.

Для уменьшения расхода металла, особенно для нефтепроводов диаметром 1020 и 1220 мм, используются высокопрочные трубы из стали с пределом прочности не ниже 588 МПа. Запорная арматура устанавливается на трубопроводе через 15-20 км безколодезным способом с учетом рельефа местности таким образом, чтобы розлив нефти в случае возможной аварии был минимальным. Устройства приема и пуска скребка размещаются на расстоянии друг от друга до 300 км и, как правило, совмещаются с нефтеперекачивающими станциями (НПС). Устройства приема и пуска скребка должны предусматриваться также на лупингах и резервных нитках протяженностью более 3 км и на отводах более 5 км.

НПС подразделяются на головные и промежуточные. Головная НПС предназначена для приема нефти с установок подготовки нефти и закачки ее из резервуаров в трубопровод. В состав технологических сооружений головной НПС входят: магистральная насосная, подпорная насосная, резервуарный парк, узел учета нефти, узел регулирования давления, фильтры-грязеуловители, узлы предохранительных устройств, а также технологические трубопроводы.

Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно гидравлического расчета. Среднее значение длины перегона между станциями для первой очереди ввода в эксплуатацию составляет 100-200 км, а для второй очереди 50-100 км. В состав технологических сооружений промежуточной НПС входят: магистральная насосная, фильтры-грязеуловители, узел регулирования давления, система сглаживания волн давления (ССВД), а также технологические трубопроводы.

На магистральных нефтепроводах большой протяженности предусмотрена организация эксплуатационных участков длиной от 400 до 600 км. В начале эксплуатационных участков располагают промежуточные НПС, состав сооружений которых аналогичен головным НПС, но резервуарные парки их имеют меньшую вместимость.

Кроме технологических сооружений, на НПС имеется механическая мастерская, понизительная подстанция, котельная, объекты водоснабжения и водоотведения, подсобные и административные сооружения и т.п.

Конечным пунктом нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.

1.2 Технологическая схема

Под технологической понимается принципиальная схема коммуникаций. Соединяющих технологические объекты и обеспечивающих проведение операций по перекачке. Основными требованиями, предъявляемыми к технологическим схемам, являются их простота, возможность выполнения всех предусмотренных проектов технологических операций при минимальном количестве запорной и регулирующей арматуры и соединительных деталей, минимальная длина технологических трубопроводов.

При системе перекачке “из насоса в насос” резервуары промежуточных НПС отключаются от трубопровода и используется только для приема нефти из трубопровода во время аварий или ремонта. Нефть проходит только через магистральные насосы НПС. За счет этого уменьшаются потери нефти от испарения и полностью используется подбор предыдущей станции. Данная система предусматривает полную синхронизацию работы перегонов нефтепровода в пределах эксплуатационного участка или даже всего магистрального нефтепровода. Перекачка по системе “из насоса в насос” является самой распространенной на существующих нефтепроводах.

1.3 Насосы магистральных нефтепроводов

Оборудование НПС условно делится на основное и вспомогательное. К основному относятся насосы и их привод, к вспомогательному - оборудование, необходимое для нормальной эксплуатации основного оборудования, т.е. системы смазки, вентиляции, отопления, энергоснабжения, водоснабжения и т. п.

На магистральных нефтепроводах применяется центробежные насосы, которые отвечают требованиям, предъявляемым к насосным агрегатам для перекачки значительных объемов нефти на дальние расстояния: сравнительно высокие напоры, большие подачи, экономичность работы, долговременность и надежность нормальной непрерывной работы, компактность, простота конструкции и технологического обслуживания.

Для нормальных условий работы основного (магистрального) насоса необходим подпор жидкости на его входе, который обычно создается либо вспомогательным подпорным насосом (на НПС с резервуарной емкостью), либо за счет неиспользованного напора предыдущей насосной станции. При этом магистральные и подпорные насосы должны иметь одинаковую подачу.

Подпорные насосы должны иметь хорошую всасывающую способность, которая достигается сравнительно низкой частотой вращения вала (порядка 1000 об/мин) по сравнению с магистральными насосами (3000 об/мин).

Большинство магистральных нефтепроводов оснащены нефтяными насосами типа НМ (насосы магистральные), предназначенными для перекачки нефти с температурой до 800С, кинематической вязкостью не выше 3 см2/с и содержанием механических примесей не более 0,06 %. Основные насосы НМ - центробежные, одноступенчатые, горизонтальные, спирального типа. Патрубки насосов расположены в нижней части корпуса и направлены в разные стороны. Рабочее колесо насоса с двусторонним входом обеспечивает разгрузку ротора от осевых усилий. Остаточные осевые усилия воспринимаются радиально - упорными подшипниками. Опорами ротора являются подшипники скольжения, к которым принудительно подается масло от централизованной системы смазки и маслоохлаждения. Насосы НМ на небольшую подачу ( до 710 м3/ч) - секционные, имеют три рабочих колеса с односторонним входом жидкости.

В качестве подпорных используются насосы типа НМП (насосы магистральные подпорные), которые размещаются в отдельном здании, расположенном, по - возможности, ближе к резервуарному парку. Иногда подпорную насосную заглубляют, чтобы обеспечить меньшие потери напора во всасывающей линии. Насосы НМП - центробежные, горизонтальные, спиральные, одноступенчатые. Безкавитационная работа обеспечивается установкой перед входом в рабочее колесо (с обеих сторон) литых предвключенных колес.

Применяются также вертикальные насосы марки НПВ (насосы подпорные вертикальные). Это одноступенчатые насосы, располагаемые в металлическом или бетонном стакане. Электродвигатель устанавливается на общем валу над рабочим колесом.

Насосы могут быть смонтированы на открытых площадках или под легкими навесами и эксплуатироваться при температуре окружающего воздуха от -500С до 400С.

На некоторых НПС еще эксплуатируются подпорные насосы серии НД (насосы с двухсторонним входом) прошлых лет выпуска.

В качестве привода насоса используются электродвигатели синхронного и асинхронного типа. В зависимости от исполнения электродвигатели могут быть установлены в общем зале с насосами или в помещении, отделенном от насосного зала газонепроницаемой стеной. Взрывозащищенное исполнение электродвигателей, применяемых в общих залах нефтенасосных, а также использованием взрывонепроницаемой оболочке.

Чтобы повысить экономичность работы насосов типа НМ в период поэтапного развития нефтепроводов, а также в других случаях существенного и долговременного изменения их пропускной способности применяют сменные роторы с рабочими калеками на подачу 0,5 и 0,7 от номинальной. Насос НМ 1250-260 комплектуется одним сменным ротором на подачу 0,7 от номинальной.

Основными элементами центробежного насоса являются корпус (с горизонтальным разъемом); рабочее колесо, насажанное на вал; уплотнения и подшипники. Рабочий орган центробежного насоса - рабочее колесо устанавливается в кольцеобразной камере переменного сечения. На ступицу рабочего колеса посажены криволинейные лопатки, которые при вращении колеса увлекают жидкость, заполняющую корпус насоса, и под действием центробежной силы выбрасывают ее по постепенно - расширяющейся спиралевидной камере корпуса насоса в напорный патрубок. Вследствие постоянного выбрасывания жидкости в центре колеса создается зона разрежения, в которую поступает жидкость из технологического трубопровода за счет внешнего давления на приеме насоса. При снижении внешнего давления в зоне разрежения могут возникать пузырьки газовоздушной смеси. Возникающие полости, заполненные парами жидкости и выделяющимся из нее воздухом, располагаются на границах соприкосновения с металлом колеса. При конденсации пара эти пузырьки лопаются, и в полость с большой скоростью поступает жидкость, создавая очень большие местные давления, приводящие к коротким интенсивным ударам. Это явление называется кавитацией. Под действием кавитации возникает вибрация агрегата, разрушается поверхность металла. Для предотвращения кавитации на приеме насоса надо иметь некоторое избыточно давление, называемое кавитационным запасом.

Корпуса насосов типа НМ рассчитаны на предельное давление 7,4 МПа. Входной и напорный патрубки насоса, направленные в противоположные стороны от оси насоса, расположены в нижней части корпуса, что обеспечивает удобный доступ к ротору, состоящему из вала и рабочего колеса, и внутренним деталям насоса без отсоединения патрубков от технологических трубопроводов.

Ротор насоса вращается в подшипниках скольжения с принудительной смазкой (под давлением). Двусторонний подвод жидкости к рабочему колесу и двухзавитковый спиральный отвод жидкости от рабочего колеса обеспечивают уравновешивание гидравлических осевых и радиальных сил, возникающих в насосе и действующих на его ротор. Для восприятия остаточных неуравновешенных осевых сил служит радиально-упорный сдвоенный шарикоподшипник с принудительной смазкой, установленный на конце ротора. На другом конце ротора имеется зубчатая муфта для соединения с электродвигателем.

Для уменьшения утечек жидкости в месте контакта вала и корпуса насоса устанавливаются концевые уплотнения ротора - механические, торцевого типа, рассчитанные на рабочее давление 4,9 МПа.

Конструкция спиральных насосов рассчитана на работу по последовательной схеме соединения трех насосов. При этом давление в напорном патрубке последнего работающего насоса не должно превышать 7,4 МПа.

Величинами, характеризующими работу насосов независимо от их принципа действия и назначения, являются подача, напор или давление, мощность, коэффициент полезного действия (КПД), коэффициент быстроходности и допускаемый кавитационный запас. Основными характеристиками насоса являются развиваемый им напор и подача. Значения напора (энергии, сообщаемой перекачиваемой жидкости насосом) и подачи (количества жидкости, подаваемой насосом в единицу времени) зависят от конструкции и размеров насоса и частоты вращения. Для каждого насоса взаимосвязь подачи Q и напора H при заданной частоте вращения может быть выражена графически и аналитически. Эта зависимость называется рабочей характеристикой или просто характеристикой центробежного насоса.

Анализ рабочих характеристик насосов магистральных трубопроводов позволяет сделать следующие выводы, которые очень важны в практической работе: центробежный напор создает максимальный напор при работе на закрытую задвижку, а после открытия напорной задвижки при увеличении подачи жидкости напор насоса уменьшается; мощность, потребляемая насосом, возрастает с увеличением подачи, а при нулевой подаче мощность, потребляемая насосом, существенно отличается от нуля; наибольший КПД находится в зоне, соответствующей некоторому диапазону значений подачи, а при отклонении от этой зоны в любую сторону КПД насоса снижается.

1.4 Резервуары магистральных нефте- и нефтепродуктов

В системе магистральных трубопроводов, в основном, применяют вертикальные и горизонтальные стальные, а также железобетонные резервуары. Резервуары бывают подземные и наземные. Подземными называют резервуары, у которых наивысший уровень взлива не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки. Остальные резервуары относятся к наземным.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей (типа РВС) являются наиболее распространенными. Они представляют собой цилиндрический корпус, сваренный из стальных листов размером 1,5-6 м, толщиной 4-25 мм, со щитовой конической или сферической кровлей. При изготовлении корпуса длинная сторона листов располагается горизонтально. Один горизонтальный ряд сваренных между собой листов называется поясом резервуара. Пояса резервуара соединяются между собой ступенчато, телескопически или встык.

Щитовая кровля опирается на фермы и (у резервуаров большой емкости) на центральную стойку.

Днище резервуара сварное, располагается на песчаной подушке, обработанной с целью предотвращения коррозии битумом, и имеет уклон от центра к периферии.

Резервуары типа РВС сооружаются объемом от 100 ДО 5000м³. Они рассчитаны на избыточное давление 2000 Па и вакуум 200 Па.

Для сокращения потерь нефти от испарения вертикальные цилиндрические резервуары оснащают понтонами или плавающими крышами.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с понтоном (типа РВСП)- это резервуары, по конструкции аналогичные резервуарам типа РВС, т.е. имеющие стационарную крышу, но снабженные плавающим на поверхности жидкости понтоном. Подобно плавающей крыше понтоны перемещаются по направляющим трубам, снабжены опорными стойками и уплотняющими затворами, тщательно заземлены.

Понтоны бывают металлические и синтетические. Металлические понтоны конструктивно мало отличаются от плавающих крыш.

Синтетический понтон состоит из кольца жесткости с сеткой, опирающегося на поплавки и покрытого ковром из полиамидной пленки. Понтоны из синтетических материалов в отличие от металлических практически непотопляемы, монтируются в действующих резервуарах без демонтажа части кровли или корпуса, без применения огневых работ в резервуаре, малометаллоемки.

При сооружении резервуаров типов РВС, РВСП и РВСПК используются рулонные заготовки днища и корпуса заводского изготовления.

1.4.1 Оборудование резервуаров

На резервуарах устанавливаются следующие оборудования:

-- оборудование, обеспечивающее надежную работу резервуаров и снижение потерь нефти;

-- оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров;

-- противопожарное оборудование;

-- приборы контроля и сигнализации.

Оборудование для обеспечения надежной работы резервуаров и снижения потерь нефти.

К этой группе относятся:

-- дыхательная арматура;

-- приемо-раздаточные патрубки с хлопушкой;

-- средства защиты от внутренней коррозии;

-- оборудование для подогрева нефти.

Дыхательная арматура резервуаров включает дыхательные и предохранительные клапаны. Назначение дыхательной арматуры состоит в следующем: при заполнении резервуаров или повышении температуры в газовом пространстве давление в них возрастает. Так как резервуары рассчитаны на давление, близкое к атмосферному, их может просто разорвать. Чтобы этого не происходило, на резервуарах установлены дыхательные и предохранительные клапаны. Первые открываются, как только избыточное давление в газовом пространстве достигнет 2000 Па, предел срабатывания вторых - на 5 - 10% выше, они страхуют дыхательные клапаны.

Дыхательная арматура защищает резервуары и от смятия при снижении давления в них при опорожнении, либо при уменьшении температуры в газовом пространстве. Как только вакуум достигает допустимой величины, открываются дыхательные клапаны, в газовое пространство резервуаров поступает атмосферный воздух. Если их пропускная способность недостаточна и вакуум продолжает увеличиваться, то открываются предохранительные клапаны.

В настоящее время на резервуарах устанавливаются непримерзающий мембранный дыхательный клапан типа НДКМ и клапан дыхательный северного исполнения типа КДС.

Дыхательная арматура не только предотвращает разрушение резервуаров вследствие чрезмерно больших давления или вакуума, но и являются первичным средством сокращения потерь нефти от испарения. Во-первых, эта арматура находится в нормально закрытом состоянии, чем предотвращается вентиляция газового пространства резервуаров. Во-вторых, впуск свежей порции воздуха в резервуар для насыщения, которой должно испариться некоторое количество углеводородной жидкости, как и выпуск паро-воздушной смеси из него, происходит не в момент изменения давления в газовом пространстве, а с запаздыванием, определяемым пределами срабатывания дыхательной арматуры. Тем самым объем “дыханий”, а значит, и потери нефти уменьшаются.

Приемо-раздаточные патрубки служат для приема и откачки нефти из ресурсов. Их количество зависит от производительности закачки-выкачки. На концах приемо-раздаточных патрубков устанавливают хлопушки.

В резервуарах всегда имеет отстоявшаяся подтоварная вода. Ее наличие приводит к внутренней коррозии днища и первого пояса резервуаров. Для борьбы с внутренней коррозией производят периодическое удаление воды через сифонный кран и монтируют протекторы на днище резервуара.

Сифонный кран представляет собой Г-образную трубу, которая через сальниковое уплотнение вставлена внутрь резервуара. Нижний конец трубы снабжен защитной диафрагмой, снаружи труба снабжена пробковым краном. Сифонные краны устанавливают в первом поясе резервуара на высоте 350 мм от дна. С целью защиты от повреждений и атмосферных осадков сифонный кран заключен в защитный кожух.

Предотвращение внутренней коррозии днища и первого пояса резервуаров обеспечивается также применением протекторной защиты. Ее сущность состоит в том, что вместо имеющей место при отсутствии защиты коррозионной пары “сталь-сталь” создается коррозионная пара “сталь-протектор”, в которой разрушается протектор, а не сталь днища или стенки.

При транспортировке высоковязких и высокозастывающих нефтей резервуары должны быть оборудованы средствами подогрева, и иметь теплоизоляционное покрытие. В основном применяются секционные подогреватели, где в качестве теплоносителя используются насыщенный водяной пар или горячая вода. Секции подогревателя устанавливаются с уклоном по ходу движения теплоносителя.

1.4.2 Оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров

Для указанных целей используется следующее оборудование:

-- люки-лазы;

-- люки замерные;

-- люки световые;

-- система размыва и предотвращения накопления донных отложений;

-- лестница.

Люки-лазы размещаются в первом поясе и служат для проникновения рабочих внутрь резервуара. Через них в резервуар также доставляется оборудование, требующее монтажа (протекторы, детали понтонов и т. д.), и извлекаются донные отложения при ручной зачистке.

Люк замерный служит для ручного замера уровней нефти (нефтепродуктов) и подтоварной воды, а также для отбора проб пробоотборником.

Люки световые предназначены для проникновения солнечного света внутрь резервуара и его проветривания при дефектоскопии, ремонте и зачистке.

Замерный и световые люки монтируются на крыше резервуара.

Система размыва и предотвращения накопления донных отложений встречается только в нефтяных резервуарах. Она представляет собой группу веерных кольцевых сопел, обвязанных трубопроводами, по которым к соплам подается нефть. Скорость истечения нефти через кольцевую щель сопел такова, что обеспечивает срыв частиц осадка с днища и их взвешивания. Применяют два способа размыва и удаления осадка: раздельный и совмещенный. При раздельном способе резервуар заполняется нефтью через систему, а затем опорожняется через приемо-раздаточный патрубок. При совмещенном способе заполнение и опорожнение резервуара нефтью производится одновременно.

За рубежом для предотвращения оседания частиц парафина в нефти широко применяются винтовые мешалки.

Перемешивание нефти производится с помощью грибного винта, находящегося на конце вала, проходящего через стенку горизонтально на расстоянии 1м от днища резервуара. Вращение винта с частотой 420 об/мин обеспечивает электродвигатель мощностью 25 кВт, снабженный понижающим редуктором.

Мешалка с приводом крепится растяжками на стенке резервуара. Для уменьшения нагрузки на стенку иногда применяют дополнительные пружинные опоры.

Число устанавливаемых винтовых мешалок зависит от объема резервуара: если он не превышает 1000 м³, то устанавливается одна мешалка, при большем - две-три мешалки. Для предотвращения накопления осадка в резервуаре достаточно, чтобы мешалка работала 24 ч в месяц с равными промежутками между включениями. В этом случае толщина осадка на днище не превышает 10-20 см.

Применение винтовых мешалок имеет ряд недостатков. Так, площадь днища, на которой происходит взвешивание осадка, ограничивается углом расширения турбулентной струи, равным 22-250. На остальной площади днища взвешивание частиц осадка производится вторичным течением, для создания которого необходимо 1-2 ч и более. Для установки винтовых мешалок в резервуарном парке требуется устройство силовой проводки низкого напряжения. Установка винтовой мешалки требует усиления первого пояса резервуаров и т. д.

В нашей стране винтовые мешалки получили ограниченное применение.

Лестница служит для подъема персонала на крышу резервуара. Различают лестницы следующих типов: прислонные, спиральные (идущие вверх по стенке резервуара) и шахтные. Лестницы имеют ширину не менее 0,7 м и наклон горизонта не более 600, снабжены перилами высотой не менее 1 м. У места присоединения лестницы к крыше резервуара располагается замерная площадка, рядом с которой размещается замерный люк.

1.4.3 Противопожарное оборудование

Резервуары являются объектом повышенной пожарной опасности, поэтому они в обязательном порядке оснащаются противопожарным оборудованием: огневыми предохранителями, средствами пожаротушения и охлаждения.

В тех случаях, когда огневые предохранители не встроены в корпус клапанов, они устанавливаются между клапаном и монтажным патрубком резервуара. Принцип действия огневых предохранителей основан на том, что пламя или искра не способны проникнуть внутрь резервуара через отверстие малого сечения в условиях интенсивного теплоотвода.

В случае возникновения пожара тушение горящей в резервуарах нефти производят пеной, изолирующей поверхность горючей жидкости от кислорода воздуха.

Для подачи пены в резервуары используются пеносливные камеры (химическая пена) или пеногенераторы типа ГВПС (воздушно-механическая пена), монтируемые в верхнем поясе резервуаров.

В последнее время начинает внедряться способ подслойной подачи пены в очаг горения. Имеющийся опыт показывает, что эффективность пожаротушения указанным способом существенно выше по сравнению с верхней подачей пены. Подача пены с нижнего пояса резервуара через слой нефти или нефтепродукта требует применения новых устойчивых пенообразователей.

С целью охлаждения резервуаров в случае пожара на них по периметру устанавливают кольцевой трубопровод, служащий для подачи воды.

1.4.4 Приборы контроля и сигнализации

Для сигнализации и контроля за работой резервуаров применяются:

-- местные и дистанционные измерители уровня нефти;

-- сигнализаторы максимального оперативного и аварийного уровней нефти;

-- дистанционные измерители средней температуры нефти в резервуаре;

-- местные и дистанционные измерители температуры жидкости в районе приемо-раздаточных патрубков (при оснащении резервуаров средствами подогрева);

-- сниженный пробоотборник и др.

Измерители уровня и температуры углеводородной жидкости, а также сниженные пробоотборники применяются для цели учета и контроля ее качества. Зная уровень взлива жидкости в резервуаре, по калибровочным таблицам находят ее объем. Умножая объем на среднюю плотность нефти, находят массу продукта в резервуаре. Средняя плотность находится на основе отбора средних проб и с учетом средней температуры жидкости по высоте резервуара. Для измерения массы, уровня и отбора проб нефти в резервуарах применяются системы дистанционного замера уровня: “Уровень”, “Утро-3”, “Кор-Вол” и др., местные уровнемеры типа УДУ, сниженные пробоотборники типа ПСР.

Измерительно-вычислительная система “Кор-Вол” обеспечивает измерение уровня и средней температуры, сигнализацию оперативных уровней, вычисление количества нефти в резервуарах. Система действует по принципу следящего регулирования за перемещением поплавка на поверхности нефти. Для измерения средней температуры используется комплект термометров сопротивления, смонтированных на несущей трубе, следящей за изменением уровня жидкости при помощи несущей трубе, следящей за изменением уровня жидкости при помощи поплавка.

Для местного контроля за уровнем взлива нефти в резервуарах со стационарной крышей применяются указатели уровня типа УДУ, принцип работы которых основан на определении положения поплавка, плавающего на поверхности жидкости и перемещающегося вместе с ее уровнем.

Точность измерений с помощью указателей уровня недостаточна для коммерческого учета, поэтому их используют только для оперативного учета нефти.

Для отбора средних проб из резервуаров применяются стационарные пробоотборники типа ПСР (ПСР-3, ПСР-4). Принцип действия пробоотборника основан на выделении в резервуаре столбика жидкости по всей высоте налива.

Под действием этого давления открываются клапаны, и пробоотборная труба заполняется нефтью того состава, который имеет место на уровне расположения каждого из клапанов. После заполнения пробоотборной трубы жидкостью давление в пневматической трубе сбрасывается, клапаны закрываются, и столб пробы отсекается от жидкости в резервуаре. Далее нажатием на рукоятку слива пробы, расположенную на панели управления, нефть сливается в пробоотборную посуду.

Опыт эксплуатации пробоотборников типа ПСР показал недостаточную надежность (засорение клапанов, коррозия сильфонов и др.) В последние годы все шире применяется “перфорированная труба”. Конструктивно такой пробоотборник представляет установленную вертикально трубу со сводными отверстиями. Диаметры и плотность их размещения по высоте трубы неодинаковы и определяются расчетом из условия, что независимо от взлива нефти в резервуаре ее отбор с разных уровней позволит получить представительную пробу.

В типовых проектах вертикальных резервуаров предусмотрена установка сигнализаторов уровня ультразвукового типа (СУУЗ), предназначенных для контроля за верхним аварийным и нижним уровнями в резервуарах. Сигнализатор верхнего аварийного уровня передает сигнал на прекращение закачки (отключение насосного оборудования) при достижении предельного уровня взлива.

Измерение температуры нефти в районе приемо-раздаточных патрубков выполняется с целью определения момента начала ее откачки насосами (потери напора во всасывающей линии не должны превышать некоторой допустимой величины.)

1.5 Резервуарный парк магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов

Резервуарный парк в системе магистрального нефтепровода служит:

- для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти на границах участ- ков транспортной цепи;

- для учета нефти;

- для достижения пребуемого качества нефти (отстаивания от воды и механических примесий, смещение и д.р.).

В соответствии с этим резервуарные парки размещаются:

- на головной перекачивающей станции;

- на границах эксплуатационных участков;

- в местах подкачки нефти с близлежащих месторождений или сброса нефти попутным потребителям.

Резервуарным парком в конце магистрального нефтепровода является либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо резервуары крупной перевалочной нефтебазы или пункта налива.

Резервуарные парки в системе магистральных нефтепроводов выполняют, в основном, те же функции, что и на магистральных нефтепроводах. В качестве специфических задач следует выделить их использование:

- для исправления смеси;

- для накапливания необходимых объемов нефти, позволяющих вести последовательную перекачку.

На промежуточных перекачивающих станциях, расположенных на границе смежных линейных участков, с объемом отбора нефти в отводы, превышающем разность часовых подач насосных более, чем на 20%, и тем самым не позволяющим осуществлять перекачку по системе “из насоса в насос”, должен предусматриваться резервуарный парк вместимостью не менее среднесуточного объема перекачки.

На пунктах приема смеси должны дополнительно предусматриваться резервуары для приема нефти.

Единичная вместимость резервуаров и их число в общей вместимости резервуарного парка наливных пунктов и перекачивающих станций должна определяться с учетом:

- распределения нефти по маркам и количеству;

- необходимости иметь не менее двух резервуаров на каждую марку нефти;

- требований возможно большей однотипности и единичной вместимости резервуаров;

- неравномерности подхода транспорта;

- коэффициента использования резервуаров.

В соответствии со [5] резервуары в резервуарных парках размещаются группами. Общая емкость резервуаров в одной группе должна быть не более: резервуаров с плавающей крышей или понтоном - 200000 м³ при применении резервуаров емкостью 50000 м³ и более и 120000 м³ - при применении резервуаров емкостью менее 50000 м³; резервуаров со стационарной крышей - 120000 м³ при хранении нефти с температурой вспышки выше 450 ⁰С и 80000 м³ - при хранении нефти с температурой вспышки 450 ⁰С и ниже. Общая площадь зеркала группы подземных резервуаров не должна превышать 14000 м².

Расстояние между стенками наземных резервуаров, располагаемых в одной группе, должно быть: резервуаров с плавающей крышей - 0,5 диаметра, но не более 30 м; резервуаров с понтоном - 0,65 диаметра и со стационарной крышей - 0,75 диаметра, но не более 30 м.

Расстояние между стенками подземных резервуаров одной группы должно быть не менее 1 м.

Расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних группах, должно быть:

- для наземных резервуаров объемом до 20000 м³ - 40м; объемом 20000 м³ и более - 60 м;

- для подземных резервуаров - 15 м.

Каждая группа наземных резервуаров должна быть ограждена сплошным земляным валом шириной по верху не менее 0,5 м или стеной, рассчитанными на гидростатическое давление разлившейся нефти.

Высота внешнего ограждения группы резервуаров должна быть 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся нефти, но не менее 1 м - для резервуаров емкостью менее 10000 м³ и 1,5 м - для резервуаров емкостью 10000 м³ и более.

Объем, образуемый между внутренними откосами обвалования или ограждающими стенами, должен быть равен емкости наибольшего резервуара в группе.

Расстояние от стенок резервуаров до нижней кромки внутренних откосов обвалования или до ограждающих стен следует принимать не менее: 3 м - от резервуаров емкостью 10000 м³ и 6 м - от резервуаров емкостью 10000 м³ и более.

В пределах одной группы каждый резервуар емкостью 20000 м³ и более или несколько меньших резервуаров суммарной емкостью 20000 м³ должны отделяться от других резервуаров группы внутренними земляными валами или стенами высотой 0,8 м при резервуарах емкостью менее 10000 м³ и 1,3 м при резервуарах 10000 м³ и более.

Объем, образуемый между внутренними откосами обвалования группы подземных резервуаров, определяется из условия удержания разлившейся нефти в количестве, равном 10 % емкости наибольшего резервуара в группе.

На территории резервуарного парка предусматривается производственно-дождевая канализация для приема:

- подтоварных вод из резервуаров;

- дождевых вод с обвалованной площадки резервуарного парка, где эти воды могут быть загрязнены нефтью;

- воды от охлаждения резервуаров при пожаре.

По границам резервуарных парков и между отдельными группами резервуаров оставляют пожарные проезды шириной не менее 3,5 м.

1.5.1 Учет нефти на потоке

При приеме нефти в трубопровод, сдаче на конечном пункте и передаче из одного управления в другое требуется определять их количество. Ранее количественный учет осуществлялся по резервуарам. Такая система учета требовала больших затрат ручного труда, плохо поддавалась механизации и автоматизации, не обеспечивала требуемой точности и достоверности учета. Применение счетчиков дает возможность осуществить учет нефти непосредственно на потоке, повысить точность измерения, автоматизировать получение результатов измерения, сократить персонал, выполняющий приемо-сдаточные операции. В настоящее время счетчики являются основным средством количественного учета. На магистральных трубопроводах применяются турбинные счетчики. Частота вращения турбинки счетчика непосредственно зависит от скорости потока, что позволяет определить расход в трубопроводе. Для преобразования частоты вращения ротора в потоке используют магнитные или магнитоиндукционные преобразователи. В последнем случае при прохождении лопасти турбинки вблизи магнитоиндукционного датчика в соленоиде наводится э.д.с., и изменение количества перекачиваемой среды сводится к подсчету электрических импульсов с помощью счетчиков импульсов. При установке счетчика необходимо создать условия, обеспечивающие точные показания. При наличии в жидкости механических примесей, больших, чем допускает конструкция счетчика, в начале замерной линии должен быть установлен фильтр. Перед счетчиком и после него необходимо обеспечить прямые участки требуемой длины для создания равномерного потока по сечению трубопровода. Обычно длина прямого участка перед счетчиком рекомендуется примерно в 20 диаметров трубы. Нормируемая длина прямого участка сокращается с уменьшением скорости потока, плотности жидкости и увеличения ее вязкости. Прямой участок после счетчика принимается около пяти диаметров трубы. Для сокращения прямого участка применяют струе выпрямители, представляющие собой набор труб малого диаметра, устанавливаемых внутри замерной линии. При больших расходах устанавливают параллельно несколько счетчиков.

Основные параметры турбинных счетчиков следующие:

- типовые диаметры - 8 - 600 мм;

- максимальный номинальный расход - 6500 м³/ч;

- диапазон изменения расходов - 1:15;

- погрешность измерения - 0,25%;

- повторяемость - 0,05%;

- максимальное давление - 25 МПа;

- потери давления - 40 кПа;

- максимальная вязкость - 5010^-6 м²/с.

Основной метрологической характеристикой счетчика является коэффициент пропорциональности, определяющий зависимость количества жидкости, прошедший через счетчик, от частоты вращения ротора. Значение коэффициента соответствует числу импульсов на единицу объема жидкости и называется фактором счетчика. Из-за ряда причин значение фактора не остается постоянным во всем диапазоне расходов, измеряемых счетчиком. Сказывается влияние трения в подшипниках, изменения структуры потока, неточность изготовления и др. Действительная частота вращения ротора будет отличаться от расчетной, что определяет наличие погрешности измерения, особенно сказывающейся при малых значениях измеряемого расхода. При использовании счетчиков регламентируется нижнее значение расхода, при котором обеспечивается измерение с гарантированной погрешностью. Другой характеристикой счетчика является номинальный расход - наибольший длительный расход, при котором погрешность показаний не выходит из установленных норм, а потери напора не создают в счетчике усилий, способствующих быстрому износу трущихся частей. Верхним пределом измерений называется кратковременный (не более 1 ч) расход, при котором погрешность показаний и нагрузка на опоры не выходит за пределы, установленные для данной конструкции. Наряду с погрешностью, т. а максимальным отклонением показаний от линейной характеристики во всем установленном диапазоне измеряемых расходов, для счетчиков различают повторяемость, т.е. возможную погрешность измерения в одной определенной заранее откалиброванной точке. Повторяемость у счетчиков значительно меньше погрешности. С изменением вязкости существенно изменяется эпюра скоростей потока по сечению. При одной и той же скорости потока это приводит к ускорению частоты вращения ротора при увеличении вязкости и снижению его скорости - при уменьшении. Возникающая при этом погрешность может существенно превысить допускаемые пределы. При отсутствии специальных устройств, компенсирующих влияние вязкости, для счетчиков всегда оговариваются пределы вязкости рабочей жидкости, в которых сохраняется номинальное значение погрешности.

Параллельная установка нескольких счетчиков дает определенные преимущества по сравнению со схемой с одним счетчиком:

1) при установке нескольких счетчиков расширяется диапазон пропускной способности, при которой обеспечивается нормальная эксплуатация с заданной погрешностью; возможность отключения счетчиков снижают общую пропускную способность узла и соответственно нижнюю границу допускаемых расходов;

2) учитывая возможность некоторой перегрузки счетчиков, схема может остаться полностью работоспособной и при неисправности одного из них и его ремонте;

3) учитывая, что распределение потоков по параллельным линиям практически постоянно, показания счетчиков на параллельных линиях могут сопоставляться и таким образом их можно корректировать;

4) параллельно устанавливаемые счетчики поверяются на прувере меньшего объема.

При работе счетчика из-за износа частей нарушается линейность соотношения между частотой вращения и скоростью потока, что увеличивает погрешность измерений. Поэтому правильность показаний и погрешность счетчиков должны систематически поверяться. Частота и методы поверки зависят от конструктивных данных, условий работы и назначения. Поверку счетчиков на месте эксплуатации проще всего производить контрольным (образцовым) счетчиком. В качестве образцового используется турбинный счетчик, пропускная способность которого соответствует аналогичному параметру рабочего счетчика, а погрешность в точке измерений в три раза меньше допускаемой погрешности для рабочего счетчика. Контрольный счетчик устанавливается выше по потоку, последовательно с поверяемым, чтобы они находились в одинаковых условиях по температуре и давлению протекающей через них жидкости. Схема включения контрольного счетчика должна обеспечивать тождественность потоков, отсутствие утечек между рабочим и контрольным счетчиком.

Наиболее удобным устройством, обеспечивающим поверку счетчиков с достаточной точностью, является трубопоршневая установка или прувер. Основную часть прувера составляет точно вымеренный по объему участок калиброванной трубы между двумя предельными отметками. Вытеснение объема жидкости осуществляется с помощью шара (поршня). Идея поверки счетчиков на прувере заключается в подсчете числа импульсов от счетчика за период движения поршня между детекторами - сигнализаторами прохождения поршней, установленными в начальной и конечной точке калиброванного участка. Показания счетчика сопоставляются с известным с высокой точностью объемом прувера.

Устанавливаемые на магистральных трубопроводах узлы учета количества и качества нефти зависимости от выполняемых функций делятся на коммерческие и оперативные. Коммерческие узлы осуществляют учет с точностью, необходимой для учетно-расчетных операций. Оперативные узлы производят учет с точностью, необходимой для оперативных целей и задач АЭСУ ТП, и могут являться резервными точками коммерческого учета. Состав коммерческих узлов входят рабочие, резервные и контрольные измерительные линии, приборы качества, автоматический пробоотборник, трубопоршневая установка и устройство регулирования расхода. На оперативных узлах учета приборы качества, трубопоршневая установка и устройство урегулирования расхода могут не предусматриваться. Число рабочих измерительных линий определяется из условий обеспечения заданной точности измерения в диапазоне 30-100 % пропускной способности трубопровода. Число резервных линий принимается в размере 30-50 % от числа рабочих измерительных линий, как правило, должно быть не более 10. В узле учета независимо от наличия трубопоршневой установки предусматривается одна контрольная линия.

1.6 Средства защиты магистрального трубопровода от перегрузок по давлению

При внезапной остановке одной из промежуточных НПС возникает волна давления, которая со скоростью звука движется к предыдущей перекачивающей станции и суммируется с развиваемым ею давлением. При этом суммарное давление в трубопроводе вблизи предыдущей НПС может значительно превысить допустимое значение. Опыт эксплуатации показывает, что разрыв трубопровода вследствие чрезмерно высокого давления в большинстве случаев происходит на расстоянии 20-40 км после предыдущей НПС, т. е. прежде чем волна повышенного давления достигает нет предыдущей станции и на ней сработает система защиты по максимальному давлению, отключающая насосы.

Мероприятия, с помощью которых можно предотвратить возможность возникновения опасных для прочности трубопровода давлений при внезапном отключении промежуточной НПС, можно подразделить следующим образом;

- создание волны пониженного давления, идущей на встречу волне повышенного давления;

- гашение волны повышенного давления в месте ее возникновения или уменьшение крутизны фронта такой волны.

Волна пониженного давления создается отключением на предыдущей НПС одного или нескольких насосных агрегатов, что обеспечивается посылкой сигнала по линии связи с остановленной НПС. При этом от предыдущей НПС навстречу волне повышенного давления будет двигаться волна пониженного давления, и при встрече эти волны будут взаимно гаситься. Однако при этом необходимо отключить отдельные насосные агрегаты на нескольких предыдущих НПС, так как они работают по системе “из насоса в насос”, и отключение агрегатов на одной из них создаст волну повышенного давления по направлению к ближайшей предыдущей станции и опасность чрезмерного повышения давления.

Система создания встречной волны пониженного давления включает:

1) устройство для формирования сигнала при возникновении опасных возмущений давления;

2) линию связи с предыдущей и последующей НПС;

3) устройство для отключения одного или нескольких насосных агрегатов при поступлении сигнала.

Система создания волны пониженного давления применена на отдельных участках трубопровода. При использовании данного средства защиты трубопровода от перегрузки по давлению, необходимо уметь рассчитать число насосных агрегатов, которые надо отключать на предыдущей НПС, а также определять, как при этом изменится пропускная способность трубопровода и на каких еще станциях потребуется отключение насосных агрегатов. Недостатком системы защиты путем создания волны пониженного давления является необходимость обеспечения помехоустойчивости и высокой надежности линии связи. Кроме того, часть трубопровода остается незащищенной от волны динамического давления с большой крутизной фронта.

Гашение волны повышенного давления непосредственно в месте ее возникновения позволяет исключить перегрузку трубопровода. Для этого достаточно снизить скорость нарастания давления у остановленной НПС до допустимых пределов, что будет достигнуто при выполнении следующего условия: уменьшение расхода через остановленную НПС должно происходить постепенно за время, соизмеримое со временем пробега ударной волной участка между остановленной и предыдущей НПС. Средствами обеспечения указанного условия могут быть: увеличение махового момента насосных агрегатов; установка на линии всасывания НПС воздушных колпаков; автоматический сброс части перекачиваемой жидкости в месте возникновения волны повышенного давления в специальный резервуар. Для увеличения махового момента требуется существенное изменение конструкции насосных агрегатов, в том числе и уже установленных, что весьма проблематично.

Воздушный колпак для современных магистральных трубопроводов с большой пропускной способностью должен быть объемом до 300 м3, чтобы обеспечить требуемое снижение скорости нарастания давления, и работать при давлениях порядка 6 МПа. Практическое осуществление этого мероприятия также очень затруднительно.

На магистральных трубопроводах нашел широкое применение способ автоматического сброса части нефти в резервуар, что объясняется простотой конструкции и эксплуатации. При этом используются регуляторы скорости повышения давления, которые также еще называются системами сглаживания волны давления (ССВД). Задача такого устройства - осуществлять сброс при отключениях данной станции и не реагировать на изменения давления, происходящие из-за отключений на соседних станциях, изменения уставки регулятора на этой станции или даже отключения одного агрегата на этой станции. Все эти события различаются крутизной волны давления, т.е. скоростью изменения давления в данной точке. С учетом перечисленных требований чувствительный элемент должен реагировать на скорости изменения давления порядка 0,4 - 1 МПа. Для регулирования скорости повышения давления нельзя использовать для сброса жидкости предохранительные клапаны, поскольку последние настраиваются на значение повышения давления при определенном статическом давлении. При переходных же процессах сброс должен осуществляться в случаях возникновения крутого фронта при любом статическом давлении. В качестве автоматического устройства для сброса используют шланговые клапаны типа “Флекс-Фло”.

На нефтепроводах диаметром 1000 и 1200 мм установлена система “Аркрон-1000”. Она включает шесть клапанов диаметром 300 мм с самостоятельным воздушным аккумулятором каждый, воздушные аккумуляторы соединены с общим баком с разделительной жидкостью, давление в котором поддерживается равным давлению в трубопроводе. Число клапанов и их диаметр определяются расходом жидкости, которую надо пропустить в безнапорную емкость. В систему входят, кроме того, комплект труб и вентилей для заполнения и контроля герметичности, а также резервуар для жидкости с насосом. Настройка регулятора скорости повышения давления осуществляется изменением сопротивления дросселя.

В соответствии с нормами технологического проектирования магистральных нефтепроводов системы сглаживания волны давления должны предусматриваться на промежуточных НПС магистральных нефтепроводах диаметром 720 мм и выше. Применение ССВД на нефтепроводах меньшего диаметра обосновывается расчетами. ССВД должна срабатывать при повышении давления в нефтепроводе на величину не более 0,3 МПа/с. Дальнейшее повышение давления в зависимости от настройки ССВД должно происходить плавно со скоростью от 10 до 30 кПа/с. Система СВД должна иметь не менее двух исполнительных органов. Характеристика исполнительных органов должна обеспечить поддержание вышеуказанных параметров при выходе из строя одного из них. Система СВД устанавливается на байпасе приемной линии НПС после фильтров-грязеуловителей. На входе и выходе ССВД должны быть две задвижки с электроприводом, отключающие ССВД от приемной линии НПС. Диаметр байпасного трубопровода выбирается таким образом, чтобы площадь сечения его не была менее половины площади сечения приемной линии. До и после исполнительных органов ССВД должна предусматриваться установка задвижек с ручным приводом. Задвижки должны быть опломбированы в открытом состоянии.

Объем резервуаров-сборников для сброса нефти от ССВД должен быть не менее:

1) для нефтепроводов диаметром 1220 мм - 500 м³;

2) для нефтепроводов диаметром 1020 мм - 400 м³;

3) для нефтепроводов диаметром 820мм - 200 м³;

4) для нефтепроводов диаметром 720 мм - 150 м³.

Даже если нефтепровод оснащен средствами защиты от перегрузок по давлению, следует предусматривать мероприятия, имеющие целью снижение числа отключений насосов. В основном опасные перегрузки происходят при отключениях всей насосной станции. Важно при этом предусмотреть как сокращение числа отключений, так и снижение крутизны фронта возникающей волны. Одной из наиболее частых причин отключения станции является прекращение энергоснабжения вследствие повреждения линий электропередач. Поэтому для электроснабжения НПС устраиваются две линии электропередачи. В линиях электропередач возможны короткие замыкания, при которых происходят отключения электроснабжения. В системе автоматики электроподстанций предусматриваются автоматическое повторное включение (АПВ) напряжения после его кратковременного отключения и автоматический повторный пуск агрегатов, которые начали снижать обороты при исчезновении напряжения (самозапуск). АПВ агрегатов позволяет снизить амплитуду повышения давления на приеме отключившейся станции и соответственно волну повышения давления, т.к. после повторного включения агрегатов в период процесса выбега давления на приеме не успевает повыситься до значения давления, при котором срабатывает система автоматики.

Самозапуском называется восстановление нормальной работы электропривода без вмешательства персонала после кратковременного перерыва электроснабжения или глубокой посадки напряжения.

Самозапуск имеет следующие отличия от пуска:

1) в момент восстановления напряжения двигатель вращается, поэтому в начале самозапуска возникает повышенный момент вращения двигателя по сравнению с пуском;