реферат найти Состав и назначение нефтеперекачивающих станций

Промежуточная
нпс – осуществляет операции по поддержанию напора, достаточного для дальнейшей
транспортировки нефти и нефтепродуктов по магистральному нефтепроводу.

1. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ НПС

Принципиальная схема коммуникаций, в которой предусмотрено проведение
всех необходимых производственных операций по перекачке, называется
технологической. Технологическая схема представляет собой безмасштабную схему
трубопроводных коммуникаций (с оборудованием), при помощи которых
обеспечивается весь комплекс операций по поддержанию в трубе напора,
достаточного для дальнейшей перекачки нефти или нефтепродуктов.

В технологическую схему промежуточной НПС входят (рисунок 1.1):

магистральная насосная;

камера приема средств очистки и диагностики;

камеры пуска средств очистки и диагностики;

узел предохранительных устройств;

емкость для сбора ударной волны;

емкость сбора утечек к погружным насосам;

узел регуляторов давления;

площадка с фильтрами-грязеуловителями.

Для составления технологической схемы НПС необходимо иметь данные по
объему перекачки, а также о перспективах развития станции.

Главное требование при разработке технологических схем – их простота,
возможность выполнения всех предусматриваемых проектом технологических операций
при минимальном количестве монтируемой запорной и регулирующей арматуры и
соединительных деталей, а также обеспечения минимальной протяженности
технологических трубопроводов. Длина трубопроводов обусловливается допустимыми
минимальными разрывами между соединяемыми объектами.

Рисунок 1.1 -Технологическая схема промежуточной НПС

На принципиальных схемах изображают все гидравлические элементы или
устройства, необходимые для осуществления технологических процессов и контроля
за ними, а также все гидравлические связи между ними.

Соединение центробежных насосов на НПС предусмотрено как
последовательное, так и параллельное. Обвязка насосов обеспечивает работу НПС
при выходе в резерв любого из агрегатов. При параллельном подключении основных
насосов предусматривается работа одновременно только двух насосов и двух резервных,
а при последовательном подключении работают три насоса при одном резервном.

Одно из основных условий при разработке схемы обвязки насосов – максимальное
уменьшение коэффициента резерва основного оборудования. Предусмотрена установка
подпорных насосов, обеспечивающих бескавитационную работу основных насосов.
Подпорные насосы в зависимости от их характеристик могут быть соединены
как_последовательно,_так_и_параллельно.

Обратный клапан КО, разделяющий всасывающий и напорный патрубки насоса,
пропускает жидкость в одном направлении. При работающем насосе давление,
действующее на заслонку обратного клапана справа, больше, чем давление,
действующее слева (давление на входе в насос).

Вследствие этого заслонка
клапана закрывается, и перекачиваемая жидкость идет через насос. При
неработающем насосе заслонка соответствующего клапана открывается под давлением
потока жидкости и пропускает жидкость к следующему (работающему)_насосу.

Основное направление движения нефти по коммуникациям промежуточной НПС
следующее: узел подключения станции к магистрали, камера фильтров,
магистральная насосная, узел регулирования давления, узел подключения,
магистраль.

Узел учета нефти или нефтепродуктов состоит из счетчиков, фильтров,
запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов, установки для поверки
счетчиков – прувера или контрольного счетчика. Камера пуска и приема скребка и
узел подключения к магистрали могут быть выполнены в различных вариантах. [1, 2]

.1     
Подбор насосного оборудования

В данной работе рассматривается участок нефтепровода, перекачивающий
нефть и нефтепродукты с проектным расходом 8 300 м3/ч. По часовому расходу
подбираем магистральные и подпорные насосы на станции.

В основной насосной размещены четыре магистральных насосов марки НМ
10000-210 (три рабочих, один резервный), с возможностью последовательного и
параллельного подключения [3].

Рисунок 1.2 – Разрез основного магистрального насоса типа НМ

Основным элементом центробежного насоса является рабочее колесо 5, где
осуществляется передача энергии от двигателя к жидкости путем воздействия
лопаток вращающего колеса. Корпус насоса 3 имеет спиральный подвод 7 и
улиточный отвод 6. Корпус имеет горизонтальный разъем.

Основными подшипниками являются подшипники скольжения
10; они непрерывно смазываются маслом под станционной системой смазки. Для восприятия
осевых усилий устанавливается радиально-упорный подшипник 1. Под номером 13
изображены разделительные втулки.

В подпорной насосной размещены три подпорных насоса
марки НПВ 5000-120 (два рабочих и один резервный), с возможностью параллельного
и последовательного подключения [4].

Рисунок 1.3 – Разрез подпорного вертикального насоса
типа НПВ

В целях уменьшения капитальных затрат на строительство
зданий подпорных насосных станций (цехов) в последнее время устанавливают
вертикальные подпорные насосы в открытом исполнении.

Конструктивно этот насос, расположенный в нижней части
стакана 11, сходен с насосом НМП. Он также имеет рабочее колесо 2,
предвключенные колеса 1, 3, вал 13, спиральный корпус 16, нагнетательные
патрубки 5, 12, подводы 14,17.

На верхний фланец фонаря 8 устанавливается
электродвигатель, соединяемый с помощью муфты с валом насоса.

Весь вал вращается на подшипниках скольжения 4, 18.
Напорные патрубки конструктивно переходят в напорную крышку 9.

Подшипник 7-радиально-упорный. Он воспринимает
нагрузку от вала двигателя. В месте выхода вала 13 из напорной крышки
устанавливается торцевое уплотнение 10.

Стакан герметичный, он эксплуатируется под абсолютным
давлением (0,05…0,1) МПа. Он опускается в колодец глубиной 3-4 м. Это позволяет
увеличить подвод на входе насоса НПВ.

1.2    Выбор основного
(технологического) оборудования

К основному (технологическому) оборудованию насосной станции кроме
основного и подпорного насосных цехов относят:

узел учета нефти;

узел регулирования давления;

узел с предохранительными устройствами;

фильтры-грязеуловители;

камеру пуска-приема очистных устройств;

технологические трубопроводы с запорной арматурой.

1.2.1 Узел учета нефти

Узел учета предназначен для измерения количества нефти при коммерческом и
оперативном учете.

Узел учета нефти производства ЗАО «РС Технологии» (г. Бугульма) выполнен
на базе турбинных датчиков расхода, в соответствии с руководящими документами
по учету нефти РД 153-39.4-042-99 и МИ 2693-2001 и состоит из технологической
части и аппаратуры сбора и обработки информации.

Технологическая часть имеет в составе блок фильтров, блок измерительных
линий, блок контроля качества и изготавливается в блочно-модульном исполнении.
Каждый блок выполняется в железнодорожных габаритах на рамных основаниях.
Силовая и контрольная кабельная разводки внутри блоков монтируется на заводе и
выводятся на взрывозащищенные клеммные коробки.

Таблица 1.2 – Технические характеристики узла учета нефти

1.2.2 Узел регулирования давления

Регуляторы давления с регулирующими заслонками фирмы «Гульдэ» типа 2021
предназначены для автоматического регулирования давления на выходе из насосной
станции. Заслонки приводятся в движение с помощью электрических сервоприводов.
Техническая характеристика регулирующих клапанов приведена в таблице 1.3.

Таблица 1.3 – Техническая характеристика регулирующих клапанов

1.2.3 Узел с предохранительными
устройствами

Система сглаживания волн давления фирмы Грове, типа «Аркрон – 1000»,
предназначена для защиты нефтяных трубопроводов при повышении давления на входе
НПС, при повышении давления в трубопроводе между подпорной и магистральной
насосной в случае остановки магистральных насосных агрегатов.

Система рассчитана на работу с сырой нефтью имеющей следующие
характеристики, указанные в таблице 1.4.

Таблица 1.4 – Характеристика ССВД

1.2.4 Фильтры-грязеуловители

Фильтр ФГ-1000 нефти производства ОАО «Курганхиммаш» (г. Курган) состоит
из камеры с быстродействующим концевым затвором, технологическими патрубками и
фильтрующим элементом, в виде перфорированной трубы (рисунок 1.5). Для замены
фильтрующего элемента предусматривается лоток или рама-лоток с тяговым
механизмом.

Штуцеры входа и выхода продукта выполняются в виде патрубков для
приварки к трубопроводу или заканчиваются фланцевым соединением или фланцевым
соединением с поворотной заглушкой. Фильтры удобны в эксплуатации. Позволяют за
10 – 20 минут производить замену фильтрующих элементов [7].

Таблица
1.5 – Основные параметры и характеристики фильтра-грязеуловителя

Рисунок
1.4 – Фильтр-грязеуловитель: 1 – корпус; 2 – элемент
фильтрующий; 3 – лоток; 4 – патрубок осевой; 5 – патрубок боковой; 6 – концевой
затвор; 7 – опора; 8 – ролики; 9 – манометр; 10 – поддон; 11 – заглушка поворотная;
12 – воздушник; А – вход/выход продукта, Б – вход/выход продукта, В –
воздушник, Г – дренаж, Д 1, 2 – под манометр

1.2.5 Камера пуска-приема очистных устройств

Камеры пуска-приема очистных устройств предназначены для установки на
магистральном нефтепроводе и служат для периодического запуска и приема
внутритрубных снарядов-дефектоскопов, очистных скребков и других поточных
средств. Изготавливаются ОАО «Кургахиммаш» по ТУ 3683-006-00220575-2002
(таблица1.6, рисунок 1.6).

В зависимости от расположения патрубков подвода и отвода нефти по
отношению к направлению перекачки, камеры изготавливаются в правом (Пр) или
левом (Л) исполнении. Камеры предназначены для эксплуатации в условиях
макроклиматических районов с умеренным и холодным климатом и размещении на
открытом воздухе с температурой окружающей среды от минус 60 °С до плюс 40 °С
категория размещения 1 по ГОСТ 15150. Вид климатического исполнения – УХЛ1.
Конструкция камер обеспечивает стойкость к ветровым нагрузкам с
характеристиками:

• нормативное значение ветрового давления – не менее 0,48 кПа.

• скорость ветра (верхнее значение) – 50 м/с. [7]

Таблица 1.6 – Основные параметры камеры приема-запуска

Рисунок 1.5 – Камера запуска средств очистки и диагностики нефтепроводов
Ду 1000 мм в блочном исполнении с левым расположением патрубка подвода нефти
КЗ-1000-8,0-С-Б-Л-УХЛ1(КЗ-1000-8,0-С-Б-Пр-УХЛ1 – правое исполнение, зеркальное
отражение КЗ-1000-8,0-С-Б-Л-УХЛ1 относительно оси аппарата)

2. КОМПОНОВКА НАСОСНОГО ЦЕХА

Насосный цех стационарного типа сооружен из огнестойких материалов
(кирпич, бетон, железобетон). Фундамент насосного цеха выполнен в виде
одиночных ленточных (сплошных) железобетонных фундаментов. По конструкции
фундаменты под основные насосные агрегаты и электродвигатели массивные.
Фундамент под основной насос и электродвигатель общий и не соединен с
фундаментом здания.

Насосный зал относится к взрывоопасным помещениям класса В-1А категории,
где установлены 3 основных насоса марки НМ 10000-210 с приводом от
электродвигателя СТДП 5000-2 УХЛ4 (во взрывобезопасном исполнении), система
вентиляции, блок откачки утечек, мостовой кран, а так же блок централизованной
маслосистемы с аккумулирующим баком.

Насосные агрегаты обвязываются трубопроводами-отводами изогнутой формы,
которые соединяют их приёмные и напорные патрубки с общим коллектором. В
технологической обвязке насосов применяют трубы Dу=377-12 мм. В общем здании насосного цеха уложены
трубопроводные коммуникации вспомогательных систем, а также сооружены площадки
для обслуживания оборудования с соответствующими ограждениями и лестницами. При
прохождении трубопроводов через разделительную стенку смонтированы специальные
герметизирующие фрамуги.

Компоновка оборудования и технологическая обвязка в цехе и вне его
обеспечивает:

самотечное отведение утечек от торцевых уплотнений насосов в
резервуар-сборник нефти ЕП-40;

– подачу нефти погружными насосами на всасывающую линию магистральных
насосов из емкости сбора утечек ЕП-40;

– подачу под напором масла к насосным агрегатам и самотечное отведение
его в масляные баки, установленные на глубине 2,6 м в специальном приемнике.

Для обеспечения нормальных условий работы магистральных насосов и
электродвигателей по действующим стандартам предусмотрены следующие вспомогательные
системы:

система сбора и откачки утечек от торцевых уплотнений;

централизованная система смазки и охлаждения подшипников магистральных
насосных агрегатов;

аппараты воздушного охлаждения масла;

– аппараты воздушного охлаждения электродвигателей;

система подготовки и подачи сжатого воздуха;

система контроля и защиты насосных агрегатов;

система вентиляции;

система пожаротушения.

.1 Подбор электродвигателя и определение
размеров насосного агрегата

В таблице 2.1 приведены характеристики насоса НМ 10000-210

Таблица 2.1 – Характеристики насоса НМ 10000-210

В соответствии с типом насоса подбираем электродвигатель СТДП 5000 – 2УХЛ
4. Характеристики которого представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 – Электродвигатель СТДП 5000 – 2УХЛ 4

На рисунке 2.1 представлены размеры насосного агрегата

Рисунок
2.1 – Размеры насосного агрегата, мм:

2.2 Подбор подъемно-транспортного оборудования

В насосном цехе используется двухбалочный опорный мостовой кран с
электроприводом. Двухбалочные опорные мостовые краны предназначены для подъема
и перемещения грузов при производстве ремонтных, монтажных, строительных и
других работ в помещении или под навесом при температуре от минус 20°С до 40°С.

Масса насосного агрегата 35415 кг. Масса самого насоса 9795 кг, исходя из
этого условия, подбираем кран. Ставим кран мостовой среднего режима работы с
одним крюком грузоподъемность 10 т.

Масса электродвигателя 25620 кг, из этого условия ставим кран мостовой
двубалочный среднего режима работы с двумя крюками грузоподъемность 30т.

Реферат найти состав и назначение нефтеперекачивающих станций