Главная страница Случайная лекция Мы поможем в написании ваших работ! Порталы: БиологияВойнаГеографияИнформатикаИскусствоИсторияКультураЛингвистикаМатематикаМедицинаОхрана трудаПолитикаПравоПсихологияРелигияТехникаФизикаФилософияЭкономика Мы поможем в написании ваших работ! |
Технология перекачки нефти
Магистральные нефтепроводы предназначены для транспорта нефти из района ее добычи на морские, речные, железнодорожные пункты налива, на нефтеперерабатывающие заводы, а магистральные продуктопроводы — для транспорта нефтепродуктов из района их производства до наливных станций или нефтебаз, расположенных в местах потребления. На магистральных нефте- и продуктопроводах строят насосные перекачивающие станции (НПС) двух видов: головные и промежуточные. Головные станции располагаются в начале трубопровода и служат для перекачки нефти или нефтепродуктов из емкости в магистральный трубопровод. Промежуточные станции предназначены для повышения давления перекачиваемых продуктов в магистральном трубопроводе [5]. В соответствии с назначением упомянутых станций в состав сооружений головной НПС всегда входят резервуарный парк и подпорная насосная станция, совмещенная с основной насосной или расположенная в отдельном здании. Подпорная насосная служит для подачи жидкости на вход основных насосов, так как при откачке из безнапорных резервуаров основные насосы не в состоянии вести откачку без предварительного создания давления жидкости на их входе. На многих трубопроводах, находящихся в эксплуатации, промежуточные насосные станции также имеют емкости для нефти или нефтепродуктов и ведут откачку из этих емкостей. В этом случае промежуточные перекачивающие станции содержат так же, как и головные, подпорные насосы. На всех новых и строящихся трубопроводах промежуточные резервуары не предусматриваются и перекачка жидкости ведется по системе из насоса в насос. При работе по системе из насоса в насос в установке подпорных насосов на промежуточных станциях нет необходимости. Кроме рассматриваемых здесь перекачивающих насосных станций, на магистральных трубопроводах существуют наливные насосные, располагаемые при резервуарных парках наливных станций. На НПС в качестве основных используются центробежные насосы с подачей от 360 до 10000 м3/ч с напором 210—260 м и в качестве подпорных — насосы с подачей 360—5000 м3/ч с напором 28—90 м (рис. 14.1). На головных станциях чаще всего устанавливают четыре насоса, из которых один резервный. Насосы включают последовательно, например, на станции с четырьмя насосами — по два-три, чем обеспечивается необходимое давление на выходе станции. Мощность, необходимая для привода насоса с подачей 10000 м3/ч, составляет 6300—8000 кВт. На головных станциях устанавливают два (иногда три) подпорных насоса, из которых один резервный. Подпорный насос должен обеспечивать подачу, равную подаче главного насоса, и создавать необходимое давление перед главным насосом (например, 0,28—0,9 МПа).
Рис.14.1.Технологическая схема нефтеперекачивающей насосной станции.
На ранее построенных промежуточных НПС с промежуточными емкостями установлены один-два подпорных насоса, без резерва. Мощность, необходимая для работы этих насосов, составляет 320—800 кВт . Нефтяной насос является турбомеханизмом, конфигурация механической характеристики которого зависит от того, как осуществляется его пуск (на открытую или закрытую задвижку). Момент трогания механизма из состояния покоя, обусловленный противодавлением, трением в подшипниках и торцевых уплотнениях насоса, составляет 20—25 % от момента сопротивления при полной скорости. По мере разгона насоса момент сопротивления несколько уменьшается, достигая минимума при 300—500 об/мин, а затем увеличивается по параболическому закону с показателем степени 3. Для привода центробежных насосов НПС магистральных трубопроводов в настоящее время применяют исключительно электродвигатели. Технологическое оборудование насосных станций кроме собственно насосных агрегатов содержит систему трубопроводов перекачиваемой жидкости, масляную систему, системы вентиляции электродвигателей, систему охлаждения масла, систему смазки уплотнений и сбора утечек перекачиваемой жидкости и др. Пуск и остановка двигателей привода насосов связаны с управлением положением задвижек технологических коммуникаций [5]. В схеме технологических трубопроводов головной насосной нефтеперекачивающей станции (рис.14.2).
Рис.14.2. Упрощенная схема технологических трубопроводов головной насосной нефтеперекачивающей станции.
Подпорные насосы 1 забирают нефть из резервуара 10через фильтр 11и подают ее на вход основных насосов 2. При помощи задвижек с электроприводом 3и 4возможно обеспечить работу одного, двух или трех последовательно включенных главных насосов. Обратные клапаны 6 предотвращают перетекание нефти из напорного трубопровода в подводящий на участке каждого насоса. В тех случаях, когда в месте выхода вала из насоса применяется торцевое уплотнение корпуса насоса, уплотнения смазываются очищенной нефтью, подаваемой по системе трубопроводов, не показанной на рис.12.2. Смазка подшипников главных и подпорных насосов и приводного электродвигателя осуществляется по циркуляционной системе под давлением. Забираемое из масляного бака масло прокачивается электрифицированными шестеренчатыми насосами через фильтр и охладитель и далее поступает в подшипники, откуда самотеком проходит в масляный бак. Масло может охлаждаться водой или нефтью. Нефть, просачивающаяся через уплотнения, по трубопроводам утечек 5 отводится в сборный приямок 7, откуда попадает в резервуары — сборники утечек 8и далее насосом 9перекачивается в подводящий трубопровод. Кроме основного технологического оборудования насосных станций, разрез которой показан на рис 12.3., работа которого требует подвода электрической энергии, существуют другие ее потребители: вспомогательные устройства самой насосной (вентиляции, освещение, котельная, механические мастерские и др.).
Рис.14.3. Разрез насосной станции магистрального нефтепровода: 1 — кран с пневмоприводом; 2 — центробежный насос; 3 — редуктор; 4— влагооделитель; 5 — аккумулятор масла; 6— синхронный электродвигатель; 7 — возбудитель; 8— воздухоохладитель.
Мощность, необходимая для питания всех потребителей головной насосной станции, достигает 30 МВт и более. В районах Западной Сибири, где берут начало многие магистральные нефтепроводы, на одной площадке монтируются три-четыре НПО. В этом случае установленная мощность электродвигателей только основных насосов превышает 100—110 МВт [5]. Управление всеми основными и вспомогательными технологическими процессами НПС автоматизировано. Система автоматики обеспечивает следующие операции: - автоматический пуск вспомогательных механизмов для подготовки к включению насосных агрегатов при открытой задвижке на входе станции; - дистанционное программно-автоматическое включение каждого основного насосного агрегата; - автоматическое регулирование максимального давления нагнетания станции и минимального давления всасывания основных насосов; - контроль режима охлаждения двигателей насосных агрегатов; - автоматическое управление приточно-вытяжной вентиляцией с ограничением содержания паров нефти в воздухе насосного отделения на уровне не выше 20 % от нижнего предела взрываемости и с поддержанием температуры в помещении насосов в пределах, требуемых для нормальной работы оборудования и аппаратуры; - автоматическое управление погружными насосами и насосами откачки утечек в зависимости от уровня в резервуарах-сборниках; - автоматическое отключение каждого из работающих агрегатов при нарушении нормального режима работы любого из его узлов; - автоматическое включение резервного агрегата любой вспомогательной системы при выходе из строя основного; - автоматическое отключение одного из работающих насосных агрегатов в случае чрезмерного повышения давления нагнетания до и после регулирующего органа, а также чрезмерного понижения давления на входе основных насосов; - автоматическое выключение всех агрегатов и отключение станции от магистрали в случае аварийного повышения давления нагнетания или понижения давления на входе основных насосов, а также при долговременном сохранении повышенной концентрации паров нефти в воздухе насосного отделения и при максимальном аварийном уровне нефти в резервуарах-сборниках; - дистанционное отключение НПС от магистрального нефтепровода с одновременным отключением вспомогательных механизмов; - централизованный контроль за основными параметрами работы НПС, их регистрацию и необходимую исполнительную и аварийную сигнализацию.
Дата добавления: 2015-06-30; просмотров: 2399; Нарушение авторских прав Мы поможем в написании ваших работ! |