Нефтеперекачивающая станция (НПС) представляет собой комплекс сооружений и устройств для приема, накопления и перекачки нефти по магистральному нефтепроводу и подразделяются по назначению на нефтеперекачивающие станции с емкостью и НПС без емкости.
1. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Состав сооружений НПС
В состав НПС входят следующие основные и вспомогательные установки и сооружения:
- магистральная насосная;
- маслохозяйство;
- сборник нефти сброса ударной волны утечек и дренажа;
- емкость для аварийного сбора нефти;
- насосы погружные высоконапорные;
- регуляторы давления;
- система сбора и утилизации нефтеутечек;
- система тепло- и электроснабжения;
- система контроля и управления;
- система водоснабжения, канализации и очистки сточных вод’
- система связи;
- система пожаротушения;
- служебно-эксплуатационный и ремонтный блок;
- открытая стоянка техники с воздухоподогревом;
- складские помещения;
- септик с насосной установкой;
- канализационная насосная станция нефтесодержащих стоков;
- канализационная насосная станция очищенных сточных вод;
- станция биологической очистки сточных вод со сборниками отстоянных сточных вод;
- сборник уловленной нефти с насосной установкой;
- узел приема и пуска средств очистки и диагностики.
1.2 Технологическая схема НПС
Рисунок 1.1 «Технологическая схема НПС»
1 — подпорная насосная; 2 — площадка фильтров и счетчиков; 3 — основная насосная; 4 — площадка регуляторов; 5 — площадка пуска скребков; 6 — резервуарный парк.
1.3 Требования НТД к оборудованию системы НПС и описание ее работы
Таблица 1.1. «Технические характеристики наноса НПВ-3600»
|
Параметр |
Значение |
|
|
Подача, мі/ч |
3600 |
|
|
Напор, м |
90 |
|
|
Допускаемый кавитационный запас,м |
3.2 |
|
|
Частота вращения, об/мин |
990 |
|
|
Мощность насоса, кВт |
1085 |
|
|
КПД насоса, % |
84 |
|
|
Тип насоса |
НПВ |
|
Схема 1.1. «Габаритные размеры насоса НПВ-3600»
Таблица 1.2. «Основные показатели двигателя»
|
L, мм |
L 1 , мм |
марка двигателя |
основные показатели двигателя |
||||
|
мощность, кВт |
синхронная частота вращения, об/мин |
напряжение, В |
масса, кг |
||||
|
9150 |
2550 |
ВАОВ-5К-1250-6 УХЛ1 |
1250 |
990 |
6000 |
8350 |
|
Требования к предохранительным клапанам:
- Высокая надёжность;
- Обеспечение стабильности работы;
- Безотказное и своевременное открытие клапана в случае превышения рабочего давления в системе;
- Обеспечение клапаном требуемой пропускной способности;
- Осуществление своевременного закрытия с требуемой степенью герметичности в случае падения давления в системе и сохранения установленной степени герметичности при возрастании давления;
- Клапаны предохранительные с пружинной нагрузкой должны изготавливаться с номинальными диаметрами входного и выходного патрубков (DNвхода/DNвыхода) 25/40;
- 40/65;
- 50/80;
- 80/100;
- 100/150;
- 150/200;
- 200/300 и номинальным давлением входного патрубка PN 1,6 МПа, PN 2,5 МПа.
1.4 Техническое обслуживание и ремонт оборудования систем
Таблица 1.3. «Периодичность технического обслуживания, ремонтов и диагностического контроля насоса типа НПВ 3600»
|
Тип насоса |
Периодичность, не более, ч |
|||||
|
ТО 1 |
Планового 2 диагностического контроля |
ТР |
СР 3 |
КР |
||
|
НПВ 3600 |
400 |
2000 |
4000 |
12000 |
24000 |
|
Примечание — Для насосов, имеющих малую наработку в течение года (менее 500 ч), ТО проводится не реже 1 раза в 6 месяцев. 2 Плановый диагностический контроль (виброобследование) вспомогательных насосов осуществляется 1 раз в 3 месяца. 3 В таблице указана периодичность среднего ремонта насосов, вал которых имеет наработку менее 50000 ч. При наработке валов от 50000 ч до 72000 ч периодичность среднего ремонта насосов должна соответствовать периодичности дефектоскопии валов приведенной в таблице 1.4.
Таблица 1.4. «Периодичность дефектоскопического контроля валов насоса»
|
Тип насоса |
Периодичность дефектоскопического контроля, ч |
||
|
При наработке вала до 50000 ч |
При наработке вала от 50000 до 72000 ч |
||
|
НПВ 3600 |
12000 |
8000 |
|
Текущий ремонт выполняется без вскрытия насоса. Средний ремонт предусматривает разборку насоса (без демонтажа с фундамента), при этом в зависимости от технического состояния проводится замена узлов и деталей, а также замена ротора. Капитальный ремонт насоса проводится с периодичностью, а также с выполнением дополнительных работ, определенных при диагностических контролях и во время текущего и среднего ремонта, технического освидетельствования (РД 153-39.4Р-124-02. Заменяемый после ремонта ротор должен пройти дефектоскопический контроль соответствующим оформлением формуляра, заключения или акта по форме приложения. Методика и технология дефектоскопии валов магистральных и подпорных насосов должна соответствовать РД153-39ТН-010-96. Валы магистральных и подпорных насосов после наработки 72000 часов эксплуатировать запрещено. Валы вспомогательных насосов подвергаются визуально-измерительному контролю при проведении ремонтов. При выявлении признаков наличия трещины вал подвергается дефектоскопическому контролю с применением ультразвукового, вихре токового, магнитопорошкового, капиллярного методов согласно технологии, представленной в РД 153-39ТН-010-96. Валы вспомогательных насосов с трещинами эксплуатировать запрещается.
Требования к контролю и отбраковке деталей общего назначения
Болты, гайки и резьбы:
- состояние резьбы проверяется внешним осмотром, на резьбе деталей не должно быть вмятин, забоин, выкрашиваний и срывов более 2-х ниток;
- грани головок болтов и гаек не должны иметь повреждений и износа более 0,05 мм.
Стопорные и пружинные шайбы:
- стопорные шайбы не должны иметь трещин и надрывов в местах перегиба;
— пружинные шайбы, бывшие в употреблении, могут быть использованы повторно, если они не потеряли своей упругости, которая характеризуется величиной развода концов шайб. Нормальный развод шайбы равен двойной ее толщине, допустимый — полуторной.
Перед установкой деталей в насос контролируется:
- состояние поверхностей сопряжения деталей насоса с корпусом;
- качество притирки партрения и состояние резиновых уплотнений торцовых уплотнений;
- надежность крепления рабочего колеса и втулок на валу;
- легкость вращения внутреннего кольца подшипника качения относительно наружного;
- диаметральные размеры обода рабочего колеса и уплотнительного кольца, размер щелевого зазора между указанными деталями согласно приложению У;
- чистота устанавливаемых деталей.
Нормативы технического обслуживания и ремонта
Таблица 1.5 «Нормы трудоемкости технического обслуживания и ремонта насоса»
|
Тип насоса |
Трудоемкость, чел.-ч |
||||
|
ТО |
ТР |
СР |
КР |
||
|
НПВ 3600 |
6 |
72 |
192 |
288 |
|
Таблица 1.6 «Нормы технологического резерва запасных частей насоса»
|
Наименование запасных частей |
Единица измерения |
Нормы технологического резерва |
||
|
для ЦБПО (БПО) на 10 единиц однотипного оборудования |
для НПС, состоящей из 4-х НА, на один типоразмер |
|||
|
Насос типа НПВ 3600 |
||||
|
Ротор в сборе |
шт. |
1 |
— |
|
|
Подшипник промежуточный (кроме исполнения 2) |
шт. |
6 |
— |
|
|
Подшипник радиально-упорный |
шт. |
6 |
2 |
|
|
Уплотнение торцовое |
компл. |
10 |
2 |
|
|
Кольцо трущейся пары |
компл. |
20 |
— |
|
|
Пружина |
компл. |
10 |
— |
|
|
Кольца и манжеты уплотнительные |
компл. |
20 |
— |
|
|
Муфта (зубчатая, МУП, УКМ) |
компл. |
2 |
— |
|
Техническое обслуживание и ремонт системы откачки утечек
В систему откачки утечек входит: запорная арматура, емкость утечек, насосы и нефтепроводы откачки утечек.
Технический осмотр системы откачки утечек проводится:
- дежурным персоналом НПС — 2раза в смену;
- инженерами служб — 1 раз в смену;
- заместителем начальника НПС- 1 раз в 2 дня;
- начальником НПС — 1 раз в месяц при общем обходе НПС.
При техническом обслуживании системы откачки утечек проводятся: промывка (пропарка) трубопроводов от отложений парафина и грязи; проверка герметичности разъемных соединений и целостности труб. Периодичность проведения технического обслуживания 1 раз в 6месяцев.
При капитальном ремонте производятся все работы, предусмотренные техническим обслуживанием, а также для трубопроводов системы откачки утечек — вскрытие и замена поврежденных и подвергшихся коррозии участков трубопровода, нанесение изоляции на вскрытые и замененные участки.
После капитального ремонта проводятся гидравлические испытания водой на прочность и плотность напорных участков трубопроводов давлением 1,25 Р раб в течение 15 минут (где Рраб — максимальное рабочее давление напорных участков).
Периодичность проведения капитального ремонта трубопроводов, системы откачки утечек определяется техническим состоянием, но не реже 1 раз в 10 лет.
2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Определение характеристики магистрального насоса
Зависимость напора (Н) от подачи (Q) насоса выражается формулой
Н = a-bQ 2 (2.1)
где для насоса НМ 1250-260 с ротором 1,0 Q Н диаметром раб.колеса 418 мм a= 291,9 b= 3,904310-5
Таблица 2.1 Характеристика МН
|
H, м |
291,9 |
282,1 |
269,9 |
252,9 |
230,9 |
204,05 |
|
|
Q, м 3 /ч |
0 |
500 |
750 |
1000 |
1250 |
1500 |
|
2.2 Определение характеристики подпорного насоса
Аналогично для насоса НПВ 600-60 с диаметром раб.колеса 445 мм a= 74,7 b= 4,260010 -5
Таблица № 2 Характеристика ПН
|
H, м |
74,7 |
72,04 |
68,7 |
64,05 |
58,1 |
50,7 |
|
|
Q, м 3 /ч |
0 |
250 |
375 |
500 |
625 |
750 |
|
2.3 Определение характеристики нефтепровода
Исходные данные:
- наружный диаметр труб, мм530
- толщина стенки, мм7
- длина трубопровода, км90
- разность геодезических отметок ?z = ? 50 м;
- расчетная плотность нефти с р = 860 кг/м3 ;
- расчетная кинематическая вязкость н р = 25·10-6 м2 /с,
- конечный напор h к =60 м
Графическое представление зависимости гидравлических потерь в трубопроводе от производительности перекачки H тр (Q) называется гидравлической характеристикой трубопровода.
Потери напора на трение в трубопроводе определяются по формуле Дарси — Вейсбаха:
(2.2)
где л — коэффициент гидравлического сопротивления;
- d- внутренний диаметр, м;
- w- скорость движения жидкости, м/с;
g- ускорение свободного падения (= 9,81 м/с 2 ).
l тр — длина трубопровода, м
Суммарные потери в трубопроводе будут равны
H тр =hm + ?z + hк (2.3)
где ?z — разность геодезических отметок между конечной и начальной точками трубопровода, м
h к — необходимый конечный напор, м
Определение коэффициента гидравлического сопротивления
В расчетах гидравлических потерь коэффициент гидравлического сопротивления определяется в зависимости от числа Рейнольдса (Re):
(2.4)
(2.5)
где D- внутренний диаметр трубопровода; [м].где Q- секундный расход, м 3 /с;
w- фактическая скорость течения нефти в трубопроводе
н р -расчетное значение кинематической вязкости [м2 /сек]
при числах менее 2800 по формуле:
л=64/Re(2.6)
при числах от 2800 до Re 1 по формуле:
л=0,3164/Re 0,25 (2.7)
при числах от до Re 2 по формуле:
л=B+(1,7/Re 0,25 )(2.8)
Предельные значения Re 1 , Re2 и значения B приведены в таблице 2.3.
Таблица 2.3. Предельные значения и значения B
|
Наружный диаметр, мм |
Re 1 |
Re 2 |
B |
|
|
530 |
73000 |
3200000 |
0,0130 |
|
|
720 |
100 000 |
4 500 000 |
0,0124 |
|
|
820 |
110 000 |
5 000 000 |
0,0123 |
|
|
920 |
115 000 |
5 500 000 |
0,0122 |
|
|
1020 |
120 000 |
6 000 000 |
0,0121 |
|
|
1220 |
125 000 |
6 800 000 |
0,0120 |
|
Результаты расчетов приведены в табл. 2.4.
Таблица № 2.4. Характеристика трубопровода
|
H, м |
0 |
114,6216 |
233,349 |
386,108 |
570,419 |
784,851 |
|
|
Q, м 3 /ч |
0 |
500 |
750 |
1000 |
1250 |
1500 |
|
2.4 Определение режима работы НПС — нефтепровод
Таблица № 2.5 Характеристика ПС при работе 2 ПН параллельно
|
H, м |
74,7 |
72,04 |
68,7 |
64,05 |
58,1 |
50,7 |
|
|
Q, м 3 /ч |
0 |
500 |
750 |
1000 |
1250 |
1500 |
|
Таблица № 2.6. Характеристика ПС при работе 2 ПН параллельно + 1 МН
|
H, м |
366,6 |
354,14 |
338,6 |
316,95 |
289 |
254,75 |
|
|
Q, м 3 /ч |
0 |
500 |
750 |
1000 |
1250 |
1500 |
|
Таблица № 2.7. Характеристика ПС при работе 2 ПН параллельно + 2 МН последовательно
|
H, м |
658,5 |
636,24 |
608,5 |
569,85 |
519,9 |
458,8 |
|
|
Q, м 3 /ч |
0 |
500 |
750 |
1000 |
1250 |
1500 |
|
Таблица № 2.8. Характеристика ПС при работе 2 ПН параллельно + 3 МН последовательно
|
H, м |
950,4 |
918,34 |
878,4 |
822,75 |
750,8 |
662,85 |
|
|
Q, м 3 /ч |
0 |
500 |
750 |
1000 |
1250 |
1500 |
|
Рисунок 2.1. Совмещенные характеристики работы трубопровода и насосов
Из графика на рис. 2.1 можно определить
1 ПН — нефтепровод
|
Показатель |
Величина |
|
|
Производительность, м 3 /ч |
300 |
|
|
Напор на выходе НПС, м |
63 |
|
|
Давление на выходе НПС, МПа |
0,532 |
|
2. ПН — нефтепровод
|
Показатель |
Величина |
|
|
Производительность, м 3 /ч |
310 |
|
|
Напор на выходе НПС, м |
65 |
|
|
Давление на выходе НПС, МПа |
0,548 |
|
|
2 ПН + 1МН — нефтепровод |
||
|
Показатель |
Величина |
|
|
Производительность, м 3 /ч |
900 |
|
|
Напор на выходе НПС, м |
320 |
|
|
Давление на выходе НПС, МПа |
2,6997 |
|
|
2ПН + 2МН — нефтепровод |
||
|
Показатель |
Величина |
|
|
Производительность, м 3 /ч |
1190 |
|
|
Напор на выходе НПС, м |
570 |
|
|
Давление на выходе НПС, МПа |
4,809 |
|
|
2ПН + 3МН — нефтепровод |
||
|
Показатель |
Величина |
|
|
Производительность, м 3 /ч |
1400 |
|
|
Напор на выходе НПС, м |
690 |
|
|
Давление на выходе НПС, МПа |
5,821 |
|
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovaya/na-temu-ekspluatatsiya-oborudovaniya-na-nps/
1. Шаммазов А.М., Александров В.Н., Гольянов А.И. и др. Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций. — М.: ООО Недра, 2016 — 404с.
2. Коршак А.А., Бикинеев В.А. Обслуживание и ремонт оборудования насосных и компрессорных станций — Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2014 — 152с.
3. Закожурников, Ю.А. Транспортировка нефти, нефтепродуктов и газа: учебное пособие для СПО / Волгоград: Ин-фолио, 2010. — 432 с: ил.
4. Закожурников Ю.А. Хранение нефти, нефтепродуктов и газа: учебное пособие для СПО / Волгоград: Издательский Дом «Ин-Фолио», 2010. — 432 с: илл.
5. РД 153-39.4-056-00. «Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов»
6. РД 08.00-60.30.00-КТН-016-1-05 «Руководство по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций»
7. Пименов В.И. Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине «Насосы и перекачивающие станции» — «Самарский государственный технический университет», 2014.
