Раздел Обслуживание и диагностика Практическая работа №1 Тема: Технологические схемы насосных перекачивающих станций (НПС). Цель: По заданной технологической схеме научиться определять режимы работы НПС, изучить порядок работы арматуры, автоматики и технологических трубопроводов. Общие сведения: Принципиальная схема коммуникаций, предусматривающая 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 приему, откачке и внутристанционным перекачкам нефти или нефтепродуктов. Для составления технологической схемы перекачивающей станции необходимо иметь данные по объему перекачки; объем и одновременность проведения технологических операций, а также перспективы развития станции. Для нефтепродуктопроводов необходимо дополнительно иметь разбивку годового грузооборота по отдельным группам нефтепродуктов. 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 Наиболее часто используются принципиальные (полные) схемы и схемы соединений (монтажные) На принципиальных схемах изображаются вое гидравлические элементы или устройства, необходимые для осуществления технологических процессов и контроля за ними, а также все гидравлические связи между ними (рисунок 1.1). В зависимости от схемы соединения насосов и резервуаров можно выделить следующие системы перекачки нефти и нефтепродуктов: постанционную, с подключенным резервуаром, из насоса в насос, через резервуар (рисунок 1.2). При постанционной системе перекачки нефть принимают поочередно в один из резервуаров станции, для закачки же в трубопровод в это время используют нефть из другого резеовуара. При этой системе перекачки возможен пореэервуарный учет количества перекаченной нефти, но она сопровождается значительными потерями нефти от 'больших дыханий" резервуаров. Постанционная система перекачки характерна для головных НПС магистрального нефтепровода и его эксплуатационных участков. Система перекачки нефти с "подключенным резервуаром1предусматривает, что основное ее количество проходит го трубопроводу, минуя резервуар. Поскольку колебания уровня нефти в нем происходят только в связи с различием расходов на предыдущем и последующем перегонах между станциями, при данной системе перекачки потери нефти от "больших дыханий' ниже. При синхронной работе участков уровень нефти в "подключенном резервуаре остается постоянным. При системе перекачки "из насоса в насос'' резервуары промежуточных НПС отключаются от трубопровода и используются только для приема нефти из трубопровода во время аварий или ремонта Нефть проходит только через магистральные насосы НПО За счет этого уменьшаются потери нефти от испарения и полностьо используется подпор 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. Рисунок. 1.1. Технологическая схема головной насосной станции. 1 — резервуар-сборник с погружным насосом; 2 — основная насосная; 3 — насосный агрегат НМ-10000-210; 4 — помещение блока регулирования; 5 — площадка блока пуска скребка; в — магистральный нефтепровод диаметром 1220 мм- 7 — площадка узла переключения основной насосной; 8 — площадка блока предохранительных устройств; 9 — помещение замерного блока; 10 —насос 12НД; 11 — насос НМП 5000-715; 12 — подпорная насосная;13 - погружной насос; 14 - дренажный сборник; 15 - блок переключения; 16 — резервуар РВС50000 м3; 17 — трубопровод основной; 18 — трубопровод вспомогательный; 19 — трубопровод газоуравнительной системы; 20 — задвижка или вентиль; 21 — фильтр; 22 — обратный клапан; 23 — перекрещивание трубопроводов; 24 — огневой предохранитель Рисунок 1.2 Системы перекачки нефти и нефтепродуктов 1- резервуар 2 - насосный цех Перекачка "через резервуар" обеспечивает "мягкую" перекачку (В резервуарах происходит гашение волн избыточного давления, возникающих при пусках и остановках насосных агрегатов), но постоянный приток и отбор нефти из резервуара способствуют более интенсивному испарению легких фракций. Эта схема в настоящее время практически не используется. Обвязка резервуаров может быть выполнена в двух вариантах (рис. 1.3) двухпроводным и однопроводным. В первом варианте (а) заполнение идет через один общий для всех резервуаров коллектор а опорожнение - через другой; во втором (б) - для каждого резервуара предусматривается самостоятельный трубопровод, соединенный с общим коллектором через манифольдную (узел переключения задвижек). Соединение центробежных насосов на НС в большинстве случаев последовательное, что определяется основными характеристиками насосов. Обвязка насосов должна обеспечивать работу НС при выходе в резерв любого из агрегатов. Одно из основных условий при разработке схемы обвязки насосов - максимальное уменьшение коэффициента резерва основного оборудования. На головных станциях предусматривается установка подпорных насосов, обеспечивающих бескавитационную работу основных насосов. Подпорные насосы в зависимости от их характеристик могут быть соединены как последовательно, так и параллельно. Обвязка для последовательной работы основных насосов показана на рис. 1.4 Рисунок 1.3. Обвязка резервуаров: а) -для головных и промежуточных станций; б) -для головных станций Обратный клапан КО, разделяющий всасывающий и напорный патрубки насоса, пропускает жидкость в одном направлении, указанном на рис. стрелкой. 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 Приведенная схема обвязки позволяет также осуществлять обратную перекачку нефти из магистрали в резереуарный парк при помощи коллектора С и подпорных насосных агрегатов Подпорные насосы могут быть расположены в одном здании с основными, но наиболее часто подпорные насосы располагаются в отдельной насосной, которая размещается в более низком месте площадки и ближе к резервуарному парку для обеспечения бескавитационной работы подпорных насосов. В практике эксплуатации встречается и параллельное соединение основных насосов. Такая схема аналогична схеме подключения подпорных насосов на рис. 1.4 и отличается только количеством насосов. В этом случае используется дополнительный коллектор. Возможна последовательно-параллельная обвязка основных насосов (рис. 1.5). Основное направление движения нефти по коммуникациям головной НПС следующее камера фильтров узел замера, резервуарный парк подпорная насосная, магистральная насосная узел регулирования давления, магистраль; рис 1.1). На промежуточной НПС поток нефти проходит ее объекты в следующей последовательности узел подключения станции к магистрали камера фильтров магистральная насосная, узел регулирования давления узел подключения, магистраль (рис. 1.6). Узлы предохранительных устройств и регулирования имени обвязку показанную на обшей схеме рис. 1.1. Рисунок 1.4. Обвязка основных и подпорных насосов ПН1 ПМ2 - подпорные насосы соединенные параллельно; Н1-Н4 - основные насосы; КО клапан обратный Рисунок 1.5. Комбинированная (последовательно-параллельная) схема соединения насосов. Рисунок 1.6 Технологическая схема промежуточной НПС 1 - магистральная насосная, 2 - помещение с регулирующими .клапанами. 3 - устройство приема и пуска скребков, А - площадка с фильтрами-грязеуловителями. Узел учета нефти или нефтепродукте состоит из счетчиков, фильтров. Запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов, установки для поверки счетчиков - прувера или контрольного счетчика. Полная схема одной из линий узла учета приведена на рис 1.7. Рисунок. 1.7. Схема основной и резервной линии узла учета: 1 - отсекающие задвижки. 2 - манометр; 3 - фильтр; 4 - струевыпрямитель; 5 - счетчик; 6 термометр; 7 - отвод к контрольному счетчику или пруверу: 8 - контрольный кран Камера пуска и приема скребка и узел подключения к магистрали могут быть выполнены в различных вариантах. Схемы камер пуска и приема скребка и подключения головной и промежуточных станций показаны на рис 1.8 и рис. 1.9. Рисунок 1.8. Схема пуска скребка и узла подключения головной станции к магистрали. 1 - концевой затвор: 2 сигнальное устройство; 3 - камера пуска скребка или разделителя; 4 - отсекающий механизм; 5 - обводная линия; 6 - сигнализатор: 7 - дренажная емкость Рисунок 1.9. Схема приема, пуска скребка и подключения промежуточной станции 1 - камера пуска. 2 концевые затворы; 3 - камера приема; 4 - сигнализаторы; 5 - трубопровод для отвода нефти из камер в дренажную емкость; 6 - дренажная емкость Задание: 1. Назовите блоки (элементы отмеченные курсивом) технологического оборудования и их основные функции. 2. Перечислите виды перекачки, которые возможно реализовать на данной НПС. 3. Опишите порядок работы каждого названного вида перекачки. 4. Для насосных блоков назовите тип подключения насосов. 5. Определите порядок работы системы при внутрибазовых перекачках. Контрольные вопросы: Технологическая схема. Виды перекачек, их особенности и принципиальные отличия. Технологическое оборудование и их блоки: назначение, принцип действия. Виды подключения насосов. Порядок работы трубопроводов, запорной арматуры и технологического оборудования при различных технологических операциях. 6. Виды обвязки резервуаров. 1. 2. 3. 4. 5. Практическая работа №2 Тема: Технологические схемы НПС и компрессорных станций Цель: По заданной технологической схеме научиться определять режимы работы КС, изучить порядок работы арматуры, автоматики и технологических трубопроводов. Теоретические сведения Технологическая обвязка компрессорного цеха предназначена для: - приема на КС технологического газа из магистрального газопровода; - очистки технологического газа от мехпримесей и капельной влаги в пылеуловителях и фильтрсепараторах; - распределения потоков для последующего сжатия и регулирования схемы загрузки ГПА; - охлаждения газа после компремирования в АВО газа; - вывода КЦ на станционное "кольцо" при пуске и остановке; - подачи газа в магистральный газопровод; - транзитного прохода газа по магистральному газопроводу, минуя КС; - при необходимости сброса газа в атмосферу из всех технологических газопроводов компрессорного цеха через свечные краны. В зависимости от типа центробежных нагнетателей, используемых на КС, различают две принципиальные схемы обвязок ГПА: - схема с последовательной обвязкой, характерная для неполнонапорных нагнетателей; - схема с параллельной коллекторной обвязкой, характерная для полнонапорных нагнетателей. Неполнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей рассчитана на степень сжатия 1,23-1,25. В эксплуатации бывает необходимость в двух- или трехступенчатом сжатии, т.е. в обеспечении степени сжатия 1,45 и более, это в основном на СПХГ. Полнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей сконструирована таким образом, что позволяет при номинальной частоте вращения ротора создать степень сжатия до 1,45, определяемую расчетными проектными давлениями газа на входе и выходе компрессорной станции. На рис. 1 представлена принципиальная схема КС с параллельной обвязкой ГПА для применения полнонапорных нагнетателей. По этой схеме, газ из магистрального газопровода с условным диаметром 1220 мм (Ду 1200) через охранный кран № 19 поступает на узел подключения КС к магистральному газопроводу. Кран № 19 предназначен для автоматического отключения магистрального газопровода от КС в случае возникновения каких-либо аварийных ситуаций на узле подключения, в технологической обвязке компрессорной станции или обвязке ГПА. Рис. 1 Принципиальная технологическая схема КС с параллельной обвязкой ГПА После крана № 19 газ поступает к входному крану № 7, также расположенному на узле подключения. Кран № 7 предназначен для автоматического отключения компрессорной станции от магистрального газопровода. Входной кран № 7 имеет обводной кран № 7р, который предназначен для заполнения газом всей системы технологической обвязки компрессорной станции. Только после выравнивания давления в магистральном газопроводе и технологических коммуникациях станции с помощью крана № 7р производится открытие крана № 7. Это делается во избежание газодинамического удара, который может возникнуть при открытии крана № 7, без предварительного заполнения газом технологических коммуникаций компрессорной станции. Сразу за краном № 7 по ходу газа установлен свечной кран № 17. Он служит для стравливания газа в атмосферу из технологических коммуникаций станции при производстве на них профилактических работ. Аналогичную роль он выполняет и при возникновении аварийных ситуаций на КС. После крана № 7 газ поступает к установке очистки, где размещены пылеуловители и фильтрсепараторы. В них он очищается от мехпримесей и влаги. После очистки газ по трубопроводу Ду 1000 поступает во входной коллектор компрессорного цеха и распределяется по входным трубопроводам ГПА Ду 700 через кран № 1 на вход центробежных нагнетателей. После сжатия в центробежных нагнетателях газ проходит обратный клапан, выходной кран № 2 и по трубопроводу Ду 1000 поступает на установку охлаждения газа (АВО газа). После установки охлаждения, газ через выкидной шлейф по трубопроводу Ду 1200, через выходной кран № 8, поступает в магистральный газопровод. Перед краном № 8 устанавливается обратный клапан, предназначенный для предотвращения обратного потока газа из газопровода. Этот поток газа, если он возникнет при открытии крана № 8, может привести к обратной раскрутке центробежного нагнетателя и ротора силовой турбины, что в конечном итоге приведет к серьезной аварии на КС. Назначение крана № 8, который находится на узле подключения КС, аналогично крану № 7. При этом стравливание газа в атмосферу происходит через свечной кран № 18, который установлен по ходу газа перед краном № 8. На узле подключения КС между входным и выходным трубопроводом имеется перемычка Ду 1200 с установленным на ней краном № 20. Назначение этой перемычки - производить транзитную подачу газа, минуя КС в период ее отключения (закрыты краны № 7 и 8; открыты свечи № 17 и 18). На узле подключения КС установлены камеры приема и запуска очистного устройства магистрального газопровода. Эти камеры необходимы для запуска и приема очистного устройства, которое проходит по газопроводу и очищает его от механических примесей, влаги, конденсата. Очистное устройство представляет собой поршень со щетками или скребками, который движется до следующей КС в потоке газа, за счет разности давлений - до и после поршня. На магистральном газопроводе, после КС, установлен и охранный кран № 21, назначение которого такое же, как и охранного крана № 19. При эксплуатации КС может возникнуть ситуация, когда давление на выходе станции может приблизиться к максимальному разрешенному или проектному. Для ликвидации такого режима работы станции между выходным и входным трубопроводом устанавливается перемычка Ду 500 с краном № 6А. Этот кран также необходим при пуске или останове цеха или группы агрегатов при последовательной обвязке. При его открытии часть газа с выхода поступает на вход, что снижает выходное давление и увеличивает входное. Снижается и степень сжатия центробежного нагнетателя. Работа КС с открытым краном № 6А называется работой станции на "Станционное кольцо". Параллельно крану № 6А врезан кран № 6АР, необходимый для предотвращения работы ГПА в помпажной зоне нагнетателя. Диаметр этого крана составляет сечения трубопровода крана № 6А (~ 10 15 % от =150 мм). Для минимально заданной заводом- изготовителем степени сжатия нагнетателя последовательно за краном № 6А врезается ручной кран № 6Д. Рассмотренная схема технологической обвязки КС позволяет осуществлять только параллельную работу нескольких работающих ГПА. При таких схемах КС применяются агрегаты с полнонапорными нагнетателями со степенью сжатия 1,45-1,5. На рис. 2 представлена схема с последовательной обвязкой ГПА, которая реализуется для работы КС с неполнонапорными нагнетателями. Рис. 2 Принципиальная технологическая схема КС с последовательной обвязкой ГПА Эта схема позволяет осуществлять как параллельную работу одного, двух, трех ГПА, так и параллельную работу группы агрегатов, состоящей из двух или трех последовательно работающих ГПА. Для этой цели используются так называемые "режимные" краны (№ 41-9), при изменении положения которых можно осуществить любую необходимую схему работы ГПА. Для получения необходимой степени сжатия в этих схемах газ после выхода из одного нагнетателя сразу же поступает на вход другого. Необходимый расход газа через КС достигается работой нескольких групп ГПА. Выход газа после компремирования осуществляется по выходным шлейфам. На каждом выходном шлейфе установлен свой трубопровод, соединенный с входным трубопроводом перед пылеуловителями, позволяющий выводить на "Станционное кольцо" при открытии крана № 6 или 6А любую из работающих групп ГПА. Отличительной особенностью эксплуатации полнонапорных обвязок КС перед неполнонапорными является: - схема с полнонапорными ЦБН значительно проще в управлении, чем с неполнонапорными ЦБН из-за значительно меньшего количества запорной арматуры; - схема с полнонапорными нагнетателями позволяет использовать в работе любые, имеющиеся в "резерве", агрегаты; - при остановке в группе одного неполнонапорного ГПА требуется выводить на режим "кольцо" и второй агрегат; - отпадает необходимость в кранах № 3, режимных № 41- 49, а на некоторых обвязках и № 3бис; - возможны большие потери газа из-за не герметичности режимных кранов. Задание 1. Начертить принципиальные технологические схемы КС с последовательной и параллельной обвязкой ГПА. 2. Описать работу компрессорных станций с последовательной и параллельной обвязкой ГПА. 3. В каких режимах осуществляется работа КС. Контрольные вопросы 1.Какой кран необходимый для предотвращения работы ГПА в помпажной зоне нагнетателя. 2. Назначение АВО газа? 3. Устройство пылеуловителей.
