Нефть, нефтепродукты и газ доставляются трубопроводным, железнодорожным, морским, речным и автомобильным транспортом.
Все эти виды транспорта имеют свои особенности. Они различаются по степени развития и регионального размещения, по уровню технической оснащённости и условиям эксплуатации, возможностями освоения различных грузопотоков по пропускной и провозной способности на отдельных направлениях и участках, по техническим параметрам и технико-экономическим показателям и другим данным.
Россия является одним из крупнейших экспортёров нефти и газа в мире, а также в нашей стране проходит немало магистральных трубопроводов.
Трубопроводный транспорт обладает большим количеством достоинств:
Магистральные трубопроводы позволяют обеспечить возможность подачи практически неограниченного потока нефти, автобензинов, дизельных и реактивных топлив в любом направлении;
По магистральным трубопроводам можно осуществлять последовательную перекачку нефти разных сортов или нефтепродуктов различных видов, а также разных газов;
Работа магистральных трубопроводов непрерывна, планомерна в течение года, месяца, суток и не зависит от климатических, природных, географических и других условий, что гарантирует бесперебойное обеспечение потребителей;
Трубопровод может быть проложен практически во всех районах РФ, направлениях, в любых инженерно-геологических, топографических и климатических условиях;
сТрасса трубопровода - это кратчайший путь между начальным и конечным пунктами следования и может быть значительно короче, чем трассы других видов транспорта;
Сооружение трубопроводов проводят в сравнительно непродолжительные сроки, что обеспечивает быстрое освоение нефтяных и газовых месторождений, мощности нефтеперекачивающих заводов;
На магистральных трубопроводах может быть обеспечено применение частично или полностью автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) перекачки нефти, нефтепродуктов и газа;
Трубопроводный транспорт имеет лучшие технико-экономические показатели по сравнению с другими видами транспорта нефтяных грузов, а для транспорта природного газа, находящегося в газообразном состоянии, является единственно возможным.
Возможность значительной автоматизации и телемеханизации, внедрение систем автоматизированного управления технологическими процессами способствует поддержанию оптимальных режимов эксплуатации трубопроводных систем, сокращению расхода электроэнергии, а также потерь нефти, нефтепродуктов и газа при перекачке, сокращению численности обслуживающего персонала.
Однако, несмотря на упомянутые преимущества, нужно отметить и два существенных недостатка: большой расход металла и "жёсткость" трассы перевозок, то есть невозможность изменения направления перевозок нефти, нефтепродуктов или газа после постройки трубопровода.
В современных условиях нефть и нефтепродукты являются массовыми грузами, в связи, с чем вся система транспорта призвана обеспечивать бесперебойную доставку их на нефтеперерабатывающие, нефтехимические заводы и с заводов или с месторождений до потребителей в минимальные сроки, наиболее дешевым способом, без порчи их в пути и с наименьшими потерями. Поэтому роль трубопроводного транспорта в системе нефтяной и газовой промышленности чрезвычайно велика. Для нефти трубопроводный транспорт является основным видом транспорта в нашей стране.
Современные магистральные трубопроводы представляют собой самостоятельные транспортные предприятия, оборудованные комплексом головных, промежуточных перекачивающих насосных станций большой мощности с необходимыми производственными и вспомогательными сооружениями.
Рассматривая систему трубопроводного транспорта нефти, следует отметить, что ей присущи основные особенности, характерные для больших систем энергетики. К ним относятся взаимосвязь с другими отраслями промышленности, территориальная распределенность, сложность, непрерывность развития и обновления, инерционность и непрерывность функционирования, многоцелевой характер и неравномерность процессов приема и сдачи нефти.
На современном этапе при проектировании систем трубопроводного транспорта нефти необходимо обеспечивать техническую осуществимость в сочетании с передовыми технологиями, экологическую безопасность и экономическую эффективность, а также высокую надежность при эксплуатации, что требует, в свою очередь, высококвалифицированных специалистов в области проектирования, сооружения и эксплуатации магистральных нефтепроводов и хранилищ.
Протяженность трубопроводных магистралей России постоянно увеличивается, осуществляется модернизация и техническое перевооружение ранее построенных трубопроводов, внедряются современные средства связи и управления, совершенствуются технологии транспорта высоковязких и застывающих нефтей, сооружения и ремонта объектов магистральных трубопроводов.
Трубопровод, предназначенный для перекачки нефтей, называется нефтепроводом.
По назначению нефтепроводы делятся на три группы: внутренние, местные и магистральные.
Внутренние нефтепроводы находятся внутри чего-либо: промыслов (внутрипромысловые), нефтебаз (внутрибазовые), нефтеперерабатывающих заводов (внутризаводские). Протяженность их невелика. Местные нефтепроводы соединяют различные элементы транспортной цепочки: нефтепромысел и головную станцию магистрального нефтепровода, нефтепромысел и пункт налива железнодорожных цистерн, либо судов. Протяженность местных нефтепроводов больше, чем внутренних и достигает нескольких десятков и даже сотен километров. К магистральным нефтепроводам (МНП) относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта.
В зависимости от диаметра магистральные нефтепроводы подразделяются на четыре класса:
I класс - при условном диаметре от 1000 до 1200 мм включительно;
II класс - от 500 до 1000 мм включительно;
III класс - от 300 до 500 мм включительно;
IV класс - менее 300 мм.
Кроме того, нефтепроводы делят на категории, которые учитываются при расчете толщины стенки, выборе испытательного давления, а также при определении доли монтажных сварных соединений. подлежащих контролю физическими методами.
Обычно нефтепроводы диаметром менее 700 мм относятся к IV категории, а диаметром 700 мм и более - к III-ей. Однако отдельные участки нефтепровода, проложенные в особых условиях, могут иметь и более высокую категорию (I. II, В). Так, переходы нефтепро- водов через водные преграды имеют категории В и I, переходы через болота различных типов - В, II и III, переходы под автомобильными и железными дорогами - I и III и т.д.
Поэтому толщина стенки магистральных нефтепроводов неодинакова по длине.
Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода.
Магистральный нефтепровод в общем случае, состоит из следующих комплексов сооружений:
Подводящие трубопроводы;
Головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС);
Конечный пункт;
Линейные сооружения.
Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями МНП.
Конечным пунктом магистрального нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.
К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся: 1) собственно трубопровод (или линейная часть); 2) линейные задвижки; 3) средства защиты трубопровода от коррозии (станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки); 4) переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги и т.п.); 5) линии связи; 6) линии электропередачи; 7) дома обходчиков; 8) вертолетные площадки; 9) грунтовые дороги, прокладываемые вдоль трассы трубопровода.
Собственно трубопровод - основная составляющая магистрального нефтепровода - представляет собой трубы, сваренные в ‘нитку’, оснащенные камерами приема и пуска скребков, разделителей, диагностических приборов, а также трубопроводы-отводы.
Назначение НПС
магистральный нефтепровод станция
Для создания и поддержания в трубопроводе напора, достаточного для обеспечения транспортировки нефти, необходимы нефтеперекачивающие станции. Основное назначение каждой нефтеперекачивающей станции состоит в том, чтобы забрать нефть из сечения трубопровода с низким напором, с помощью насосов увеличить этот напор и затем ввести нефть в сечение трубопровода с высоким напором. Основными элементами НПС являются насосные агрегаты, резервуары, системы подводящих и распределительных трубопроводов, узлы учета, устройства приема и пуска очистных устройств и поточных средств диагностики, а также системы смазки, вентиляции, отопления, энергоснабжения, водоснабжения, автоматики, телемеханики и т.п.
Состав НПС
Нефтеперекачивающие (насосные) станции подразделяются на головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). Головная нефтеперекачивающая предназначается для приема нефти с установок её подготовки на промысле или из других источников и последующей закачки нефти в магистральный нефтепровод. Промежуточные станции обеспечивают поддержание в трубопроводе напора, достаточного для дальнейшей перекачки.
Объекты, входящие в состав ГНПС и ПНПС, можно условно подразделить на две группы: первую – объекты основного (технологического) назначения и вторую – объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения. К объектам первой группы относятся: резервуарный парк; подпорная насосная; узел учёта нефти с фильтрами; магистральная насосная; узел урегулирования давления и узлы с предохранительными устройствами; камеры пуска и приёма очистных устройств; технологические трубопроводы с запорной арматурой.
К объектам второй группы относятся: понижающая электроподстанция с распределительными устройствами; комплекс сооружений, обеспечивающих водоснабжение станции; комплекс сооружений по отводу промышленных и бытовых стоков; котельная с тепловыми сетями; инженерно-лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; механические мастерские; мастерские ремонта и накладки контрольно-измерительных приборов (КИП); гараж; складские помещения; административно-хозяйственный блок и т.д.
Головная нефтеперекачивающая станция - комплекс сооружений, расположенный в начале магистрального нефтепровода или его отдельного эксплуатационного участка и предназначенный для накопления и перекачки по трубопроводу нефти и нефтепродуктов.
В состав головной нефтеперекачивающей станции входят: насосные станции (основная и подпорная), резервуарный парк, сеть технологических трубопроводов, электроподстанция, котельная, объекты водоснабжения и канализации, подсобные и административные здания, культурно-бытовые объекты и др. Насосные станции оборудуют центробежными насосами с подачей до 12500 м 3 /ч. Количество насосов на основной станции 3-4, один из них - резервный. Соединение насосов, как правило, последовательное. В качестве привода преимущественно применяются электродвигатели мощностью до 8000 кВт. Насосы подпорной станции создают дополнительное давление на входе основных насосов, необходимое для их бескавитационной работы. Резервуарный парк головной нефтеперекачивающей станции включает металлические и железобетонные резервуары с единичным объёмом 50 000 м 3 . Вместимость парка зависит от объёма перекачки, а при последовательном её характере от числа циклов. Технологические трубопроводы головной нефтеперекачивающей станции оборудуются переключающими, предохранительными и регулирующими устройствами, обеспечивающими приём нефти и нефтепродуктов, очистку их от механических примесей, замер и учёт их количества, защиту трубопроводов и резервуарного парка от повышения давления, регулирование давления на выходе станции, периодический запуск специальных устройств для очистки внутренней полости трубопровода. Схема технологических трубопроводов обеспечивает работу насосов в любых сочетаниях, а также возможность прямой, обратной и внутристанционной перекачки.
Головная нефтеперекачивающая станция при последовательной перекачке нефтепродуктов оборудуется специальной лабораторией по контролю качества нефтепродуктов и приборами для быстрого и точного определения концентрации одного нефтепродукта в другом. Головная нефтеперекачивающая станция трубопровода, по которому перекачивают подогретые нефти, снабжается подогревательными устройствами (печами, теплообменниками). При сооружении магистральных трубопроводов применяются блочно-комплектные насосные станции, включающие набор отдельных блоков технологического, энергетического и вспомогательно-функционального назначения, а также общее укрытие для магистральных насосных агрегатов с узлами обвязки их трубопроводами и другими коммуникациями. Технологическое оборудование, аппаратура, контрольно-измерительные приборы размещаются в блок-боксах, монтажных блоках и блок-контейнерах, которые изготовляют и собирают в заводских условиях, а затем в готовом виде транспортируют к месту строительства.
На головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются следующие технологические операции: приём и учёт нефти; краткосрочное хранение нефти в резервуарах; внутристанционные перекачки нефти (из резервуара в резервуар); закачка нефти в магистральный трубопровод; пуск в трубопровод очистных и диагностических устройств. На ГНПС может производиться подкачка нефти из других источников поступления, например, из других нефтепроводов или попутных нефтепромыслов.
Рис.1. Технологическая схема ГНПС: 1.подпорная насосная, 2.площадка фильтров и счетчиков, 3. Основная насосная, 4. Площадка регуляторов,5. Площадка пуска скребков, 6. Резервуарный парк.
Промежуточные НПС служат для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачка нефти. Промежуточные НПС размешают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каждые 50...200 км).
На промежуточных нефтеперекачивающих станциях происходит повышение напора транспортируемой нефти с целью обеспечения её дальнейшей перекачки. При работе ПНПС “из насоса в насос” (т.е режиме, при котором конец предыдущего участка нефтепровода подключен непосредственно к линии всасывания насосов следующей НПС) промежуточные НПС не имеют резервуарных парков; в других случаях, когда перекачка ведется через резервуары или с подключенными резервуарами такие парки на ПНПС имеются. На ПНПС устанавливаются также системы сглаживания волн давления и защиты от гидравлических ударов.
Принципиальная технологическая схема промежуточной НПС приведена на рис. 2 Она включает магистральную насосную 1. площадку регуляторов давления, площадку пуска и приема скребков 3, а также площадку с фильтрами-грязеуловителями 4. Нефть, поступающая из магистрального трубопровода, сначала проходит через фильтры грязеуловители, затем приобретает в насосах энергию, необходимую для дальнейшей перекачки, и после регулирования давления на площадке 2 закачивается в следующий участок магистрального нефтепровода.
Кроме технологических сооружении на головной и промежуточных НПС имеются механическая мастерская, понизительная электроподстанция, котельная, объекты водоснабжения н водоотведения, подсобные и административные помещения и т.д.
Рис. 2. Технологическая схема ПНПС: 1. Основная насосная, 2. Помещение с регулирующими клапанами, 3. Устройство приема и пуска скребка, 4. Площадка с фильтрами-грязеуловителями.
Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на так называемые эксплуатационные участки с протяженностью 400 – 600 км, состоящие из 3 – 5 участков, разделенных ПНПС, работающих в режиме “из насоса в насос”, и, следовательно, гидравлически связанных друг с другом. В то же время эксплуатационные участки соединяются друг с другом через резервуарные парки, так что в течение некоторого времени каждый эксплуатационный участок может вести перекачку независимо от соседних участков, используя для этого запас нефти своих резервуаров. Для снижения затрат на сооружение НПС используется метод блочно-комплектного или блочно-модульного их исполнения. Главное преимущество этого метода достигается тем, что на территории станций практически отсутствуют сооружения из кирпича, бетона или железобетона. Все оборудование станции, включая автоматику, входит в состав функциональных блоков, монтируется и испытывается на заводе, затем в транспортабельном виде доставляется на строительную площадку. При этом блочно-модульные НПС могут быть открытого типа, т.е насосные агрегаты вместе со всеми системами могут размещаться под навесом на открытом воздухе. От воздействия погодных условий насосные агрегаты защищаются индивидуальными металлическими кожухами с автономными системами вентиляции и подогрева. Такие станции работают при температуре окружающего воздуха от –40 до +50 С. При капитальном ремонте предусматривается замена всего блок-бокса в сборе.
Рис. 15. Схема технологических (эксплуатационных) участков
Рис. 13. Схема головной нефтеперекачивающей станции
Классификация НПС и характеристика основных объектов
Эксплуатация нефтеперекачивающих станций
Нефтеперекачивающие станции
Часть II
НПС (рис. 13) - это сложный комплекс инженерных сооружений предна-
значенных для обеспечения перекачки заданного количества нефти или нефте-
продуктов, подразделяющийся на головные и промежуточные.
Головная (ГНПС) располагается вблизи нефтяных сборных промыслах
(МНП) или нефтеперерабатывающих заводов (МНГШ) и предназначается для
приема нефти или нефтепродуктов, для обеспечения их дальнейшей перекачки по
трубопроводу. Все объекты, входящие в состав перекачивающих станций можно раз-
делить на две группы:
Объекты основного (технологического) назначения.
Объекты вспомогательного или подсобно-хозяйственного назначения.
К первой группе относят: основную и подпорную насосные станции (насосные
цеха); резервуарный парк; сеть технологических трубопроводов с площадками фильт-
ров и камерами задвижек или узлами переключения, узлы учета; камеру пуско-приема
очистных устройств, совмещенную с узлами подключения трубопроводу; узлы пре-
дохранительных и регулирующих устройств.
Ко второй группе относят: понижающую электростанцию с открытым и закры-
тым распределительными устройствами; комплекс сооружений по водоснабжению
станции и жилого поселка при ней; комплекс сооружений по водоотведению быто-
вых промышленно-ливневых стоков; котельную с тепловыми сетями; механические
мастерские; инженерно-лабораторный корпус, пожарное депо, узел связи, мастерские
контрольно-измерительных приборов (КИП) и автоматики, гараж, административно-
хозяйственный блок с проходной, складские помещения для оборудования и ГСМ
Головные НПС - наиболее ответственная часть всего комплекса. На них вы-
полняются следующие технологические операции:
Прием и учет нефти, нефтепродуктов;
Закачка их в резервуарный парк для краткосрочного хранения;
Откачка нефти или нефтепродуктов в трубопровод;
Прием, запуск очистных, разделительных и диагностических устройств;
Внутристационарныс перекачки (перекачку из резервуара в резервуар, пере-
качку при зачистке резервуаров и т. д.);
Подкачка нефти или нефтепродуктов с других источников поступлений, на-
пример, с других трубопроводов.
Промежуточные (ПНПС) предназначены для повышения давления перекачи-
ваемой жидкости в трубопроводе; Их размешают по трассе согласно гидравлическому
расчету. Они имеют в своем составе в основном те же объекты, что и головные, но
вместимость их резервуаров значительно ниже, либо они отсутствуют. При отсутст-
вии резервуарного парка на промежуточных НПС имеются узлы учета, подпорная
насосная.
Строительство НПС магистральных трубопроводов отличается большой тру-
доемкостью и значительным капитальным вложением. Для сокращения капитальных,
эксплуатационных затрат сроков строительства используют блочно-комплексные,
блочно-модульные НПС и станции открытого типа.
Всё оборудование, технологические коммуникации, КИП и автоматика входят
в состав функциональных блоков, скомпонованных в виде транспортабельных бло-
ков, блок-боксов и блок-контейнеров.
Монтажные блоки - технологическое оборудование, собранное вместе с трубо-
проводами, КИП и автоматикой на общей раме.
Блок-боксы - транспортабельные здания внутри, которых размешаются техно-
логические установки и инвентарное оборудование.
Блок-контейнеры - технологические установки с индивидуальными укрытия-
ми, внутри которых создается микроклимат, необходимый для нормальной работы
оборудования.
Данное оборудование собирается на сварочно-комплекговочных базах или за-
водах, где происходит их испытание, потом в полностью собранном виде их достав-
ляют на строительную площадку.
На НПС открытого типа насосные агрегаты вместе со всеми вспомога-
тельными системами размещаются под навесом на открытом воздухе. От воз-
действия окружающей среды насосные агрегаты защищают индивидуальными
металлическими кожухами, внутри которых расположены системы вентиляции
с калориферами для охлаждения электродвигателей при нормальной работе и
подогреве их во время вывода агрегатов в резерв в холодное время года. Эти
НПС работают нормально при температуре окружающей среды от -40°С до
Эксплуатационные затраты наладочно-комплексные НПС ниже затрат на
эксплуатацию НПС традиционного типа за счет эксплуатации инженерных се-
тей меньшей протяженности, меньшего числа сооружений и оборудования, вы-
сокой надежностью работы оборудования. При капитальном ремонте
предусмотрена замена блок-бокса в сборе.
Конечные пункты магистрального нефтепровода (КП) находятся в конце
нефтепровода, где нефть принимается из трубопровода, распределяется по по-
Графическая работа нефтепровода характеризуется зависимостью произ-
водительности (Q, м /час) и от напора (Н, м) (рис. 14).
Рис. 14. Совмещённая характеристика НПС и трубопровода
Для стабильной работы магистрального нефтепровода необходимо со-
блюдать два основных условия:
Первое условие - давление на приеме НПС, соответственно и на приеме
насоса должно быть не ниже предельного значения исходя из условия коовита-
ции насоса. При недостаточном давлении на приеме насоса (ниже 0,1 МПа)
происходит выделение растворенного газа, т. е. начинается вскипание жидко-
сти, что приводит к увеличению вибрации насоса, перегреву корпуса насоса,
разрушению насоса.
Второе условие - давление на выходе НПС должно быть не выше предела
прочности трубопровода.
Выполнение этих условий реализуется при работе магистрального нефтепро-
вода в режиме «из насоса в насос».
В данном случае давления приема НПС является давлением, развиваемым
предшествующей НПС. На нефтепроводах большой протяженности управление
процессом перекачки в режиме «из насоса в насос» заметно усложняется, так
как все НПС имеют гидравлическую связь между собой. Поэтому для облегче-
ния управляемости перекачкой нефти протяженные магистрали разбиваются на
отдельные технологические (эксплуатационные) участки длиной 400-600 км
(рис. 15). В начале каждого участка устанавливается нефтеперекачивающая
станция - ГНПС технологического (эксплуатационного) участка.
В результате, магистральный нефтепровод большей протяженности раз-
бивается на несколько самостоятельных нефтепроводов малой протяженности,
соединенных последовательно. В начале каждого участка находится головная
НПС. Неотъемлемой частью головной НПС является резерву арный парк. Для
стабильной работы магистрального нефтепровода в целом необходимо, чтобы в
резерву арных парках ГНПС технологического участка № 1, технологический
участок № 2 продолжает работать за счет наличия нефти на ГНПС-5. При оста-
новке технологического участка № 2, последующий технологический участок
№ 3 продолжает работать за счет наличия свободной ёмкости на ГНПС-5.
На границе технологического участка происходит и административное
деление управлении и эксплуатации магистральных нефтепроводов. Головное
НПС (ГНПС) подразделяются на:
Головную нефтеперекачивающую станцию (ГНПС) магистрального
нефтепровода, которая располагается в начале нефтепровода и служит для сбо-
ра нефти с промыслов, подготовки нефти к транспорту (смешивание или разде-
ление её по сортам) и учета принятой нефти;
Головную нефтеперекачивающую станцию (ГНПС) технологического
участка, которая располагается в начале технологического участка;
Конечные пункты находятся в конце нефтепровода.
Вопросы для самоконтроля
1. Назначение головной нефтеперекачивающей станции.
2. Назначение промежуточной нефтеперекачивающей станции.
3. Назначение головной нефтеперекачивающей станции технологическо-
го участка.
4. Объекты основного (технологического) назначения.
5. Объекты вспомогательного или подсобно-хозяйственного назначения.
6. Назначение и функции монтажных блоков, блок-боксов и блок-
контейнеров.
7. Условия стабильной работы магистрального нефтепровода (два условия).
8. Назначение конечных пунктов нефтепроводов.
ГОЛОВНАЯ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩАЯ СТАНЦИЯ (а. head oil pumping station; н. zentrale Erdolumpumpenstation; ф. station de depart, centrale de pompage de petrole; и. central de bombeo de petroleo) — комплекс сооружений, расположенный в начале или его отдельного эксплуатационного участка и предназначенный для накопления и перекачки по и нефтепродуктов.
В состав головной нефтеперекачивающей станции входят: (основная и подпорная), резервуарный парк, сеть технологических трубопроводов, электроподстанция, котельная, объекты водоснабжения и канализации, подсобные и административные здания, культурно-бытовые объекты и др. Насосные станции оборудуют центробежными насосами с подачей до 12500 м 3 /ч. Количество насосов на основной станции 3-4, один из них — резервный. Соединение насосов, как правило, последовательное. В качестве привода преимущественно применяются электродвигатели мощностью до 8000 кВт. Насосы подпорной станции создают дополнительное давление на входе основных насосов, необходимое для их бескавитационной работы. Резервуарный парк головной нефтеперекачивающей станции включает металлические и железобетонные резервуары с единичным объёмом 50 000 м 3 . Вместимость парка зависит от объёма перекачки, а при последовательном её характере от числа циклов. Технологические трубопроводы головной нефтеперекачивающей станции оборудуются переключающими, предохранительными и регулирующими устройствами, обеспечивающими приём нефти и нефтепродуктов, очистку их от механических примесей, замер и учёт их количества, защиту трубопроводов и резервуарного парка от повышения давления, регулирование давления на выходе станции, периодический запуск специальных устройств для очистки внутренней полости трубопровода. Схема технологических трубопроводов обеспечивает работу насосов в любых сочетаниях, а также возможность прямой, обратной и внутристанционной перекачки.
Головная нефтеперекачивающая станция при последовательной перекачке нефтепродуктов оборудуется специальной лабораторией по контролю качества нефтепродуктов и приборами для быстрого и точного определения концентрации одного нефтепродукта в другом. Головная нефтеперекачивающая станция трубопровода, по которому перекачивают подогретые нефти, снабжается подогревательными устройствами (печами, теплообменниками). При сооружении магистральных трубопроводов применяются блочно-комплектные насосные станции, включающие набор отдельных блоков технологического, энергетического и вспомогательно-функционального назначения, а также общее укрытие для магистральных насосных агрегатов с узлами обвязки их трубопроводами и другими коммуникациями. Технологическое оборудование, аппаратура, контрольно-измерительные приборы размещаются в блок-боксах, монтажных блоках и блок-контейнерах, которые изготовляют и собирают в заводских условиях, а затем в готовом виде транспортируют к месту строительства.
Термин «НПС»
НПС – это сокращенное название нефтеперерабатывающей станции. Нефтеперерабатывающая станция – это очень важный элемент любого магистрального нефтепровода, которая представляет собой комплекс различных сооружений, зданий и оборудования, которые предназначены для приема, перекачки и накопления нефти по нефтепроводу. Вся продукция делится по своему назначению на виды с емкостью и нефтеперерабатывающие станции без емкости.Все оборудование нефтеперерабатывающей станции можно подразделить на следующие виды оборудования:
- насосы с подпорными и магистральными агрегатами;
- система фильтров нефтеперерабатывающей станции;
- резервуарный парк;
- системы тепло и водоснабжения;
- системы электроснабжения, пожаротушения, телемеханики, автоматики и связи;
- узлы учета;
- печи, где осуществляется подогрев нефти;
- технологические трубопроводы;
- разные бытовые здания, сооружения.
Вообще, магистральный трубопровод представляет из себя трубопровод и отводы от него диаметром до 1420 миллиметров с давлением среды более 1,2 мПа но до 10 мПа. Он предназначен для транспортировки углеводородов от места их производства до места их потребления. Так, магистральные трубопроводы транспортируют: нефть, нефтепродукты, сжиженный углеводородный газ, товарную продукцию, топливный газ, импульсный газ, пусковой газ. Помимо магистральных нефтепроводов, которые транспортируют нефть и продукты из неё, выделяют промысловый нефтепровод. Промысловый нефтепровод необходим для транспортировки продукта, добытого на скважине, к центральному пункту сбора нефти, или сокращенно НСП. Самой крупной сетью нефтепроводов сегодня располагает компания Транснефть, а также её дочерние компании. Их длина составляет порядка пятидесяти тысяч километров.
Компании, в новостях которых есть НПС:
Для создания и поддержания в трубопроводе напора, достаточного для обеспечения транспортировки нефти, необходимы нефтеперекачивающие станции. Основное назначение каждой нефтеперекачивающей станции состоит в том, чтобы забрать нефть из сечения трубопровода с низким напором, с помощью насосов увеличить этот напор и затем ввести нефть в сечение трубопровода с высоким напором. Основными элементами НПС являются насосные агрегаты, резервуары, системы подводящих и распределительных трубопроводов, узлы учета, устройства приема и пуска очистных устройств и поточных средств диагностики, а также системы смазки, вентиляции, отопления, энергоснабжения, водоснабжения, автоматики, телемеханики и т.п.
НПС - это сложный комплекс инженерных сооружений, предназначенных для обеспечения перекачки заданного количества нефти или нефтепродуктов. НПС магистральных трубопроводов подразделяют на головные и промежуточные.
Головная НПС располагается вблизи нефтяных сборных промыслов или нефтеперерабатывающих заводов и предназначается для приема нефти или нефтепродуктов и для обеспечения их дальнейшей перекачки по трубопроводу. Все объекты, входящие в состав перекачивающих станций, можно разделить на две группы:
) объекты основного (технологического) назначения;
) объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения.
К первой группе относят: основную и подпорную насосные станции (насосные цеха); резервуарный парк; сеть технологических трубопроводов с площадками фильтров и камерами задвижек или узлами переключения; узлы учета; камеру пуска-приема очистных устройств, совмещенную с узлами подключения к трубопроводу; узлы предохранительных и регулирующих устройств.
Ко второй группе относят: понижающую электростанцию с открытым и закрытым распределительными устройствами; комплекс сооружений по водоснабжению станции и жилого поселка при ней; комплекс сооружений по водоотведению бытовых и промышленно-ливневых стоков; котельную с тепловыми сетями; инженерно лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; механические мастерские; мастерские контрольно-измерительных приборов (КИП) и автоматики; гараж; административно-хозяйственный блок с проходной; складские помещения для оборудования и ГСМ и т.д.
Головные НПС являются наиболее ответственной частью всего комплекса магистрального трубопровода и во многом определяют его работу в целом. На них выполняют следующие основные технологические операции: прием и учет нефти или нефтепродуктов, закачку их в резервуарный парк для краткосрочного хранения, откачку нефти или нефтепродуктов в трубопровод; прием, запуск очистных, разделительных и диагностических устройств. Кроме того, производят внутристанционные перекачки (перекачку из резервуара в резервуар, перекачку при зачистке резервуаров и т.д.). На головных станциях можно производить подкачку нефти или нефтепродуктов с других источников поступления, например с других трубопроводов.
Промежуточные НПС предназначены для повышения давления перекачиваемой жидкости в трубопроводе, и их размещают по трассе согласно гидравлическому расчету. Они имеют в своем составе в основном те же объекты, что головные перекачивающие станции, но вместимость их резервуаров значительно ниже, либо они отсутствуют (в зависимости от принятой схемы перекачки). Отсутствуют на промежуточных НПС узлы учета, подпорная насосная (при отсутствии резервуарного парка).
Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на так называемые эксплуатационные участки с протяженностью 400 - 600 км, состоящие из 3 - 5 участков, разделенных ПНПС, работающих в режиме "из насоса в насос", и, следовательно, гидравлически связанных друг с другом. В то же время эксплуатационные участки соединяются друг с другом через резервуарные парки, так что в течение некоторого времени каждый эксплуатационный участок может вести перекачку независимо от соседних участков, используя для этого запас нефти своих резервуаров.
Строительство НПС магистральных трубопроводов отличается большой трудоемкостью, необходимостью выполнять различные по объему и характеру строительные, монтажные и специальные работы в разных природно-климатических зонах. Значительный объем работ требует привлечения больших материальных затрат и трудовых ресурсов. Привлечение трудовых ресурсов при строительстве НПС в отдельных районах затруднено из-за отсутствия социальной инфраструктуры. В связи с этим большое значение имеют снижение капитальных, эксплуатационных затрат при строительстве и эксплуатации НПС, сокращение сроков их строительства.
Это достигается путем использования блочно-комплектных, блочно-модульных НПС и станций открытого типа. Основное отличие этих НПС от НПС традиционного (стационарного) типа заключается в отсутствии на территории капитальных зданий, сооруженных из кирпича, бетона, железобетона. Все оборудование, технологические коммуникации, КИП и автоматика входят в состав функциональных блоков, скомпонованных в виде транспортабельных монтажных блоков, блок-боксов и блок-контейнеров.
