1. Описательная часть
1.1 Характеристика магистрального нефтепровода и обоснование метода ремонта
По назначению нефтепроводы делятся на три группы: внут¬ренние, местные и магистральные.
Внутренние нефтепроводы находятся внутри чего-либо: про¬мыслов внутрипромысловые), нефтебаз (внутрибазовые), нефтеперерабатывающих заводов (внутризаводские). Протяженность их невелика. Местные нефтепроводы соединяют различные элемен¬ты транспортной цепочки: нефтепромысел и головную станцию магистрального нефтепровода, нефтепромысел и пункт налива желез¬нодорожных цистерн, либо судов. Протяженность местных нефтепроводов больше, чем внутренних и достигает нескольких де¬сятков 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 потреб¬ления 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 включи-тельно;
II класс - от 500 до 1000 мм включительно;
III класс - от 300 до 500 мм включительно;
IV класс - менее 300 мм [6].
Кроме того, нефтепроводы делят на категории , которые учитываются при расчете толщины стенки, выборе испытательного давления, а также при определении доли монтажных соединений, подлежащих контролю физическими методами.
Магистральный нефтепровод, в общем случае, состоит из сле¬дующих комплексов сооружений:
- подводящие трубопроводы;
- головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции;
(НПС);
- конечный пункт;
- линейные сооружения.
Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями МНП.
Головная НПС предназначена для приема нефтей с промыс¬лов, смешения или разделения их по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод. Она включает подпорную насосную, площадку
фильтров и счетчиков, магистральную насосную, площадку регу-
ляторов давления, площадку пуска скребков и резервуарный парк. Головная НПС располагается вблизи промыслов. Промежуточные НПС служат для восполнения энергии затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью дальнейшей перекачки нефти. Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчёту. Кроме технологических сооружений на головной и промежу¬точных НПС имеются механическая мастерская, понизительная электроподстанция, котельная, объекты водоснабжения и водоотведения, подсобные и административные помещения и т.д.
Конечным пунктом магистрального нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.
На магистральных нефтепроводах большой протяженности организуются эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. Граница между эксплуатационными участками обязательно проходит через промежуточные НПС. Промежуточная НПС, находящаяся в начале эксплуатационного участка, является для него «головной» НПС, а промежуточная НПС, находящаяся в конце эксплуатацион¬ного участка - «конечным пунктом» для него. Состав сооружений промежуточных НПС, расположенных на концах эксплуатационного участка, отличается от обычных наличием резервуарных парков. Та¬ким образом, магистральный нефтепровод большой протяженности состоит как бы из нескольких последовательно соединенных нефте¬проводов протяженностью не более 600 км каждый. Конечным пунктом магистрального нефтепровода обычно является НПЗ или крупная перевалочная нефтебаза. На магистральных нефтепроводах большой протяжённости организуются эксплутационные участки длиной от 400 до 600 км. Граница между эксплуатационными участками обязательно проходит через промежуточные НПС. Промежуточная НПС,находящаяся в начале эксплуатационного участка, является для для него “головной” НПС, а промежуточная НПС, находящаяся в конце эксплутационного участка – “конечным пунктом” для него.Состав сооружений промежуточных НПС, расположенных на концах эксплутационного участка, отличается от обычных наличием резервуарных парков. Таким образом, магистральный нефтепровод большой протяжённости состоит как бы из нескольких последовательно соединённых нефтепроводов протяжённостью не более 600 км каждый [12].
К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся:1) cобственно 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 электопередач; 7) дома обходчиков; 8) вертолётные площадки; 9) грунтовые дороги, прокладываемые вдоль трассы трубопровода.
Собственно трубопровод – основная составляющая магистрального нефтепровода – представляет собой трубы, сваренные в “нитку”, оснащённые камерами приёма и пуска скребков, разделителей, диагностических приборов, а также трубопроводы- отводы.
Нефтеперекачивающая станция (НПС) представляет собой комплекс сооружений и устройств для приема, накопления и перекачки нефти по магистральному нефтепроводу. подразделяются по назначению на нефтеперекачивающие станции с емкостью и НПС без емкости.
1.1.1. Классификация НПС
Нефтеперекачивающая станция (НПС) - это комплекс инженерных сооружений, предназначенных для обеспечения перекачки заданного количества нефти или нефтепродуктов. Перекачивающие станции магистральных трубопроводов подразделяют на головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС).
Головная перекачивающая станция (ГНПС) располагается вблизи нефтяных сборных промыслов (МНП) или нефтеперерабатывающих заводов (МНПП) и предназначается для приема нефти или нефтепродуктов и для обеспечения их дальнейшей перекачки по трубопроводу [6].
Головные перекачивающие станции являются наиболее ответственной частью всего комплекса магистрального трубопровода и во многом определяют его работу в целом. На, них выполняются следующие основные технологические операции: прием и учет нефти или нефтепродуктов, закачка их в резервуарный парк для краткосрочного хранения, откачка нефти или нефтепродуктов в трубопровод; прием, запуск очистных, разделительных и диагностических устройств.
Кроме того, производят внутристанционные перекачки (перекачка из резервуара в резервуар, перекачка при зачистке резервуаров и т.д.).
На головных станциях может производиться подкачка нефти или нефтепродуктов с других источников поступления, например, с других трубопроводов.
Промежуточные перекачивающие станции (ПНПС) предназначены для повышения давления перекачиваемой жидкости в трубопроводе и размещаются по трассе согласно гидравлическому расчету.
По назначению на нефтеперекачивающие станции подразделяются на НПС с емкостью (резервуарным парком) и НПС без емкости.
Перекачивающие станции с резервуарным парком, как правило, размещаются в начале нефте- или нефтепродуктопровода, в местах его разветвления или соединения с другими трубопроводными транспортными системами, а также на границе смежных линейных участков с разностью часовых подач перекачивающими станциями более 20%.
Рис. 1.1 - Мнемосхема промежуточной НПС
Большое значение имеет снижение капитальных, эксплуатационных затрат при строительстве и эксплуатации перекачивающих станций, сокращение сроков их строительства.
Это достигается путем использования блочно-комплектных, блочно-модульных перекачивающих станций и станций открытого типа. Основное отличие этих станций от перекачивающих станций 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.
Монтажные блоки - технологическое оборудование, собранное вместе с трубопроводами, КИП и автоматикой на общей раме.
Блок-боксы - транспортабельные здания, внутри которых размещаются технологические установки и инвентарное оборудование.
Блок-контейнеры - технологические установки. с индивидуальными укрытиями, внутри которых создается микроклимат, необходимый для нормальной работы оборудования.
Монтажные блоки, блок-боксы и блок-контейнеры собираются на сборочно-комплектовочных базах иди заводах, где происходит их испытание, и в полностью собранном виде они доставляются на строительную площадку.
Блочно-комплектмые насосные станции включают в себя набор отдельно стоящих блоков и блок-боксов технологического, энергетического и вспомогательно-функционального назначения, а также общее укрытие для магистральных насосных агрегатов с технологическими трубопроводами и вспомогательными системами.
Блочно-модульные перекачивающие станции представляют собой дальнейшее развитие блочно-комплектных насосных станций. На станциях этого типа все оборудование группируется по функциональным признакам в блок-модули. Изготовление блок-модулей всех типов производится только в заводских условиях. На блочно-модульных станциях отказались от монтажа отдельно стоящих блоков с индивидуальными системами жизнеобеспечения и вместо них применяются общие отапливаемые инвентарные укрытия требуемой площади [17].
1.1.2. Основные объекты НПС
Все сооружения, входящие в состав перекачивающих станций, можно разделить на две группы:
1) объекты основного (технологического) назначения;
2) объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения.
К первой группе относятся: основная (магистральная) и подпорная насосные станции (насосные цеха), резервуарный парк, сеть технологических трубопроводов с площадками фильтров-грязеуловителей (ФГУ) и камерами задвижек или узлами переключения, узлы учета (УУ), камеры пуска и приема очистных устройств и диагностических снарядов (КППСОД), совмещенная с узлами подключения станции к трубопроводу (УПС), узлы предохранительных и регулирующих устройств [2].
Ко второй группе относятся: понижающая электростанция 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, котельная 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.
В состав технологических сооружений перекачивающей станции с резервуарным парком входят: резервуарный парк, насосный цех, узел учета и контроля качества нефтепродуктов с предохранительными устройствами, узел с регулирующими клапанами или заслонками, узел приема и откачки утечек, площадка с фильтрами-грязеуловителями, технологические трубопроводы.
Любой ремонт нефтепроводов различного назначения и сопутствующего металлооемкого технологического оборудовавания НПС, в том числе насосного на сегодняший день является объективной реальностью, технической и экономической необходимостью, которые обусловлены прежде всего рыночными отношениями здоровой конкуренцией.
В первом приближении, реальная потребность промышленности и сельского хозяйства в насосных агрегатах различных конструкций частично удовлетворяется путем эксплуатации ремонтного фонда.
Рис. 1.2 – Типовая технологическая схема НПС
Во втором - качественно выполненный ремонт обеспечивает дальнейшее использование тех узлов и деталей насосов, которые не полностью изношены. В результате чего сохраняется значительный объем суммарного времени их использования по непосредственному назначению.
В третьем, ремонт изношенных узлов и деталей насосов способствует масштабной экономии не дешевых материальных рессурсов идущих на изготовление новых.
При восстановлении любых сложных по конструкции деталей расход материалов в 30…40 раз ниже, чем при изготовлении новых насосных агрегатов.
На типовой принципиальной схеме (рис. 1.2) изображены все гидравлические элементы или устройства, необходимые для осуществления технологических процессов и контроля за ними, а также все гидравлические связи между ними.
Помещение насосного цеха разделяется воздухонепроницаемой огнестойкой (брандмауэрной) перегородкой на два отдельных зала с отдельными входами и выходами. В первом зале устанавливаются основные насосы типа НМ, блок откачки утечек, мостовой кран ручной во взрывоопасном исполнении, грузоподъемностью 10 т.
Во втором зале с нормальной средой для привода насосов устанавливаются синхронные электродвигатели нормального исполнения типа СТД, со встроенными водяными воздухоохладителями и замкнутым циклом вентиляции воздуха, блок централизованной маслосистемы с аккумулирующим баком и мостовой ручной кран в нормальном исполнении грузоподъемностью 25 т.
Насосные агрегаты связываются трубопроводами-отводами изогнутой формы, которые соединяют их приемные и напорные патрубки через общий коллектор наружной установки.
Трубопроводы укладываются в грунте и присоединяются к насосам сваркой.
1–насос с электродвигателем; 2 – задвижка с электроприводом; 3 – клапан обратный; 4 – кран мостовой ручной двух балочный; 5 – кран ручной мостовой однобалочный; 6 – всасывающий трубопровод
Рис. 1.3 - Насосный цех, оборудованный насосными агрегатами НМ 3600-230.
Магистральные насосные агрегаты и электродвигатели соединяются между собой без промежуточного вала и устанавливаются на общих фундаментах с металлическими опорными рамами. Соединение осуществляется через специальное отверстие в герметизирующей камере фрамуги разделительной стенки. К этому отверстию в камере, в соответствии с требованиями техники безопасности, по специальной системе вентиляции подается чистый воздух для создания упругой пневмозащиты между залами насосов и электродвигателей, препятствующей проникновению нефтяных паров из насосного зала в электрозал.
Давление воздуха в камере перед отверстием должно составлять 25-30 мм водяного столба, расход воздуха на одну камеру - 20 м'/ч.
Рис. 1.4 -План насосного цеха, оборудованного насосными агрегатами НМ 3600-230.
2. Технико-технологическая часть
2.1 Основное технологическое оборудование промежуточной НПС
Центробежные насосные агрегаты конструктивно состоят из основных рабочих органов - колеса с изогнутыми лопастями и неподвижного корпуса спиральной формы. Рабочее колесо туго насажено на вал, вращение которому передает непосредственно привод (в большенстве случаев электродвигатель).
Корпус насоса имеет два патрубка с фланцами для присоединения к всасывающему и нагнетательному трубопроводам. В отверстия корпуса, через которые проходит вал рабочего колеса, вставляются резиновые (или из других материалов) герметичные уплотнения - сальники, которые обеспечивают необходимую герметичность и соответственно безопасную с точки зрения возникновения пожаров безопасность.
В соответствии с конструкторским решением для предотвращения перетекания перекачиваемой жидкости внутри насоса между всасывающим патрубком и рабочим колесом устанавливается так называемое лабиринтное уплотнение.
Насосы вышеописанной конструкции могут работать только в том случае, когда его внутренняя полость заполнена перекачиваемой жидкостью.
Принцип действия всех центробежных насосов любой конструкции заключается в следующем. От приводного вала насоса находящееся в корпусе рабочее колесо приводится во вращательное движение. Лопасти рабочего колеса при вращении захватывает перекачиваемую жидкость. Благодаря создаваемой центробежной силе насос выбрасывает эту жидкость через направляющую (спиральную) камеру в нагнетательный трубопровод.
Агрегаты насосные оснащены взрывозащищенными электродвигателями и поставляются по желанию заказчика на сварных рамах или фундаментных литых бетонных плитах, которые позволяют в значительной степени гасить вибрацию оборудования и снижать его шумность (рис. 2.1).
Для передачи крутящего момента от электродвигателя и компенсации несоосности на валы насоса и электродвигателя устанавливаются дисковые муфты различных конструкций.
Рис. 2.1 - Центробежный насос ТКА 120/125 с электродвигателем.
Таблица 2.1 - Технические характеристики насоса ТКА 120/125.
Обозначение Число оборотов насоса, об/мин
2950 1475
Подача,
м 3/ч Напор,
м Подача,
м 3 /ч Напор,
м
ТКА120/125Г 120 125 60 30
Рис. 2.2 - Устройство центробежного насоса ТКА 120/125:
1 - корпус насоса; 2 - крышка насоса; 4 - вал; 5 - корпус подшипников; 6 - колесо рабочее; 7 - подшипники шариковые радиально-упорные; 8 - подшипники роликовые радиальные; 9 - уплотнение вала; 10-11 - кольца уплотняющие (роторные); 12 - втулка; 13 - прокладки спирально-навитые; 14 - кольцо маслоподающее; 15 - шайбы комплектовочные; 16 - полумуфта; 17 - втулка; 18 - уплотнительные кольца; 19 - кольцо отбойное; 20-21 - гайка-шайба; 22-23 - гайка-шайба (роторные).
Фильтры-грязеуловители (ФГУ) предназначены для защиты приборов и оборудования нефтепроводов от механических примесей и парафино-смолистых отложений.
Фильтры устанавливаются в трубопроводных системах от Ду200 до Ду1200 мм и рассчитаны на давление от 1,6 до 4,0 МПа, минимальный размер улавливаемых частиц 4 или 8 мм. Рабочая среда - нефть, нефтепродукты. Температура окружающей среды от минус 30°С до +80°С; рабочей среды - от +5°С до + 50 °С. Перепад давления на фильтрующем элементе до 0,3 МПа.
Фильтры представляют собой горизонтальные аппараты (рис 2.3), внутри которых размещается фильтрующий элемент, для извлечения которого в конструкции предусмотрен быстродействующий хомутовый затвор. Время открытия хомутового затвора не более 2-х минут, замены фильтрующего элемента -10-15 минут.
Фильтр-грязеуловитель включает: камеру (1) с концевым затвором (2), входной (3) и выходной (4) патрубки, фильтрующий элемент (5), выполненный в виде перфорированной трубы (6). Подача фильтруемой жидкости осуществляется во внутреннюю полость фильтрующего элемента, нижняя часть которого, выполненная без перфорации, служит лотком-грязеуловителем. Роликовые опоры (7) фильтрующего элемента позволяют выдвигать его для очистки по направляющим через концевой затвор. При этом с фильтрующим элементом извлекаются все осевшие из потока загрязнения, и операции по очистке корпуса фильтра производить не нужно. Штуцера входа и выхода продукта выполняются в виде патрубков для приварки к трубопроводу или заканчиваются фланцевым соединением. По индивидуальному заказу фильтры могут изготавливаться с противоположным входом и выходом продукта [14].
Задвижки данного типа (рис. 2.4) применяются в качестве запорного устройства для перекрытия потока рабочей среды в магистральных трубопроводах по транспортировке товарной нефти и нефтепродуктов, а также в технологических схемах перекачивающих станций и резервуарных парков, с температурой рабочей среды от –15 до +80 °С. Такие задвижки могут эксплуатироваться в районах с умеренным и холодным климатом, а также в сейсмоопасных районах до 9,5 баллов по шкале Рихтера. Изготовление и поставка по ТУ 374137-002-05785572-97.
Рис. 2.4 - Устройство клиновой задвижки
Задвижка шиберная представляет собой вертикальный вертикальный аппарат.
Техническая характеристика:
- Герметичность затвора: по классу В (ГОСТ 9544-93);
- Среда: нефть и нефтепродукты;
- Температура рабочей среды: от –15 до +80 °С;
- Температура окружающей среды: от –40 до +40 °с (климатическое исполнение У1), от –60 до +40 °С (климатическое исполнение ХЛ);
- Коэффициент сопративления задвижки – 0,24.
- Вид управления: электроприводной;
- Срок службы: не менее 30 лет;
- Время открывания задвижки электроприводом 47сек.
Данная задвижка изготовлен из стали 15Х1МФЛ.
Общий вид задвижки шиберной графически представлен на листе 1502.Д13.836.01.00СБ.
2.2 Организация эксплуатации технологического оборудования НПС
Для технического обеспечения бесперебойной работы технологического оборудования в необходимом для выполнения плановых показателей режиме администрация предприятия в лице главного инженера и подчиненных ему технических служб должно ежегодно разрабатывать годовой график технического обслуживания и ремонта технологического оборудования (ГТОРО). ГТОРО является основным руководящим документом для определения объема трудозатрат на ремонт и обслуживание оборудования.
