0

НПС это нефтеперекачивающая станция

Насосы и перекачивающие станции

12345

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 м3/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 м3. 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.

Технологическая схема НПС

Технологическая схема НПС

Технологической схемой НПС — называют безмасштабный рисунок, на котором представлена схема размеще­ния ее объектов, а также внутристанционных коммуни­каций (технологических трубопроводов) с указанием ди­аметров и направлений потоков.

Сооружения НПС могут быть разделены на две груп­пы: производственного и вспомогательного назначения.

К объектам первой группы относятся: подпорная на­сосная, магистральная насосная, резервуарный парк, площадка фильтров-грязеуловителей, технологические трубопроводы, узлы учета, узел регуляторов давления, камеры приема и пуска средств очистки и диагностики, совмещенные с узлом подключения к магистральному трубопроводу, узел предохранительных устройств, ем­кость сбора утечек с погруженным насосом.

Объектами второй группы являются: системы энерго-, водо- и теплоснабжения, водоотведения, автоматики, те­лемеханики, узел связи, лаборатория, мех мастерские, пожарное депо, гараж, административное здание и т.д.

Принципиальная технологическая схема головной НПС магистрального нефтепровода. Нефть с промысла поступает на станцию через фильтры-грязеуловители, узел предохранительных уст­ройств, узел учета и направляется в резервуарный парк. Здесь осуществляется ее отстаивание от воды и мех примесей, а также замер количества. Для откачки нефти из резервуаров используется подпорная насосная. Из нее через узел учета нефть направляется в магистральную насосную, а затем через узел регуляторов давления и камеру пуска средств очистки и диагностики — в магист­ральный нефтепровод.

Для очистки полости трубопровода от парафина, смол, мех примесей, воды из камеры, периодически произво­дится запуск очистных устройств (скребков). Из нее же в трубопровод вводятся средства диагностики состояния его стенки.

Периодически возникает необходимость во внутристанционных перекачках: при зачистке резервуаров, при их освобождении перед диагностикой и ремонтом, при компаундировании (приготовление нефтяных смесей с требуемыми свойствами) и т.д.

Таким образом, технологическая схема головной НПС позволяет выполнять следующие основные операции:

  • прием нефти с промыслов;
  • ее оперативный и коммерческий учет;
  • хранение нефти;
  • запуск очистных и диагностических устройств;
  • внутристанционные перекачки.

Принципиальная технологическая

схема ГНПС

I — камера приема средств очистки и диагностики;

II — площадка фильтров-грязеуловителей;

III — узел предохранительных устройств;

IV, VII — узел учета;

V — резервуарный парк;

VI — подпорная насосная;

VIII — магистральная насосная;

IX — узел регуляторов давления;

X — камера пуска средств очистки и диагностики;

XI — емкость сбора утечек с погружным насосом;

XII — байпасная (обводная) линия

Принципиальная технологическая схема промежуточной нефтеперекачивающей станции

Она отличается от ГНПС тем, что не содержит узлов учета, резервуарного парка и подпорной насосной. Соответственно, на таких НПС не выполняются операции учета и хранения нефти.

I — камера приема средств очистки и диагностики; II — площадка фильтров-грязеуловителей; III — узел предохранительных устройств; IV — емкость для сброса ударной волны; V — емкость сбора утечек с погружным насосом; VI — магистральная насосная; VII — узел регуляторов давления; VIII — камера пуска средств очистки и диагностики

Площадка фильтров-грязеуловителей располагается на входе в НПС.

Фильтры-грязеуловители предназначе­ны для улавливания крупных механических частиц, по­ступающих из магистрального (или подводящего) трубо­провода. Количество параллельно включенных фильтров выбирается таким образом, чтобы по мере засорения од­них можно было включить в работу другие. О работоспо­собности фильтров судят по разнице давлений на входе и выходе из них. При увеличении перепада давлений до величины более 0,05 МПа (что свидетельствует об их за­грязнении) или уменьшении до величины менее 0,03 МПа (свидетельствует о повреждении фильтрующего элемен­та) производится переключение на резервный фильтр.

Узел предохранительных устройств служит для предохранения приемного коллектора технологических трубопроводов НПС от чрезмерных давлений на приеме станции, возникающих при ее внезапных отключени­ях. В качестве предохранительных устройств использу­ются либо система сглаживания волн давления, либо предохранительные сбросные клапаны. Сброс избыточ­ного давления производится в безнапорные технологи­ческие емкости.

Узел учета нефти состоит из нескольких параллель­ных линий, каждая из которых включает следующие элементы: отсекающие задвижки, манометры, фильтры, струевыпрямитель, счетчик, термометр, отводы к конт­рольному счетчику или пруверу, контрольный кран. Повышение точности замера расхода достигается допол­нительной очисткой нефти в фильтре, уменьшением тур­булентности потока в струевыпрямителе (представляющем собой пучок параллельных трубок малого диаметра, по­мещенных в основную трубу), а также внесением тем­пературной поправки на основе показаний термометра.

В зависимости от количества трубопроводов, подклю­ченных к резервуарам, различают однопроводную и двух­проводную технологические схемы.

В первом случае для приема и отпуска нефти используется один и тот же Трубопровод, во втором — разные. Для снижения скорости закачки нефти резервуары могут иметь несколь­ко приемо-сдаточных патрубков.

Возможные схемы обвязки резервуаров

Соединение насосов на НПС может быть параллель­ным, последовательным или комбинированным.

При па­раллельном включении насосы имеют общие всасывающий и нагнетательный коллекторы. Поэтому напор группы насосов равен напору одного из них, а по­дача увеличивается в число раз, равное количеству рабо­тающих насосов.

При последовательном включении нефть проходит один насос за другим, полу­чая в каждом из них приращение напора. Для предот­вращения работы насосов самих на себя их всасывающая и нагнетательная линии разделены обратным клапаном, который пропускает поток, двигающийся слева направо, но закрывается для потока, двигающегося в обратную сторону.

а — для головных и промежуточных станций; б — для головных станций; I-IV — номера резервуаров

Возможные схемы соединения насосов на НПС

На современных нефте- и нефтепродуктопроводах параллельное включение чаще применяется для

подпор­ных насосов, а последовательное — для магистральных. Нередко встречается комбинированное (последовательно-параллельное) соединение насосов

а — параллельное; б — последовательное; в — комбинированное (параллельно-последовательное)

Обвязка насосов должна обеспечивать работу НПС при выводе в резерв любого из насосных агрегатов станции.

Обратный клапан устанавливается также после по­следнего по ходу магистрального насоса. Делается это для защиты магистральной насосной от гидравлических уда­ров в последующем участке трубопровода.

Узел регуляторов давления служит для установле­ния требуемого начального давления в обслуживаемом участке трубопровода.

Все перечисленные объекты соединяются технологи­ческими трубопроводами. На НПС они служат для вы­полнения всех технологических операций с поступающей, хранящейся и откачиваемой нефтью. Границы техноло­гических трубопроводов определяются входными и вы­ходными задвижками НПС.

На технологических схемах указывают диаметры тру­бопровода и направление движения нефти.

Нефтеперекачивающие станции (НПС). Подбор насосного оборудования для НПС.

Нефтеперекачивающие станции нефтепроводов или нефтепродуктопроводов – это сложный комплекс инженерных сооружений, предназначенных для обеспечения перекачки нефти или нефтепродуктов в заданных объёмах, а также подготовки к дальнему транспорту нефти или нефтепродуктов. Они размещаются на трассе трубопровода в соответствии с гидравлическим расчётом на расстоянии 80 – 150км одна от другой. Состав объёктов перекачивающих станций несколько отличается от состава компрессорных станций из-за различий продуктов транспортировки. На компрессорных станциях осуществляется перекачка природного газа в газообразном состоянии, а на нефтеперекачивающих станциях осуществляется перекачка нефти или нефтепродуктов в жидком состоянии.

Головная перекачивающая станция нефти располагается вблизи месторождения по технико-экономическим соображениям, а головная перекачивающая станция нефтепродуктов вблизи нефтеперерабатывающих заводов или крупных перевалочных нефтебаз

Рис. 9. Общий вид нефтеперекачивающей станции

Промежуточные перекачивающие станции предназначены для повышения давления перекачиваемого продукта в трубопроводе. В зависимости от выполняемых технологических операций станции могут быть наливными или просто перекачивающими. На наливных станциях продукт перекачивают по трубопроводу, а также производят перевалку его на другие виды транспорта – железнодорожный или водный. Промежуточные перекачивающие станции имеют в составе те же объекты, что и головные, но вместимость их резервуарных парков значительно меньше, чем на головных станциях. В их состав входят насосные, резервуарные парки, камеры пуска скребка, совмещённые с узлами переключений, сеть технологических трубопроводов с площадками фильтров, понижающая электростанция с открытым распределительным устройством или электростанция собственных нужд, комплекс сооружений по водоподготовке и водоснабжению станции и жилого посёлка, комплекс сооружений хозяйственно – фекальной и промышленно – ливневой канализации, котельная с тепловыми сетями, пожарное депо, узел связи, РММ, мастерские КИП, административный блок, складские помещения. В некоторых случаях используют существующие инженерные сети промышленных предприятий (котельная, система канализации и водоснабжения и т.п.).

Рис. 10. Насосный зал НПС

Конечными пунктами магистральных нефтепроводов или нефтепродуктопроводов являются конечные наливные станции, на которых осуществляется приёмка нефти, отгрузка или распределение в районы потребления. Вместимость резервуарных парков конечных пунктов проектируется исходя из необходимости выравнивания неравномерности отгрузки нефти и нефтепродуктов потребителям. К основным объектам конечных пунктов, помимо резервуарных парков, относят наливные эстакады, лабораторию для контроля качества продукта, объекты вспомогательных служб и вспомогательно-производственного назначения.

На нефтеперекачивающих станциях оборудование подразделяют на основное и вспомогательное. Основное оборудование – это насосы и электродвигатели. К вспомогательному оборудованию относят маслосистему, электроснабжение, отопление и вентиляцию.

Нефтеперекачивающие станции нефтепроводов или

нефтепродуктопроводов — это сложный комплекс инженерных сооружений, предназначенных для обеспечения перекачки нефти или нефтепродуктов в заданных объёмах, а также подготовки к дальнему транспорту нефти или нефтепродуктов. Они размещаются на трассе трубопровода в соответствии с гидравлическим расчётом на расстоянии 80 — 150км одна от другой. Состав объектов перекачивающих станций несколько отличается от состава компрессорных станций из-за различий продуктов транспортировки. На компрессорных станциях осуществляется перекачка природного газа в газообразном состоянии, а на перекачивающих станциях осуществляется перекачка нефти или нефтепродуктов в жидком состоянии.

Головная перекачивающая станция нефти располагается вблизи месторождения по технико-экономическим соображениям, а головная перекачивающая станция нефтепродуктов вблизи нефтеперерабатывающих заводов или крупных перевалочных нефтебаз.

Промежуточные перекачивающие станции предназначены для повышения давления перекачиваемого продукта в трубопроводе. В зависимости от выполняемых технологических операций станции могут быть наливными или просто перекачивающими. На наливных станциях продукт перекачивают по трубопроводу, а также производят перевалку его на другие виды транспорта — железнодорожный или водный. Промежуточные перекачивающие станции имеют в составе те же объекты, что и головные, но вместимость их резервуарных парков значительно меньше, чем на головных станциях. В их состав входят насосные, резервуарные парки, камеры пуска скребка, совмещённые с узлами переключений, сеть технологических трубопроводов с площадками фильтров, понижающую электростанцию с открытым распределительным устройством или электростанцию собственных нужд, комплекс сооружений по водоподготовке и водоснабжению станций и жилого посёлка, комплекс сооружений хозяйственно — фекальной и промышленно — ливневой канализации, котельную с тепловыми сетями, пожарное депо, узел связи, РММ, мастерские КИП, административный блок, складские помещения. В некоторых случаях используют существующие инженерные сети промышленных предприятий (котельная, система канализации и водоснабжения и т.п.).

Конечными пунктами магистральных нефтепроводов или нефтепродуктопроводов являются конечные наливные станции, на которых осуществляется приёмка нефти, отгрузка или распределение в районы потребления. Вместимость резервуарных парков конечных пунктов проектируется исходя из необходимости выравнивания неравномерности отгрузки нефти и нефтепродуктов потребителям. К основным объектам конечных пунктов, помимо резервуарных парков, относят наливные эстакады, лабораторию для контроля качества продукта, объекты вспомогательных служб и вспомогательно-производственного назначения.

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *