Автоматизация работы насосной станции

Описание технологической схемы нефтеперекачивающей станции. Параметры на контроль и управление. Магистральные нефтепроводы. Насосно-силовое оборудование для перекачки нефти. Магистральные насосные агрегаты. Электродвигатель, система затвора, маслосистема.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид отчет по практике
Язык русский
Дата добавления 11.03.2016

Введение

В нашей жизни Топливно-энергетический комплекс - основа развития большинства отраслей экономики нашей страны. Важнейшим ее элементом является система магистральных нефтепроводов. Географическое расположение месторождений нефти в России и их потребителей ставит трубопроводный транспорт на первое место среди всех остальных видов. Только данный вид транспорта способен гарантировать безостановочную и равномерную поставку нефти, и нефтепродуктов, при этом соблюдая наименьшие экономические затраты.

Общество с ограниченной ответственностью "Транснефть - Дальний Восток" ? одно из самых молодых предприятий в системе ОАО «АК «Транснефть». Являясь инвестором строительства второй очереди нефтепроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий Океан» и ее эксплуатирующей организацией, компания, образованная в августе 2009 года, буквально вдохнула новую жизнь в территории Дальнего Востока.

Целью прохождения практики является ознакомление с областью и видами будущей профессиональной деятельности, а также анализ деятельности предприятия. Для осуществления этой цели должны быть реализованы следующие задачи:

1. Изучение организационной структуры предприятия.

2. Ознакомление с содержанием основных работ и исследований, выполняемых на предприятии.

3. Приобретение практических навыков в будущей профессиональной деятельности, наиболее углубленно - в отдельных ее разделах.

1. Общие сведения о НПС-20

НПС-20 была частью программы расширения мощности нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий Океан, на которую было отведено 2 года. Программа включала в себя пять промежуточных нефтеперекачивающих станций, четыре из которых в Якутии, и одна в Амурской области. Начало строительства НПС № 20 стартовало в сентябре 2010 года.

Данная станция строилась в 30 км от северной столицы Приамурья, и в 10 км от поселка "Восточный", что обуславливается прежде всего безопасностью. Строительство проходило на высоте, в условиях сильного ветра и не менее сильного мороза, что вызывало некоторые затруднения, однако сильно это не помешало сдать проект в сроки. Так же данная НПС - это крупный производственный объект, который обеспечивает дополнительные налоговые поступления в местный бюджет.

Данная НПС включает в себя СБК (Служебный бытовой корпус) - в котором находится руководство НПС, заведующий хозяйством, служба охраны, линейная аварийная эксплуатационная служба, энергетическое подразделение, и отдел охраны труда; ВЖК- вахтовый жилищный комплекс, который обеспечивает жилыми комнатами людей, не имеющих постоянное место жительства в близлежащих населенных пунктах; операторную станцию, которая следит за пуском и приемом нефти; камерную станцию задвижек, обеспечивающую надлежащую перекачку и нефти, склад ЛАРН (Ликвидация аварийного разлива нефти)а так же ЛЭУ - линейный эксплуатационный участок, который находится в 50 км от НПС. Таким образом данный объект не обделен перспективой развития, и отлично справляется со своей задачей по увеличению мощности.

Нефть занимает ведущее место в мировом топливно-энергетическом балансе: ее доля в общем потреблении энергоресурсов составляет 48%. Применяется для получения из нее технически ценных продуктов, главным образом моторных топлив, растворителей,сырья для химической промышленности, ее подвергают переработке на предприятиях нефте-химии.

Предприятие в год транспортирует около 17500000 тонн нефти.

Рис.1. Карта-схема трубопровода

1.2.Краткая характеристика производства

Нефтеперекачивающие (насосные) станции подразделяются на головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). Головная НПС предназначена для приема нефтей с промыслов, смешения или разделения их по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод. Промежуточные НПС служат для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачки нефти.

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 учета нефти с фильтрами; основная насосная; узел регулирования давления и узлы с предохранительными устройствами; камеры пуска и приема очистных устройств; технологические трубопроводы с запорной арматурой.

К объектам второй группы относятся: понижающая электроподстанция с распределительными устройствами; комплекс сооружений, обеспечивающих водоснабжение станции; котельная с тепловыми сетями; инженерно-лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; механические мастерские; мастерские ремонта и наладки контрольно-измерительных приборов (КИП); гараж; складские помещения; административно-хозяйственный блок и т.д.

На головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются следующие технологические операции: прием и учет 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.

Принципиальная схема головной НПС включает в себя: подпорную насосную, площадку фильтров и счетчиков, основную насосную, площадку регуляторов давления, площадку пуска скребков и резервуарный парк. Нефть с промысла направляется на площадку, где сначала очищается в фильтрах-грязеуловителях от посторонних предметов, а затем проходит через турбинные расходомеры, служащие для оперативного контроля за ее количеством. Далее она направляется в резервуарный парк, где производится ее отстаивание от воды и мех. примесей, а также осуществляется коммерческий учет. Для закачки нефти в магистральный трубопровод используются подпорная и основная насосные станции. По пути нефть проходит через площадку фильтров и счетчиков (с целью оперативного учета), а также площадку регуляторов давления (с целью установления в магистральном нефтепроводе требуемого расхода). Площадка служит для запуска в нефтепровод очистных устройств - скребков.

На промежуточных нефтеперекачивающих станциях происходит повышение напора транспортируемой нефти с целью обеспечения ее дальнейшей перекачки. Она включает основную насосную станцию, площадку регуляторов давления, площадку пуска и приема скребков, а также площадку с фильтрами-грязеуловителями. 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 закачивается в следующий участок магистрального нефтепровода.

При работе ПНПС в режиме «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.

1.3 Описание технологической схемы нефтеперекачивающей станции

Технологический процесс перекачки осуществляется согласно утвержденным технологическим картам нефтепровода и технологическим режимам перекачки.

Нефть поступает на НПС через приемную задвижку расположенную в узле подключения станции.

Нефть проходит через фильтры- грязеуловители Ф1,Ф2 и Ф3, где она очищается. Значение максимального перепада давления на фильтре-грязеуловителе принимается по техническим требованиям завода-изготовителя. Далее нефть поступает в магистральную насосную где проходит через магистральные насосные агрегате (насосы).

На участке трубопровода от магистральной насосной до магистрального нефтепровода установлен узел регулирования давления для поддержания заданных величин давления:

-минимальное давление на входе в магистральную насосную не менее 2,1 кгс/см2

-максимальное давление на выходе из магистральной насосной не более 42,5 кгс/см2

В узле регулирования давления установлены регулирующие заслонки 9в с Dy=400 на суммарную производительность Q=5000м3/час.

После узла регулятора давления нефть через выкидную задвижку НПС подается на конечный участок магистрального нефтепровода.

В зависимости от параметра, по которому срабатывает общестанционная защита, система может осуществлять:

-одновременное отключение всех работающих магистральных агрегатов;

-поочередное отключение работающих магистральных агрегатов, начиная с первого по потоку нефти.

Для защиты магистрального трубопровода и НПС по давлениям (на приеме НПС, в коллекторе НПС, на выходе НПС) применяются защиты.

Защиты по предельным давлениям должны воздействовать на отключение одного (первого по потоку) агрегата. При сохранении предельного давления должно осуществляться отключение следующего (по потоку) агрегата и т.д.

Срабатывание защит по давлению на приеме насосной осуществляется в пределах до 15-ти секунд выдержкой времени, необходимой для исключения их срабатывания при прохождении воздушных пробок, запуске агрегатов, отключении агрегатов на соседних станциях и т.п.

Защиты по пожару, по затоплению, по аварии в системе маслоснабжения и аварийное отключение всех работающих магистральных агрегатов.

Защиты по пожару, по затоплению, по превышению допустимого уровня загозованности (аварийный уровень или длительное (более 10 минут) сохранение предельного уровня), по аварийному уровню нефти в емкостях сбора утечек, по аварийному уровню в маслобаках маслосистемы, по аварии вспомогательных систем: подача масла к подшипниковым узлам, охлаждение электродвигателей, ЧРП, вентиляция и аварийное отключение НПС кнопкой «Стоп» предусматривает закрытие задвижек подключения НПС к магистральному нефтепроводу.

В зависимости от пусковых характеристик электродвигателя и схемы электроснабжения могут быть предусмотрены различные программы пуска агрегата, отличающиеся положением задвижки на выходе насоса в момент пуска электродвигателя:

-на открытую (полностью) задвижку;

-на закрытую задвижку;

-на открывающуюся задвижку (задвижка сдвинулась с закрытого положения или находится в промежуточном положении).

В системе подачи масла к подшипниковым узлам насосных агрегатов предусматривается:

-измерение и сигнализацию температуры масла;

-сигнализацию максимального и минимального уровня в баке маслосистемы;

Насосы системы откачки утечек нефти управляются автоматически в зависимости от предельных уровней в резервуаре-сборнике.

Автоматическое отключение насоса. Откачивающего нефть из резервуара-сборника, может производиться по минимальному уровню или через определенное время после включения.

Для поворотного регулирующего затвора расчет момента привода исполнительного механизма проводится с учетом максимальной подачи по трубопроводу при любых углах прикрытия в пределах допускаемого перепада давления на исполнительном механизме.

С целью улучшения динамических свойств системы регулирования рекомендуется применять:

-разные скорости перемещения исполнительных механизмов в сторону открытия и закрытия.

2. Автоматизация работы насосной станции

2.1 Анализ процесса как объекта управления

перекачка нефть насосный электродвигатель

Анализ основных аппаратов- это выявление всех входных и выходных переменных, воздействующих на процесс и анализ статических и динамических характеристик каналов возмущения и регулирования.

Исходными данными при этом является математическая модель процесса.

Процесс работы нефтеперекачивающей станции это процесс перемещения жидкости из емкости 1 насосом 2 по трубопроводу 3 жидкость перекачивается в емкость 4. При большой протяженности трубопровода применяется способ из насоса в насос.

Рис. 1. Структурная схема нефте-перекачивающей станции

Показатель эффективности процесса- расход Q.

Цель управления процессом Q=Qзд

Основные элементы, подлежащие анализу- трубопровод и насос.

Управление процессом работы нефтеперекачивающей станции сводится к поддержанию заданного давления для обеспечения необходимого расхода. По способу организации процесс перемещения нефти является непрерывным.

На рисунке 2 изображена информационная схема нефтеперекачивающей станции.

Рис.2. Информационная схема объекта управления

Рвх -Давление на входе НПС

Рвых - Давление на выходе НПС

Раг - Давление (энергия) создаваемое насосным агрегатом

Рпот - Давление потерь

Таг - температура насосного агрегата

Gаг - Вибрация насосного агрегата

Материальный баланс насосного агрегата:

Рвх + Раг - Рпот - Рвых= k(dPpo/dt)

Р- регулируемый параметр

Рро- регулируемое воздействие (положение регулируемого органа)

На основании материального определяем регулируемые параметры насосного агрегата и регулирующие воздействия:

Регулирование давления с помощью положения регулирующего органа.

2.2 Параметры на контроль и управление

Давление в трубопроводе на входе НПС не менее 0,23 Мпа (2,3 кгс/см2) контролируется по позиции PISA-8 на АРМ. Применяется для защиты магистрального агрегата по давлению (от завоздушивания). При предельном минимальном давлении на АРМ включается цветовая и звуковая сигнализация, сигнал в РДП (районный диспетчерский пункт). При аварийном минимальном давлении менее 0,21 Мпа (2,1 кгс/см2) на АРМ включается цветовая и звуковая сигнализация, сигнал в РДП. Отключение МНА.

Давление в коллекторе НПС до узла регулирования давления не более 6,7 Мпа (67 кгс/см2)контролируется по позиции PISA-11 на АРМ.

Применяются для защиты оборудования трубопровода от максимальных давлений. при предельном максимальном давлении на АРМ включается цветовая и звуковая сигнализация, сигнал в РДП. При аварийном максимальном давлении более 6,97 Мпа (69,7 кгс/см2) на АРМ включается цветовая и звуковая сигнализация, сигнал в РДП. Отключение МНА.

Давление на выходе НПС после узла регулирования давления не более 4, 09 Мпа (40,9 кгс/см2) контролируется по позиции PIC-9 на АРМ. Применяются для защиты оборудования трубопровода от максимальных давлений. При предельном максимальном давлении на АРМ включается цветовая и звуковая сигнализация, сигнал в РДП. При аварийном максимальном давлении более 4,25 МПа (42,5 кгс/см2) на АРМ включается цветовая и звуковая сигнализация, сигнал в РДП. Отключение МНА.

Максимальный перепад давления на регуляторе давления 2 Мпа (20 кгс/см2) контролируется на АРМ. При предельном максимальном перепаде давления на АРМ включается цветовая и звуковая сигнализация, сигнал в РДП. При сохранении предельного давления отключение МНА.

Перепад давлений не более или равном 50 кПа (0,5 кгс\см2) на фильтрах- грязеуловителях контролируется в позициях PDIA-16, PDIA-17 на АРМ. Применяется для защиты оборудования и трубопровода от разряжения. При увеличении перепада давлений более 50 кПа( 0,5 кгс/см2) на АРМ включается цветовая и звуковая сигнализиция.

Давление в маслосистеме не менее 0,2 МПа (2,0 кгс/см2) контролируется по позиции PISA-14 на АРМ. Применяется для контроля работы маслосистемы. При минимальном давлении на АРМ включается цветовая и звуковая сигнализация, сигнал в РДП. Отключение маслонасоса АВР.

Давление охлаждающей воды не менее 0,1 МПа (1 кгс/см2) контролируется по позиции PISA-13 на АРМ. Применяется для контроля работы водосистемы. При минимальном давлении на АРМ включается цветовая и звуковая сигнализация, сигнал в РДП. Отключение водонасоса АВР.

Давление в системе откачки утечек не менее 0,25 МПа( 2,5 кгс/см2) контролируется по позиции PIC-15 на АРМ. Применяется для контроля системы откачки утечек. При минимальном давлении на АРМ включается цветовая и звуковая сигнализация, сигнал в РДП. Отключение насоса АВР. Блокировка запуска насоса откачки утечек происходит, случае, если давление в магистральном нефтепроводе превышает давление, создаваемое насосом откачки утечек, а также при отключении НПС от магистрального нефтепровода.

Величина вибрации насоса МНА и эл.двигателя не более 70% аварийной вибрации контролируется по прибору в позиции GISA-26 на АРМ. Применяется для защиты магистрального агрегата от разрушения (контроль состояния подшипников). При предельных вибрациях 6,0 мм/сек на АРМ включается цветовая и звуковая сигнализация. При аварийной вибрации 7,1 мм/сек на АРМ включается цветовая и звуковая сигнализация, отключение агрегата, закрытие агрегатных задвижек, АВР сигнал в РДП.

Температура подшипников насоса МНА и корпуса МНА не более 55С контролируется на АРМ по позициям TISA-1, TISA-3. Применяется для защиты магистрального агрегата от перегрева подшипников. При повышении температуры выше 55С на АРМ включается цветовая и звуковая сигнализация, отключение агрегата, закрытие агрегатных задвижек, АВР сигнал в РДП.

Температура подшипников эл.двигателя МНА не более 65С контролируется на АРМ по позициям TISA-2, TISA-4. Применяется для защиты магистрального агрегата от перегрева подшипников. При повышении температуры выше 65С на АРМ включается цветовая и звуковая сигнализация, при повышении температуры подшипников выше 75С на АРМ включается цветовая и звуковая сигнализация, отключение агрегата, закрытие агрегатных задвижек, АВР сигнал в РДП.

Расход масла, подаваемого на подшипники МНА и эл.двигателя МНА, 320-500 л/ч контролируется по местному ротаметру FA-19. Применяется для контроля смазки подшипников МНА. При уменьшении расхода масла менее 250 л/ч на АРМ включается цветовая и звуковая сигнализация.

Повышенные утечки нефти через торцевые уплотнения контролируется по позициям LS-21, LS-22. Применяется для контроля состояния торцевых уплотнений МНА. При повышенных утечках нефти более 0,3 л/ч на АРМ включается цветовая и звуковая сигнализация, отключение агрегатов АВР, сигнал в РДП.

Электрическая защита электродвигателя магистрального агрегата. При срабатывании электрической защиты на АРМ включается цветовая и звуковая сигнализация, сигнал в РДП. Отключение агрегатов АВР. Включение, отключение и контроль работы агрегатов осуществляется на АРМ, также возможно отключение агрегатов по месту.

Температура подшипников масляных насосов Н1, Н2 не более 65С контролируется на АРМ по позиции TISA-6. Применяется для защиты масляных насосов от перегрева подшипников. При повышении температуры подшипников выше 65 С на АРМ включается цветовая и звуковая сигнализация, при повышении температуры подшипников выше 70 С на АРМ включается цветовая и звуковая сигнализация и отключается насос, АВР.

Уровень в пределах (20-80)% в маслобаке контролируется на АРМ в позиции LSA-24на АРМ. При уменьшении уровня менее 20 % увеличении уровня более 80% на АРМ включается цветовая и звуковая сигнализация, сигнал в РДП отключение МНА, отключение маслонасосов АВР.

Электрическая защита электродвигателя масляных насосов. При срабатывании электрической защиты на АРМ включается цветовая и звуковая сигнализация, сигнал в РДП, отключение насоса АВР. Включение, отключение и контроль работы насосов осуществляется на АРМ, также возможно отключение насосов по месту.

Температура подшипников насосов охлаждающей воды Н3,Н4 не более 65С контролируется на АРМ по позиции TISA-5. Применяется для защиты водонасосов от перегрева подшипников. При повышении температуры подшипников выше 65С на АРМ включается цветовая и звуковая сигнализация, при повышении температуры подшипников выше 70С на АРМ включается цветовая и звуковая сигнализация, сигнал в РДП, отключение насоса АВР.

Электрическая защита электродвигателя насосов охлаждающей воды. При срабатывании электрической защиты на АРМ включается цветовая и звуковая сигнализация, сигнал в РДП отключение насоса АВР. Включение, отключение и контроль работы насоса осуществляется на АРМ, также возможно отключение насоса по месту.

Температура подшипников насоса откачки утечек Н5, Н6 не более 55 С контролируется на АРМ по позициям TISA-7. Применяется для защиты насосов откачки утечек от перегрева подшипников. При повышении температуры подшипников выше 55С на АРМ включается цветовая и звуковая сигнализация, при повышении температуры подшипников выше 65С на АРМ включается цветовая и звуковая сигнализация, сигнал в РДП отключается насос АВР.

Уровень в пределах (20-80)% в ёмкости сбора утечек контролируется на АРМ в позиции LSA-23. При увеличении уровня более 80% включение насоса откачки утечек из емкости сбора утечек. При сохранении максимального уровня в течение 1,5 минут - включение резервного насоса. Уменьшение уровня менее 20% отключение основного насоса откачки утечек из емкости сбора утечек. При аварийном максимальном уровне, отключение агрегатов, закрытие отсекающих задвижек. Сигнал в РДП, отключение вспом.систем.

Электрическая защита электродвигателя насосов откачки утечек. При срабатывании электрической защиты на АРМ включается цветовая и звуковая сигнализация, сигнал в РДП, отключение насоса АВР. Включение, отключение и контроль работы насоса осуществляется на АРМ, также возможно отключение насоса по месту.

Управление работой секущих и агрегатных задвижек осуществляется на АРМ с помощью специальных кнопок «Открыть», «Закрыть», «Местный». «Ручной». Для автоматического режима работы задвижки кнопки «Местный», «Ручной» должны быть отжаты. Ручное управление задвижки осуществляется при нажатой кнопке «Ручной», «Местный», должна быть отжата соответствующих кнопок «Закрыть» или «Открыть». Местное управление задвижки осуществляется при нажатой кнопке «Местный», «Ручной» должна быть отжата с помощью соответствующих кнопок на блоке управления БУР-Т.

Управление работой регулирующей задвижки 9в осуществляется на АРМ с помощью специальных кнопок «Открыть», «Закрыть», «Местный», «Автоматический», «Ручной». Для автоматического режима работы задвижки кнопка «Автоматический» должна быть нажата. Ручное управление задвижки 9в осуществляется при нажатой кнопке «Ручной» с помощью соответствующих кнопок «Закрыть» или «Открыть». Местное управление задвижки ZV-9в осуществляется при нажатой кнопке «Местный», с помощью соответствующих кнопок на блоке управления БУР-L. Также можно задать процентное открытие задвижки.

Общий расход нефти на выходе НПС контролируется на АРМ в позиции FR-18.

В приложении А представлены таблицы параметров на контроль и управление.

3. Магистральные нефтепроводы

По магистральным нефтепроводам нефть и продукты, полученные в результате её переработки, транспортируют на длинные расстояния, порядка даже свыше 2000 километров. Диаметр такого нефтепровода составляет до 1220 миллиметров, а давление до 6 мн/см2. Проводящие нефтепроводы необходимы для транспортировки нефти с мест её добычи на головные сооружения магистральных нефтепроводов. Кроме того, по проводящим нефтепроводам продукты с нефтеперерабатывающих заводов поступает также на магистральные. Протяженность такого типа трубопровода составляет несколько десятков километров. Существуют еще заводские, промысловые, которые необходимы для внутренних перекачек.

В качестве главных параметров магистрального нефтепровода выделяют такие, как производительность, протяженность, давление, диаметр, число перекаченных станций. Протяженность и производительность задаются в зависимости от поставленных задач, остальные параметры рассчитываются уже исходя из первых. Для создания нефтепроводов используются трубы из низколегированной и углеводистой стали, которые сваривают продольным и спиральным швом. Для защиты труб от коррозии используют антикоррозийную изоляцию, а также электрохимические методы защиты. По всему нефтепроводу размещают линейные секущие задвижки, расстояние между которыми зависит от местности, но не может быть более двадцати километров. Для перекачивания нефти с высокой вязкостью, а также быстрой застываемостью используют её подогрев на перекачиваемых станциях, а также промежуточных пунктах подогрева.

Как правило, затраты на строительство магистральных нефтепроводов окупаются за два-три года. Первый нефтепровод был построен в США в 1865-ом году. Его длина составляла 6 километров. В России первый нефтепровод построен в 1878-ом году в городе Баку. Кстати, в СССР развитие нефтепроводов связывают с освоением месторождений в Башкирии, Татарстане, Куйбышевской области.

3.1 Насосно-силовое оборудование для перекачки нефти

Из гидравлики известно, что течение жидкости в линейной части трубопровода происходит от сечений с большим значением напора к сечениям с меньшим значением напора, причем уменьшение самого напора происходит вследствие работы сил трения. Между слоями жидкости, движущимися друг относительно друга, возникают силы трения, их называют вязким трением, благодаря чему механическая энергия движения постепенно переходит в тепло и рассеивается в пространстве. Для восстановления напора и обеспечения дальнейшего течения жидкости необходимы устройства, «создающие напор». Такими устройствами являются насосы.

Насосы - устройства для принудительного перемещения жидкости от сечения с меньшим значением напора (в линии всасывания насоса) к сечению с большим значением напора (в линии нагнетания насоса).

Движение жидкости в направлении против давления достигается принудительным путем. В так называемых центробежных насосах, которые составляют основной вид нагнетательного оборудования для перекачки нефти по магистральным трубопроводам и применяются как на головной, так и на промежуточных перекачивающих станциях, жидкость перемещается от сечения с меньшим давлением к сечению с большим давлением центробежной силой, возникающей при вращении рабочего колеса с профильными лопатками.

Принцип работы центробежного насоса следующий: из всасывающего трубопровода через всасывающий патрубок жидкость поступает на быстровращающиеся лопатки рабочего колеса, где под действием центробежных сил отбрасывается к периферии насоса. Таким образом, механическая энергия вращения вала двигателя преобразуется в кинетическую энергию жидкости. Двигаясь по спиральной камере, жидкость попадает в расширяющийся нагнетательный патрубок, где по мере уменьшения скорости увеличивается давление жидкости. Далее через напорную задвижку жидкость поступает в напорный трубопровод. Для контроля за работой насоса измеряют давление в его всасывающем и нагнетательном патрубках с помощью мановакуумметра и манометра.

3.2 Магистральные насосные агрегаты (МНА)

Магистральные насосы НМ 10000-380-2, служат для транспортировки нефти по магистральному трубопроводу до следующей нефтеперекачивающей станции, либо до нефтеналивного терминала.

Передача крутящего момента от двигателя к насосу осуществляется с помощью упругой муфты с проставкой (тип TLKW-4250-X337-4000). Муфта выполнена во взрывобезопасном электролизованном исполнении.

Тип: НМ 10000/0,7-380д-2-С

o НМ- нефтяной магистральный

o 10000- производительность базового насоса

o 0,8- округленное значение кратности подачи исполнения насоса по отношению к подаче базового насоса

o 380- номинальное значение напора базового насоса

o д- отличительный индекс насоса с напором отличным от номинального значения

o 2- порядковый номер модернизации базового насоса

o С- сейсмостойкость 6-9 баллов

Производитель: Украина, г. Сумы, Гидромашсервис

Производительность: 8123 м3/ч (7003-11674)

Напор: 272 м (207-359)

Диаметр рабочего колеса: 535 мм

КПД: 87%

Кавитационный запас: 72 м

Потребляемая мощность: 4250 кВт (3895-10920)

Частота вращения: 1500-2990 об/мин

Масса: 20005 кг

Тип подшипников: скольжения (баббитовые). Опорные- восприятия радиальных нагрузок на ротор, упорный- восприятия остаточного осевого усилия на ротор.

3.3 Электродвигатель МНА

Передача крутящего момента от двигателя к насосу осуществляется с помощью упругой муфты с проставкой (тип TLKW-4250-X337-4000). Муфта выполнена во взрывобезопасном электролизованном исполнении.

Марка:1TZ1535-8BT02Z

Производитель: Siemens, Германия

КПД: 97%

Частота вращения: 1500-2990 об/мин (вращение левое)

Частота напряжения: 55…100 Гц

Номинальное напряжение: 7200 В

Номинальная мощность: 12 МВт

Сила тока: 1130 А

Диаметр переднего подшипника: 200 мм (9 литров)

Диаметр заднего подшипника: 180 мм (7 литров)

Масса: 20000 кг

Сопротивление изоляции: 100 Мом

Система охлаждения: Двухконтурная (внутренний- воздух; наружный- экосол 65)

3.4 Система затвора МНА

Система затвора фирмы «EagleBurgmann Geormany» (Германия) предназначена для подачи затворной жидкости под давлением на уплотнение приводной стороны магистрального насоса и уплотнение полевой стороны магистрального насоса. Целью чего является поддержание давления выше давления магистрального насоса, компенсация утечки уплотнения и обеспечения смазки уплотнения.

Тип: Двойное- SHFVI-D/205-Е1. Каждое механическое уплотнение состоит из двух уплотняющих элементов- одного «первичного», или встроенного уплотнения со стороны перекачиваемого продукта, а также «вторичного», или наружного уплотнения со стороны атмосферы.

Насос: Lewa (2 шт)- нагнетание затворной жидкости и поддержание ее давления, плунжерный

Расход: 15 л/час

Мощность: 0,55 кВт

Рабочее давление: 12 МПа

Максимальное разрешенное давление: 16 МПа

Утечки: не более 0,3 л/час

Объем бака: 1000 л

Объем полезный: 800 л

Пневмогидроаккумулятор: Заряд- 6,8 МПа, рабочее давление- 13 МПа

3.5 Маслосистема МНА

Маслосистема магистрального насосного агрегата НМ 10000-380 предназначена для подачи смазочного масла в подшипники насоса и двигателя агрегата.

Соединение роторов насоса и двигателя осуществляется посредством кулачковой муфты. Расход масла к подшипникам ЭД- передний 9 литров, задний 7 литров.

Насос: ЦНМ-10-30 (ЦНМ-центробежный, вертикальный одноступенчатый с рабочим колесом одностороннего входа, установленным на валу консольно, входной воронкой вниз)

Производительность: 10 м3/ час

Напор: 30 м

Мощность: 5,5 кВт

Обороты: 2855 об/мин

Маслоохладитель: ОСМ-24.1.6,3А (маслоохладитель со встроенными осевыми вентиляторами)

Тип: ВО-26-210-3,6Р, 2 шт

Мощность: 3 кВт

Обороты: 1500 об/мин

Маслофильтр- 40 мкм (2 шт)

Масло- ТНК Турбо 46

Объем бака- 1000 л

Объем масла в МС- 840 л

БЭН- 5 кВт, 2 шт

3.6 Частотно-регулируемый привод

ЧРП- система управления частотой вращения ротора асинхронного электродвигателя. Предназначена для:

o Плавного пуска ЭД (позволяет снизить пусковой ток до величины номинального тока ЭД, что в свою очередь снижает нагрузку на пускорегулирующую аппаратуру т электрическую сеть)

o Исключение динамических воздействий и гидравлических ударов

o Обеспечение стабильного давления в трубопроводе в режиме переменных нагрузок

o Уменьшением эксплуатационных затрат связанных с обслуживанием агрегата

o Управления работой МНА

o Снижения до минимума дополнительного гидравлического сопротивления за счет дроссельного регулирования

Тип: PERFECT HARMONY WC||| 6SR3152-3VC51-7BF0-Z

Производитель: США, Филадельфия, Siemens

Номинальная мощность: 12 МВт

Мощность входных трансформаторов: 17 МВт

Входное напряжение: 10кВ, 50Гц

Номинальное выходное напряжение: 7200 В, 60…100 Гц

КПД: 97%

Объем внутреннего контура одного ЧРП (этиленгликоль-25%, дистиллированная вода-75%): 570 л (2280 л)

Объем внешнего контура одного ЧРП (Экосол-65): 850 л (3400 л)

Насос: Grundfos

Производительность: 64 м3/час

Напор: 90,3 м

Мощность: 18,5 кВт

Обороты: 2920-2940 об/мин

ЧРП обеспечивают возможность работы оборудования на различной частоте вращения, которая реализована за счет преобразования питания общего назначения с постоянной частотой и постоянным напряжением в ток с переменной частотой и переменным напряжением. Это преобразование осуществляется электронным способом без подвижных частей.

Частотный преобразователь- это устройство, состоящее из выпрямителя (моста постоянного тока), преобразующего переменный ток промышленной частоты в постоянный, и инвертора, преобразующего постоянный ток в переменный требуемых частоты и амплитуды.

Внутренняя система охлаждения поддерживает необходимую рабочую температуру основных узлов ЧРП (ячейки и трансформатор) и предназначена для отвода тепла от приводов жидким теплоносителем (дионизированная вода-75% и этиленгликоль-25%). Магистраль охлаждения системы представляет с собой замкнутый контур под давлением, который приводится в действие центробежными насосами с постоянной частотой вращения и 100% резервированием. Отводимое тепло удаляется из охладителя через одобренную трубу рамного теплообменника (перенос типа «жидкость-жидкость»).

4. Коррозия и защита от нее

4.1 Коррозия

Коррозия - это разрушение твердых тел, вызванное химическим и электрохимическим процессами, развивающимися на поверхности тела при его взаимодействии с окружающей средой. Коррозию подразделяют на: химическую, электрохимическую и механохимическую. Если химическая коррозия протекает при непосредственном взаимодействии металла и среды без возникновения электрического тока, то электрохимическая и механохимическая характеризуется физико-химическим воздействием.

4.2 Защита от коррозии

На НПС широко применяются следующий методы защиты трубопроводов от коррозии:

1. Защитные покрытия.

2. Обработка коррозионной среды с целью снижения коррозионной активности. Примерами такой обработки могут служить: нейтрализация или обескислороживание коррозионных сред, а также применение различного рода ингибиторов коррозии.

3. Электрохимическая защита металлов.

4. Разработка и производство новых металлических конструкционных материалов повышенной коррозионной устойчивости путем устранения из металла или сплава примесей, ускоряющих коррозионный процесс (устранение железа из магниевых или алюминиевых сплавов, серы из железных сплавов и т.д.)или введения в сплав новых компонентов, сильно повышающих коррозионную устойчивость (например хрома в железо, марганца в магниевые сплавы, никеля в железные сплавы, меди в никелевые сплавы и т.д.)

5. Переход в ряде конструкций от металлических к химически стойким материалам (пластические высокополимерные материалы, стекло, керамика и т.д.)

6. Рациональное конструирование и эксплуатация металлических сооружений и деталей (исключение неблагоприятных металлических контактов или их изоляция, устранение щелей и зазоров в конструкции, устранение застоя влаги, ударного действия струй и резких изменений скоростей потока в конструкциях и др.)

4.3 Электрохимическая защита от коррозии

Наиболее распространенный метод электрохимической защиты от коррозии подземных металлических сооружений - это катодная защита, осуществляемая путем катодной поляризации защищаемой металлической поверхности. На практике это реализуется путем подключения защищаемого трубопровода к отрицательному полюсу внешнего источника постоянного тока, называемого станцией катодной защиты. Положительный полюс источника соединяют кабелем с внешним дополнительным электродом, сделанным из металла, графита или проводящей резины. Этот внешний электрод размещается в той же коррозионной среде, что и защищаемый объект, в случае подземных промысловых трубопроводов, в почве. Таким образом, образуется замкнутая электрическая цепь: дополнительный внешний электрод- почвенный электролит- трубопровод- катодный кабель- источник постоянного тока- анодный кабель. В составе данной электрической цепи трубопровод является катодом, а дополнительный внешний электрод, присоединенный к трубопроводу, при наличии внешнего анодного заземления катодно поляризует трубопровод, при этом потенциал анодных и катодных участков практически выравнивается.

Таким образом, система катодной защиты состоит из защищаемого сооружения, источника постоянного тока (станции катодной защиты), анодного заземления, соединительных анодной и катодной линий, окружающей их электропроводной среды (почвы), а также элементов системы мониторинга- контрольно-измерительных пунктов.

Кабель ПАРМ (протяженный анод резиновый маслобензосостойкий) медный сечением 25 мм2 с резиновой токопроводящей оболочкой укладывается не более 0,3 метра от нижней образующей трубу.

Потенциал (-0,9:-3,5) измеряется датчиками ЭНЕС (электрод сравнения медно- сульфатный)

ЛЧ- 8 станций СК3: 2436,9- 0,6 кВт; 2458,8- 1,0 кВт; 2481,1- 1,0 кВт; 2507,3- 1,0 кВт; 2529,7- 0,3 кВт; 2530,3- 1,0 кВт; 2564,4- 3,0 кВт; 2587,9- 3,0 кВт. Напряжение на выходе 24 В или 48 В.

Заключение

В ходе производственной практики на предприятии "Транснефть-Восток", а конкретно на НПС - 20, ознакомилась с различными видами деятельности предприятия. Закрепила знания, полученные в процессе обучения.

Для того, чтобы в трубопроводе создавался и поддерживался необходимый напор, достаточный 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.

Таким образом, можно сказать, что роль трубопроводного транспорта в системе нефтегазовой отрасли промышленности чрезвычайно высока. Он является основным и одним из дешевых видов транспорта нефти от мест добычи на нефтеперерабатывающие заводы и экспорт.

Список используемой литературы

1. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов: - Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2001 - 544 с.: илл.

2. Трубопроводный транспорт нефти / Г.Г. Васильев, Г.Е. Коробков, А.А. Коршак и др.; Под редакцией С.М. Вайнштока: Учеб. для ВУЗов: В 2 т. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - Т. 1. - 407 с.: ил.

3. Нечваль A.M. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: Учебное пособие, - Уфа.: ООО «Дизайн Полиграф Сервис», 2001. - 168 с.

4. http://vostoknefteprovod.transneft.ru/

Размещено на stud.wiki




Подобные документы