- •2.1.2. Принцип работы центробежных насосов
- •2.1.3. Основные и подпорные центробежные насосы для магистральных трубопроводов
- •Характеристика подпорных насосов
- •2.1.4. Характеристики магистральных насосов
- •2.2. Эксплуатация нефтеперекачивающих станций
- •2.2.1. Основные сведения о магистральных трубопроводах
- •2.2.2. Классификация нпс и характеристика основных объектов
- •2.2.3. Генеральный план нпс
- •2.2.4. Технологическая схема нпс
- •2.2.5. Конструкция и компоновка насосного цеха
- •2.3. Вспомогательные системы насосного цеха
- •2.3.1. Система разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений
- •2.3.2. Система смазки и охлаждения подшипников
- •Насосы, используемые в системе маслоснабжения насосных агрегатов
- •2.3.3. Система откачки утечек от торцевых уплотнений
- •2.3.4. Средства контроля и защиты насосного агрегата
- •2.3.5. Система подачи и подготовки сжатого воздуха
- •2.3.6. Система сглаживания волн давления
- •Клапан регулирования давления Флексфло
- •Аккумулятор
- •Разделительный бак
- •Дроссельный клапан
- •Насосная установка и резервуар разделительной жидкости
- •Трубные коллекторы
- •2.4. Резервуарные парки нефтеперекачивающих
- •2.4.1. Общие сведения о резервуарных парках
- •2.4.2. Современные тенденции в сооружении и эксплуатации резервуаров. Полистовой метод сборки стенок резервуара
- •Новые решения по сооружению оснований резервуаров на нестабильных грунтах
- •Предотвращение образования и удаление уже образовавшихся нефтеосадков из резервуаров
- •2.5. Учет нефти и нефтепродуктов
- •2.5.1. Методы измерения количества нефти и нефтепродуктов
- •2.5.2. Погрешности измерений
- •2.5.3. Математические модели методов измерений массы нефтепродуктов и их погрешностей
- •2.5.4. Средства измерения количества нефти на нпс, конструктивные особенности и области применения
- •Номенклатура счетчиков "Турбоквант"
- •Скорость распространения ультразвука
- •2.5.5. Эксплуатация и поверка счетчиков
- •2.5.6. Системы измерения количества и качества нефти
- •Состав сикн
- •Основные требования к эксплуатации сикн, основанной на объемно-массовом динамическом методе
- •Состав сикн при массовом динамическом методе измерений
- •Обеспечение единства измерений.
- •2.5.7. Радиолокационные системы измерения уровня жидкости в резервуарах
- •Глава 3
- •3.2. Классификация компрессорных станций. Назначение, состав сооружений и генеральные планы компрессорных станций
- •3.3. Основное и вспомогательное оборудование компрессорных станций
- •3.3.1. Компрессорные станции с поршневыми гпа
- •Основные технические показатели поршневых гпа
- •3.3.2. Компрессорные станции с центробежными газотурбинными гпа
- •Основные параметры центробежных нагнетателей газа
- •Основные параметры центробежных нагнетателей газа
- •Основные технические показатели газотурбинных гпа Таблица 3.6
- •Агрегат гтк-10
- •Агрегат гтн-6
- •Агрегат гпа-ц-6,3
- •Агрегат гпа-10
- •Агрегат гтн-16
- •Агрегат гпа-ц-16
- •Агрегат гтн-25
- •Газоперекачивающие агрегаты серии "Урал"
- •Основные технические характеристики базовых вариантов гпа типа "Урал"
- •3.3.3. Кс с электроприводом
- •Основные технические показатели электроприводных гпа
- •3.3.4. Компоновка компрессорных цехов
- •3.4. Технологические схемы компрессорных станций
- •3.4.1. Требования норм технологического проектирования при разработке технологических схем кс магистральных газопроводов
- •Нормы потерь давления в технологической схеме кц
- •3.4.2. Технологическая схема газотурбинного компрессорного цеха с полнонапорными центробежными нагнетателями
- •3.4.3. Технологическая схема газотурбинного компрессорного цеха с неполнонапорными центробежными нагнетателями
- •3.4.4. Технологическая схема компрессорного цеха с газомотокомпрессорами
- •3.5. Системы очистки технологического газа
- •Технические характеристики аппаратов очистки газа
- •3.6. Системы охлаждения технологического газа на компрессорных станциях
- •Техническая характеристика аво для охлаждения газа
- •3.7. Установки подготовки газатопливного, пускового, импульсного и для собственных нужд
- •Технические данные
- •3.8. Система маслоснабжения компрессорной станции и газоперекачивающих агрегатов
- •3.9. Измерение расхода и количества природного газа
- •3.9.1. Автоматические расходоизмерительные комплексы для однониточных пунктов учета газа
- •3.9.2. Автоматические расходоизмерительные комплексы для многониточных пунктов учета газа
- •Глава 4
- •Трубопроводная арматура, применяемая на насосных и компрессорных станциях
- •4.1. Общие сведения об арматуре
- •4.2. Запорная арматура
- •4.2.1. Задвижки
- •4.2.2. Краны
- •4.3. Приводы запорной арматуры
- •4.3.1. Электрические приводы
- •4.3.2. Пневматические приводы
- •4.3.3. Гидравлические приводы
- •4.4. Обратные клапаны
- •4.5. Предохранительные устройства
- •По виду нагрузки на золотник
- •По высоте подъема золотника
- •По связи с окружающей средой
- •По влиянию противодавления
- •По способу открывания клапана
- •По числу сопел
- •4.6. Регулирующие заслонки
- •____________________Глава5______________________ вспомогательные системы перекачивающих станций
- •5.1. Водоснабжение
- •Основные сведения по системам водоснабжения
- •5. Компрессорные станции мг
- •5.1. Технологические схемы компрессорных станций с центробежными нагнетателями
- •5.2. Технологические схемы компрессорных цехов кс магистральных газопроводов
- •5.2.1. Компрессорный цех
- •5.2.2. Обвязка неполнонапорных нагнетателей по типовой смешанной схеме соединения
- •5.2.3. Обвязка неполнонапорных нагнетателей по коллекторной схеме соединения
- •5.2.4. Обвязка полнонапорных нагнетателей
- •5.1.2. Источники водоснабжения и водозаборные сооружения
- •5.1.3. Противопожарное водоснабжение
- •5.2. Водоотведение
- •5.2.1. Виды водоотводящих сетей
- •5.2.2. Оборудование водоотводящих сетей
- •5.2.3. Особенности проектирования и эксплуатации водоотводящих безнапорных трубопроводов
- •5.2.4. Очистка нефтесодержащих сточных вод
- •5.3. Теплоснабжение
- •5.3.1. Виды теплопотребления
- •5.3.2. Назначение и виды систем теплоснабжения
- •5.3.3. Характеристика теплоносителей
- •5.3.4. Источники теплоты
- •5.3.5. Использование теплоты на производственные нужды
- •5.3.6. Отопление зданий и сооружений
- •5.4. Вентиляция
- •5.4.1. Назначение и классификация систем вентиляции
- •5.4.2. Оборудование вентиляционных систем
- •5.4.2.1. Система естественной вентиляции
- •5.4.2.2. Система механической вентиляции
- •5.4.3. Особенности проектирования и эксплуатации вентиляции помещений перекачивающих станций
2.5.6. Системы измерения количества и качества нефти
Для реализации перечисленных ранее методов определения массы нефти и нефте-продуктов, с целью эффективной эксплуатации и рационального обслуживания средств, используемых при учете нефти и нефтепродуктов, их объединяют в единые технологи-ческие узлы или пункты-узлы учета нефти (нефтепродуктов); пункты учета нефти (ПУН).
В зависимости от назначения узлов учета существует несколько вариантов их ком-поновки. Наиболее простой вариант — с одной измерительной линией и без резервиро-вания используется для оперативного учета нефти, но этот вариант в последнее время находит все меньшее применение. На приемо-сдаточных пунктах (ПСП) промыслов в настоящее время для оперативного учета нефти все большее применение находит компо-новка узлов, состоящая из двух измерительных линий: рабочей и резервной.
Для товарных (коммерческих) узлов учета наибольшее распространение получила компоновка, состоящая из трех измерительных линий: рабочей, резервной и контрольной, причем рабочая линия может состоять как из одной, так и из нескольких "ниток", коли-чество которых определяется пропускной способностью применяемых счетчиков и максимальной производительностью перекачки через узел учета. Такая компоновка наиболее характерна для систем магистральных нефтепроводов.
Наряду с развитием и разработкой различных конструкций счетчиков в настоящее время большое внимание уделяют организации учета нефти и нефтепродуктов. С этой целью в состав узлов учета вводят различное оборудование и средства измерения: запорную арматуру, фильтры, струевыпрямители, датчики температуры, давления, плот-ности, содержания влаги, а также может быть предусмотрена и трубопоршневая установка (ТПУ) для поверки счетчиков.
С внедрением средств автоматики, телемеханики, средств вычислительной техники с учетом взаимозаменяемости различных методов определения массы нефти и нефтепро-дуктов, обеспечивающих надежность и достоверность учетной информации, узлы учета превратились в современные системы измерения количества и качества нефти и нефтепро-дуктов (СИКН).
Основным методом измерения массы брутто нефти на магистральных нефтепрово-дах является объемно-массовый динамический метод.
Массу брутто нефти определяют с помощью преобразователей расхода (ПР) и поточных преобразователей плотности (ПП)Г входящих в состав блока измерения качества (БИК). В этом случае массу вычисляет устройство обработки информации (УОИ), входящее в состав СИКН, как произведение соответствующих значений объема (V) и плот-ности (р) нефти.
При определении объема применяют преобразователи расхода, преобразователи давления и температуры, УОИ.
При определении плотности нефти применяют поточные ПП, преобразователи давления и температуры, УОИ.
Значение плотности нефти, измеренное ПП при температуре и давлении в БИК, приводят к условиям измерения объема или к нормальным условиям (t = 20 °С, ризб = 0).
Рекомендуемый состав СИКН, включающий основные и дополнительные средства измерений (СИ) и оборудование, соответствующее современным требованиям метроло-гического обеспечения отрасли, представлен в табл. 2.8.
На выходном коллекторе или на выходе каждой измерительной линии, а также на линии ТПУ должны быть установлены манометр, преобразователь давления, термометр и преобразователь температуры.
ПР следует поверять на месте эксплуатации с помощью ТПУ с пределом допусти-мой относительной погрешности ± 0,09 %, пропускная способность которой должна соответствовать проектному диапазону расхода ПР.
При отключении рабочего и при отсутствии резервного ПП плотность нефти определяют по лабораторному плотномеру или ареометру.
УОИ предназначено для выполнения следующих функций:
вычисление объема нефти при рабочих условиях;
вычисление текущего значения плотности нефти при температуре и давлении в
БИК;
вычисление среднесменного значения плотности;
приведение среднесменного значения плотности нефти к условиям измерения объема и к нормальным условиям;
вычисление массы брутто нефти;
управление пробоотбором;
ввод и изменение предельных значений параметров, указанных в проекте СИКН, в свидетельстве о поверке СИ и техпаспорте.