37. Технологические схемы нпс.

Технологическая схема ГНПС.

Поскольку ГНПС нефтепровода и эксплуатационного участка имеет одинаковый состав технологических объектов технологические схемы их одинаковы. Существуют лишь незначительные расхождения.

Ф

ПНС

УП

УУ

УП

ОСН

ОСН

УР

УУ

УМ

РП

При поступлении нефти на ГНПС она проходит фильтры – грязеуловители, узел предохранительных устройств УП, узел учёта и принимается в резервуарный парк РП.

УП для защиты входных коммуникаций и установленного на них технологического оборудования от чрезмерного давления. Защита осуществляется сбросом части жидкости из входных коммуникаций в резервуарный парк. Сброс осуществляется с помощью предохранительных клапанов типа ППК (пружинный полноподьёмный предохранительный клапан) или СППК (специальный пружинный полноподьёмный предохранительный клапан)

Технологическая схема узла выглядит следующим образом:

Необходимое количество клапанов рассчитывается. В дополнение к ним принимаются резервные в размере 30-50%. Все клапана соединяются параллельно. На входе и выходе каждого из них устанавливается задвижка с ручным приводом. Задвижки опломбируются в открытом состоянии.

Для приёма сброса из узла предохранительных устройств в резервуарный парк обязательно предусматривается не менее двух резервуаров в которых постоянно поддерживается свободная ёмкость равная двух часовой производительности ГНПС. На выходе УП на линии сброса обязательно устанавливается обратный клапан.

Узел учёта служит для измерения количества нефти поступающей на ГНПС. Основное назначение его на ГНПС нефтепровода коммерческий учёт, а на ГНПС участка – контроль за процессом перекачки.

Основным элементом узла учёта является расходомер турбинного типа (например расходомер типа Турбокван). Они способны обеспечивать измерение расхода, достаточно высокую и гарантированную точность лишь для некоторого достаточно узкого диапазона Q.

При магистральном транспорте нефти производительность перекачки может изменяться в широком диапазоне.

Для обеспечения измерениям расхода достаточно высокой и гарантированной точности при любой производительности трубопровода на узлах учёта устанавливаются несколько параллельно соединённых расходомера. В работу включается в каждом конкретном случае такое количество при котором каждый работающий расходомер будет эксплуатироваться в своей рабочей зоне. Для обеспечения качественного учёта нефти расходомеры устанавливаются на измерительных линиях.

1 2 3

1. сетчатый фильтр

2. струевыпрямитель

3. расходомер

Струевыпрямитель для успокоения потока после фильтра. Это труба равная по диаметру трубе измерительной линии. В неё помещается пакет из труб меньшего диаметра в количестве не менее 4 штук. Требуемое количество расходомеров рассчитывается исходя из характеристик расходомера и производительности трубопровода исходя из этого условия измерение расхода должно осуществляться с требуемой точностью при измерении производительности нефтепровода от 30% до 100% её проектного значения.

Таким образом определяется число рабочих измерительных линий. В дополнение к ним принимается 30% резервных линий и одна контрольная линия на которой размещается контрольный расходомер предназначен для периодического контроля показаний рабочего расходомера для этого на технологической схеме узла учёта предусматривается обвязка позволяющая последовательно соединять любую измерительную линию последовательно с контрольной. Типоразмер расходомера ищется так, чтобы число измерительных линий в целом не превышало 10. рассмотренная технологическая схема имеет узел учёта ГНПС эксплуатационного участка. На узле учёта ГНПС нефтепровода дополнительно предусматривается турбопоршневая установка с помощью которой более точно контролируются показания рабочих расходомеров

Резервуарный парк принимается ёмкостью равной двух, трёх суточной производительности нефтепровода, ГНПС эксплуатационного участка 0,3-0,5 проектной производительности магистрали. Согласно норм технологического проектирования для резервуарных парко ГНПС допускается использовать только резервуары с понтоном или с плавающей крышей. Как исключение при соответствующем технико-экономическом обосновании предусматривается применять и резервуары со стационарной крышей.

Из резервуаров нефть забирается насосами подпорной НС (ПНС), подаётся с требуемым противокавитационным подпором на вход основной НС и далее в нефтепровод. При этом она проходит второй узел учёта, второй узел регулирования и узел подключения ГНПС к магистрали.

На основной НС выполненной по типовой технологической схеме предусматривается последовательное соединение насосов. Исходя из этого основные насосы подбираются по производительности ГНПС или нефтепровода. Таким образом устанавливается требуемый типоразмер насосов. Потребное количество насосов исходя из напора, выбранного типоразмера насоса и напора требуемого для ГНПС (основная НС). Основных насосов не должно превышать двух при напоре насосов до 360м³/ч и трёх для насосов других более высоких производительностей.