94. Технологическая схема нпс

Принципиальная схема коммуникаций, в которой предусмотрено проведение всех необходимых производственных операций по перекачке, называется технологической. Технологическая схема представляет собой без масштабную схему трубопроводных коммуникаций (с оборудованием), при помощи которых обеспечивается весь комплекс операций по приему, откачке и внутристанционным перекачкам нефти или нефтепродуктов.

Нефть по подводящему трубопроводу поступает на НПС с давлением 0,9 – 1,1 кгс/см² (при проведении размыва донных отложений резервуаров значение давления на входе НПС может вырастать до 4,5 кгс/см²), через приёмные задвижки расположенные на камере приёма-пуска СОД ,и направляются на узел фильтров-грязеуловителей D_у=1400 мм., Р_у=40 кгс/см². Перепады давления в фильтрах-грязеуловителях необходимо регистрировать раз в 12 часов, а после проведения работ на линейной части не реже одного раза в час. При превышении максимального перепада давления на фильтре-грязеуловителе более или равном 0,5 кгс/см² он должен быть отключен и очищен. Нефть, очищенная от посторонних предметов, поступает в технологические резервуары. Для защиты технологических трубопроводов и арматуры резервуарного парка от превышения давления на НПС установлены предохранительные клапаны СППК. Давление настройки предохранительных клапанов Р_н=7,5 кгс/см². При повышении давления до 6,5 кг/см ² задвижка идёт на открытие, при дальнейшем повышении давления в линии приема до 7,5 кг/см ² СППК вступают в работу. Сброс нефти осуществляется по трубопроводу в РВС предназначенные для аварийного сброса. Для подачи нефти от резервуаров к основным насосам предусмотрена подпорная станция с насосными агрегатами . Из резервуаров нефть откачивается подпорными агрегатами, узел предохранительных клапанов на приём основной насосной. Предохранительные клапаны на входе основной насосной настроены на давление Р_н=12,0 кгс/см² и предназначены для защиты от повышения давления технологических трубопроводов и арматуры между подпорной и основной насосной. Сброс производится по технологическому трубопроводу в РВС. На участке трубопровода от основной насосной до магистрального нефтепровода узел регулирования давления с регуляторами давления Р_у=80 кгс/см², для поддержания заданных величин давления: 1)минимальное давление на входе основную насосную 6,5 кгс/см²; 2)максимальное давление на выходе основной насосной 46,0 кгс/см²;

95. Компрессорные станции с центробежными газотурбинными гпа.

На газопроводах большой пропускной способности (более 5000 млн. м³/год) для компримирования газа применяют центробежные нагнетатели, подача которых в настоящее время достига­ет 35 млн. м³/сут. По сравнению с поршневыми компрессорами центробежные нагнетатели имеют ряд преимуществ. Это, прежде всего, компакт­ность и высокая производительность, простота конструкции, малое количество трущихся деталей и отсутствие возвратно-поступательных движений, равномерная подача газа и более бла­гоприятные условия автоматизации. Центробежные нагнетатели выполняются, как правило, в виде одноступенчатой турбомашины с осевым подводом газа к консольно расположенному рабочему колесу. В центробежных нагнетателях вращающимся рабочим коле­сом газу сообщается большая скорость с последующим преобразо­ванием кинетической энергии потока в работу сжатия нагнетае­мого газа. Большинство компрессорных станций работает при рацио­нальных степенях сжатия газа (порядка 1,4-1,5). Это достигается при работе двух последовательно включенных нагнетателей. В на­стоящее время большинство компрессорных станций оборудова­но полнонапорными двухступенчатыми нагнетателями с полной степенью сжатия в одном агрегате. На снижении суммарной мощности компрессор­ных станций сказывается повышение давления на выходе стан­ции. За счет увеличения р_вых до 7,5 МПа суммарная мощность мо­жет быть уменьшена более чем в 2 раза. Поэтому в настоящее время компрессорные агрегаты работают с выходным давлением на 7,5 МПа (в перспективе это давление может быть увеличено до 10-12МПа). Приводом для центробежных нагнетателей являются газотур­бинные установки или электрические двигатели. Благодаря ряду преимуществ перед другими видами приводов, из которых главные - легкость регулирования производительности и повышение мощности в осенне-зимний период, газотурбинный привод наиболее распространен на газопроводах большой мощности. По сравнению с другими тепловыми двигателями газовые тур­бины имеют меньший вес на единицу мощности, большие мощно­сти. Автоматическое и дистанционное управление работой газо­турбинных устройств проще и надежнее, чем у поршневых двига­телей. В период похолодания, когда требуется увеличение произ­водительности компрессорных станций, допускается увеличение мощности ГТУ на 10 - 20 % от номинальной. ГГПА включает в себя газотурбинную уста-новку, центробежный нагнетатель природно­го газа и следующее вспомогательное обору-дование: комплексное воздухоочистительное устройство; выхлопное устройство; систе­мы топливную и пусковые, масляную, автоматического управле­ния, регулирования и защиты, охлаждения масла, гидравлическо­го уплотнения нагнетателя. Оборудование ГПА выполняется в виде блочных конструкций, обеспечивающих транспортировку железнодорожным, водным или специальным автомобильным транспортом (масса блоков обычно не превышает 60 — 70 т). Наружные трубопроводы и электрические коммуникации, соединяющие блоки, должны быть сведены к минимуму и иметь простые соединения. Конструкция ГПА должна быть такой, чтобы обеспечивалась его работа на всех рабочих режимах без постоянного присутствия обслуживающего персонала возле ГПА. ТО на работающем агрегате после наработки 24 ± 1 ч, 700 ± 100 ч, 2000 ± 100 ч; ТО на остановленном агрегате через 4000-6000 ч; средний и капитальный ремонты через 12000 и 25000 ч.

128