Назначение и состав нефтеперекачивающих станций. Классификация нпс и характеристика основного оборудования Подсобно – хозяйственное или вспомогательное оборудование НПС

Главными задачами при проектировании нового оборудования являются создание машин с оптимальными массогабаритными характеристиками и минимальной трудоемкостью изготовления при достижении максимального уровня КПД, минимального уровня шума и вибрации, высокой надежности и ремонтопригодности, большого ресурса работы с соблюдением требований экологичности.

Специалисты подразделения НИОКР Группы ГМС провели модернизацию традиционно используемых в нефтегазовой отрасли насосов типа НПС с учетом современных достижений, выше перечисленных задач, а также требований стандартов API 610, API 682, DIN, ANSI, ISO. Результатом явилось создание новой линейки насосного оборудования - 2НПС 65/35-500, 2НПС 120/65-750 и 2НПС 200-750.

Насосы типа НПС предназначены для перекачивания нефти, нефтепродуктов и других жидкостей, сходных с указанными по физико-химическим свойствам, плотностью не более 1050 кг/м 3 , с температурой от минус 80° С до плюс 200° С, вязкостью не более 8,5х10 -4 м 2 /с, с содержанием твердых взвешенных частиц в количестве не более 0,2 % и размером не более 0,2 мм.

Насосы предназначены для работы на взрывоопасных производствах, на которых возможно образование взрывоопасных смесей газов, паров или пыли с воздухом, относящихся к категории IIA, IIB, IIС и группам взрывоопасности Т1, Т2, Т3, Т4 по ГОСТ 12.1.011. Данный тип насосов также может эксплуатироваться в зонах, сейсмическая активность которых не превышает 9 баллов по шкале Рихтера.

Насосы выпускаются в климатическом исполнении У, УХЛ, Т категории размещения 2, 3 и 4 по ГОСТ 15150.

Основными потребителями насосов и агрегатов являются предприятия нефтехимической промышленности и трубопроводного транспорта нефти. По конструктивному исполнению насосы типа НПС - центробежные горизонтальные, многоступенчатые секционного типа с продольным плоским разъемом (по оси) корпуса, со встречным расположением групп рабочих колес. Входной и напорный патрубки насоса расположены горизонтально на одном уровне. Присоединение патрубков к трубопроводам фланцевое (рис. 1 и 2).

Рис. 1. Разрез насоса 2НПС65/35-500

Рис. 2. Общий вид насоса 2НПС65/35-500

Ротор насоса вращается в двух подшипниковых опорах на подшипниках качения. Смазка подшипников – жидкая, картерная. Масло турбинное Тп-22С или Тп-30. Направление вращения ротора насоса – левое (против часовой стрелки, если смотреть со стороны приводного конца вала).

В местах выхода вала из корпуса насоса устанавливаются уплотнения – торцовые одинарные или двойные с подводом или без подвода затворной жидкости.

В качестве привода насоса используются асинхронные или синхронные электродвигатели взрывозащищенного исполнения с частотой вращения 3000 об/мин (уровень взрывозащиты – не ниже 2ExdIIAT3).

По требованию Заказчика агрегат оснащается системой автоматики для обеспечения контроля показателей работоспособности и режимов работы автоматического управления при пуске и остановке.

Технические характеристики модернизированных насосов типа 2НПС

При модернизации насосов типа НПС в конструкцию были внесены следующие изменения:

• применена более совершенная геометрия проточных частей (рабочих колес, направляющих аппаратов, подводов, переводных труб), что дало возможность значительно повысить КПД насосов, снизить NPSHR, шум и вибрацию;
• применены сменные рабочие колеса и направляющие аппараты, что позволяет значительно расширить диапазон работы насосов по подачам и напорам без замены корпуса с обеспечением высоких значений КПД;
• конструкция всасывающего и нагнетательного патрубков выполнена в соответствии с DIN/ANSI/ISO;
• применена новая конструкция диафрагмы с целью разгрузки ротора от осевых сил при нормальных и увеличенных зазорах в щелевых уплотнениях;
• материальное исполнение деталей проточной части выполнено в трех вариантах –углеродистая сталь (вариант С), хромистая сталь (вариант Х), хромникельтитановая сталь (вариант Н), что позволяет использовать насосы для перекачивания различных сред;
• для увеличения срока службы быстроизнашивающихся деталей насоса применены сменные уплотнительные кольца из твердосплавных материалов на вращающихся и статорных деталях;
• введена индивидуальная посадка рабочих колес с натягом на ступенчатый вал, что позволит снизить виброактивность ротора и улучшит технологию сборки и разборки ротора;
• герметизация горизонтального разъема корпуса выполнена «металл по металлу», что обеспечивает высокую надежность уплотнения;
• камера уплотнения вала выполнена согласно API610, что позволяет использовать торцовые уплотнения, соответствующие API682, различных производителей;
• изменена конструкция термобарьера, позволяющая более эффективно охлаждать вал, уплотнения и подшипники;
• применена жесткая посадка подшипниковых опор в корпусе насоса, что обеспечивает центровку ротора со статором при сборках и разборках насоса;
• в подшипниковых опорах изменены схемы установки подшипников, смазки, охлаждения, применены новые уплотнения, что увеличивает надежность и срок службы подшипников;
• применены новые масленки постоянного уровня;
• заменена зубчатая муфта на упругую пластинчатую, как более надежную и долговечную;
• внедрены требования стандарта API 610, в том числе чугунные корпуса подшипниковых опор заменены на стальные, концы валов со стороны привода выполнены с конической посадкой вместо цилиндрической, штуцерные соединения заменены на фланцевые, предусмотрены площадки для замера вибрации в трех направлениях и др.;
• изменено крепление насоса к плите, что обеспечивает свободное перемещение корпуса насоса при изменении температуры без расцентровки с двигателем;
• применена более жесткая общая рама (плита), которая препятствует расцентровке валов «насос-двигатель».

В результате реализации указанных мероприятий была повышена экономичность насосов на 5-7%, что позволяет значительно снизить энергопотребление. Эксплуатация только одного модернизированного насоса 2НПС 200-700 позволит сэкономить в год порядка 300 000 кВт*час электроэнергии.

Значительная экономия при эксплуатации достигнута также за счет увеличенных показателей надежности: средняя наработка на отказ увеличена в 3 раза, средний ресурс до капитального ремонта – в 2,5 раза, средний полный срок службы – в 2 раза.

Производство модернизированных насосов типа НПС успешно налажено на базе
ОАО «Бобруйский машиностроительный завод», входящего в структуру крупного машиностроительного и инжинирингового холдинга ОАО «Группа ГМС».

Головин В.А. - главный инженер проекта, к.т.н., ОАО «Бобруйский машиностроительный завод» (Группа ГМС)
Твердохлеб И.Б. - директор по НИОКР, к.т.н., ООО "УК "Группа ГМС"

Центр управления проектом «Восточная Сибирь - Тихий Океан» (ООО «ЦУП ВСТО» - дочернее общество ПАО «Транснефть») приступил к строительству трех нефтеперекачивающих станций (НПС) в Хабаровском крае. НПС возводятся в рамках реализации инвестиционного проекта «Нефтепровод-отвод «ТС ВСТО - Комсомольский НПЗ».
В настоящее время началась вертикальная планировка на строительных площадках. Наиболее трудоемким этот этап работ будетна головной станции. Будущая НПС №1 стоит на скальных породах, в связи с чем более 70 тыс. м3 грунта предстоит разрабатывать методом буровзрыва. А общий объем перемещаемого грунта по объекту НПС-1 составит более 300 тыс. м3, по НПС-2 более 600 тыс. м3, по НПС-3 более 500 тыс. м3.
В течение зимы ООО «ЦУП ВСТО» закончит выполнение вертикальной планировки на всех строительных площадках. На НПС №1 в этот период будут завершены буровзрывные работы, устроены свайные фундаменты и ростверки четырех будущих резервуаров объемом по 20 000 м3. Кроме того, до наступления периода весенней распутицы инертными материалами будут обеспечены расположенные на площадках бетонные заводы, поставлены и смонтированы модульные здания временных жилых городков.
Согласно графику, завершить строительство трех НПС планируется осенью 2018 года.

СПРАВОЧНО: Реализация проекта «Нефтепровод-отвод «ТС ВСТО - Комсомольский НПЗ» началась после подписания соглашения об установлении долгосрочного тарифа между ПАО «Транснефть» и ПАО «НК «Роснефть» в декабре 2014 года. Согласно проектной документации, протяженность линейной части отвода на Комсомольский нефтеперерабатывающий завод составит 293 километра, линий внешнего электроснабжения - 62 километра. Также предусмотрено сооружение головной нефтеперекачивающей станции с резервуарным парком 80 тысяч кубометров и двух промежуточных НПС. Срок завершения проекта - осень 2018 года.

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:

1) прием и учет нефти; краткосрочное хранение нефти в резервуарах;

2) внутристанционные перекачки нефти (из резервуара в резервуар);

3) 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 технологическая схема головной НПС приведена на рис. 1. Она включает подпорную насосную 1, площадку фильтров и счетчиков 2, основную насосную 3, площадку регуляторов давления 4, площадку пуска скребков 5 и резервуарный парк 6. Нефть с промысла направляется на площадку 2, 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 6, где производится ее отстаивание от воды и мехпримесей, а также осуществляется коммерческий учет. Для закачки нефти в магистральный трубопровод используются подпорная 1 и основная 3 насосные. По пути нефть проходит через площадку фильтров и счетчиков 2 (с целью оперативного учета), а также площадку регуляторов давления 4 (с целью установления в магистральном нефтепроводе требуемого расхода). Площадка 5 служит для запуска в нефтепровод очистных устройств – скребков.

На промежуточных нефтеперекачивающих станциях происходит повышение напора транспортируемой нефти с целью обеспечения ее дальнейшей перекачки. Принципиальная схема промежуточной НПС приведена на рис. 2. Она включает основную насосную 1, площадку регуляторов давления 2, 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.

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.

Рис. 1. – Технологическая схема головной НПС. 1 – подпорная насосная; 2 – площадка фильтров и счетчиков; 3 – основная насосная; 4 – площадка регуляторов; 5 – площадка пуска скребков; 6 – резервуарный парк

Рис. 2. – Технологическая схема промежуточной НПС: 1 – основная насосная; 2 – помещение с регулирующими клапанами; 3 – устройство приема и пуска скребков; 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 станции практически отсутствуют сооружения из кирпича, бетона и 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 вспомогательными 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 0 С. При капитальном ремонте предусматривается замена всего блок-бокса в сборе.

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. 2.3

Рис 2.3 Технологическая схема НПС

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. 2.4 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.