Перекачивающей станции

 

На головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются следующие: приём и учёт 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.

На промежуточных нефтеперекачивающих станциях происходит повышение напора транспортируемой нефти с целью обеспечения её дальнейшей перекачки.

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

Основной схемой технологического процесса перекачки нефти НПС с емкостью является перекачка с «подключенными резервуарами» или «через резервуары».

Нефть по подводящему трубопроводу поступает на НПС через приемные задвижки, расположенные в узле пуска и приема СОД (средства очистки и диагностики), и направляется на фильтры-грязеуловители. 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 0,05 МПа он должен быть отключен и очищен. Для очистки фильтров-грязеуловителей отключить задвижки, предварительно включив резервный фильтр-грязеуловитель. Нефть, очищенная от механических примесей, парафино-смолистых отложений, посторонних предметов, поступает в технологические резервуары где проводится ее дополнительное отстаивание, а также осуществляется коммерческий учет. Для защиты технологических трубопроводов и арматуры резервуарного парка от превышения давления на НПС установлены предохранительные клапаны. Сброс нефти от предохранительных клапанов предусмотрен в технологические резервуары. После сброса нефти от предохра- нительных клапанов сбросные линии должны быть освобождены от нефти. Для подачи нефти от резервуаров к основным насосам предусмотрена подпорная станция, которая предназначена для подачи нефти на вход магистральных насосов, так как при откачке из резервуаров магистральные насосы не в состоянии вести откачку нефти без предварительного создания давления нефти на их входе. Из резервуаров нефть откачивается подпорным насосным агрегатом НПВ, через узлы учета количества и качества нефти и предохранительные клапаны подается на прием магистральной насосной. Предохранительные клапаны предназначены для защиты от повышения давления технологических трубопроводов и арматуры между подпорной и магистральной насосной. С помощью узлов учета количества и качества нефти и ТПУ (трубопоршневая установка для поверки счетчиков) ведется коммерческий или оперативный учет нефти.

После узла регуляторов давления нефть через выкидную задвижку НПС подается в магистральный нефтепровод. Откачка нефти в магистральный нефтепровод осуществляется посредством магистральных насосов типа НМ.

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

 

                   ВОЗМОЖНЫЕ НЕПОЛАДКИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И ОБОРУДОВАНИЯ. ОСНОВНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ НАРУШЕНИЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И АВАРИЙ

 

Типичные виды аварий и инцидентов на нефтеперекачивающих станциях: В резервуарном парке возможны:

Перелив резервуара. Механическое повреждение резервуара или его элементов с выходом или без выхода нефти (потопление понтона, вмяти- ны, хлопуны, неисправность катучей лестницы). Раскачка резервуара ниже минимально-допустимого уровня

При работе насосной

Срабатывание защиты вследствие повышенных утечек торцевых уплотнений, отказа маслосистемы или системы оборотного водоснабжения или подпорной вентиляции, системы откачки утечек. Нарушение герметичности корпуса насоса

При эксплуатации оборудования

 

Общие коррозионные повреждения или питтинговые коррозионные повреждения. Воздействия, создающие сверхнормативные нагрузки на трубопровод. Перемещение трубопровода в результате стихийных явлений (оползни, паводки, карстовые явления и др.). Трещинообразования или дефекты материала труб и оборудования, которые понижают прочность и требуют для обеспечения безопасности снижения рабочего давления на 20% и более от установленного или отключения объекта. Ошибочные срабатывания систем автоматики или ошибочные действия персонала, которые приводят к повышению рабочего давления в трубопроводе на 10% и более от разрешенного. Условия эксплуатации, вынудившие в целях безопасности снизить величину рабочего давления на 20% и более или отключить объект

               

                   Возможные причины аварий:

Возможными причинами аварий могут быть:

- ошибочные действия персонала при пусках и остановках нефтенасосных, несоблюдение очередности оперативных переключений технологических трубопроводов и запорной арматуры и др.;

- отказ приборов контроля и сигнализации, систем управления;

- отказ электрооборудования и исчезновение электроэнергии;

- производство ремонтных работ без соблюдения необходимых организационно-технических мероприятий;

- старение оборудования (моральный или физический износ);

- коррозия оборудования и трубопроводов (образование свищей);

- применение запорной арматуры без необходимых прочностных характеристик (несоответствие Ру и Ду);

- гидравлический удар;

- факторы внешнего воздействия (ураганы и удары молний и др.). Система предупреждения аварий и повреждений.

Для предотвращения осложнений в районе резервуаров осуществляют

контроль за следующими основными параметрами:

· предельными уровнями нефти (нефтепродуктов) в резервуаре;

· давлением парогазовой смеси в нем;

· уровнем загазованности резервуарного парка в результате «дыха-

ний» резервуаров, утечек из фланцевых сооружений, задвижек и т.д.

Автоматический контроль за предварительно установленными верхним и нижним предельными уровнями нефти (нефтепродуктов) в резервуаре осуществляют с помощью сигнализаторов уровня различных модификаций, основанных на поплавковом, ультразвуковом, радиоизотопном и других методах контроля. Абсолютная погрешность измерения и срабатывания сигнализаторов аварийного уровня не должна превышать ±10 мм.

При достижении максимального или минимального аварийного уровня нефти (нефтепродукта) в резервуаре на операторном щите появляется светозвуковой сигнал, на основании которого оператор совместно с диспетчером обязан принять меры к снижению взлива (или прекращению откачки)

до технологического верхнего уровня.

Избыточное давление в газовом пространстве резервуаров не должно превышать 2000 Па, а вакуум - 250 Па. Контроль за этими величинами осуществляется подключением к специальному штуцеру на крыше резервуара

             U-образного водяного дифманометра.

Уровень загазованности воздуха в резервуарном парке контролируется с помощью специальных газоанализаторов.

Защита резервуаров от повышенного давления поступающей в резервуарный парк нефти (нефтепродукта) обеспечивается с помощью предохранительных клапанов, подключенных к всасывающим трубопроводам НПС.