Нефтеперекачивающие станции магистральных нефтепроводов

      Использование центробежных насосов на головной перекачивающей станции или промежуточных станциях, имеющих резервуарные парки, обладает некоторыми особенностями. Дело в том, что быстроходным магистральным насосам необходимо иметь избыточное давление на входе. Это давление должно предотвратить опасное явление, которое может возникать внутри насоса в результате уменьшения давления в быстродвижущейся жидкости. Явление, о котором идет речь, называется кавитацией (от лат. сavitas – полость) и состоит в образовании пузырьков, заполненных парами перекачиваемой жидкости. Когда эти пузырьки попадают в область высокого давления, они схлопываются, развивая при этом огромные точечные давления. Кавитация приводит к быстрому износу частей нагнетателя и снижает эффективность его работы. Поэтому для подачи нефти к магистральным насосам обычно используют специальные подпорные насосы, главная задача которых взять нефть из резервуаров и подать ее на вход основных магистральных насосов, создав необходимый кавитационный запас.

      В то же время промежуточные перекачивающие станции магистральных нефтепроводов, работающие по схеме «из насоса в насос», оснащены лишь основными магистральными насосами, поскольку необходимый для их нормальной работы подпор создается предыдущей перекачивающей станцией.

      Общие технические условия на магистральные  насосы определяются ГОСТ 12124 – 87 «Насосы  центробежные нефтяные для магистральных  трубопроводов», который распространяется как на основные, так и на подпорные насосы. В нем определены лишь типы и основные параметры этих насосов. Государственный стандарт охватывает 11 типов основных насосов, а с учетом сменных роторов (рабочих колес) – 20 типов.

      Насосы  в упомянутом ГОСТе расположены  в порядке возрастания подачи от 125 до 12500 м³/ч.  Насосом самой большой подачи является насос НМ 10000-210 (на повыш. подачу). Маркировка насоса расшифровывается так: насос магистральный с подачей 10000 м³/ч и напором 210 м.

      На  перекачивающих станциях основные магистральные  насосы соединяют последовательно, так чтобы при одной и той же подаче напоры, создаваемые насосами, суммировались. Это позволяет увеличить напор на выходе станции. Для насосов ряда от НМ 125-550 до НМ 360-460 соединяют последовательно, как правило, два насоса при одном резервном. Для насосов с подачей от 500 м³/ч и выше соединяют последовательно три насоса при одном резервном.

      По  конструкции основные насосы, входящие в ГОСТ 12124 – 87, подразделяются на два  типа: секционные многоступенчатые с  колесами односторонннего входа (на подачи от 125 до 710 м³/ч) и одноступенчатые с колесами двухстороннего входа, обеспечивающими разгрузку ротора от осевых усилий (на подачи от 1250 м³/ч и более).

        При подачах 2500 м³/ч и более применяются подпорные насосы серии НМП (насос магистральный подпорный). При меньших подачах используются насосы серии НД (насос с колесом двустороннего всасывания). Цифра в марке – это диаметр всасывающего патрубка, выраженный в дюймах. Применяются также насосы марки НПВ (насос подпорный вертикальный). Это одноступенчатые насосы, располагаемые ниже поверхности земли в металлическом или бетонном колодце («стакане»).

      Основные  и подпорные насосы устанавливаются  соответственно в основной и подпорной  насосных.

  В качестве привода насосов используются электродвигатели синхронного и асинхронного типа. В зависимости от исполнения электродвигатели могут быть установлены в общем зале с насосами или в помещении, отделенном от насосного зала газонепроницаемой стеной. Взрывозащищенное исполнение электородвигателей, применяемых в общих залах нефтенасосных, достигается продувкой корпуса электродваигателя воздухом под избыточным давлением. При обычном исполнении электродвигателей их устанавливают в отдельном зале, герметично изолированном от насосного зала специальной стеной. В этом случае место прохождения через разделительную стену вала, соединяющего насос и электродвигатель, имеет конструкцию, препятствующую проникновению через него паров нефти.

Системы перекачки

     В зависимости от того как организовано прохождение нефти через нефтеперекачивающие станции различают следующие системы перекачки (рис. 4):

• постанционная;
• через резервуар станции;
• с подключенными резервуарами;
• «из насоса в насос»

     При использовании схемы перекачки  «из насоса в насос» резервуары промежуточных  НПС (если они имеются) отключаются  от трубопровода и нефть с предыдущего участка подается непосредственно в насосы этих станций для дальнейшей транспортировки по следующему участку (см. рис. 4, г). Такая схема перекачки весьма прогрессивна, поскольку исключает промежуточные технологические операции и неизбежно связанные с ними потери нефти. Кроме того, она значительно удешевляет технологию, поскольку исключает сооружение дорогостоящих резервуарных парков. Недостатком этой схемы является «жесткая» гидравлическая связь всех участков, работающих в этом режиме, поскольку любое изменение на одном из них вызывает изменение на всех остальных. В частности, аварийная остановка одного участка ведет к остановке всех участков, связанных с ним режимом перекачки. Именно поэтому нефтепроводы большой протяженности, работающие по системе «из насоса в насос», делят на эксплуатационные участки, разделенные резервуарными парками.

     При использовании постанционной схемы  перекачки нефть на НПС принимают  поочередно в один из резервуаров  станции, в то время как закачку  нефти в трубопровод осуществляют из другого резервуара (см. рис. 4, а). Преимущество постанционной схемы перекачки заключается в том, что отдельные участки нефтепровода оказываются не связанными той жесткой гидравлической зависимостью, которая имеет место в случае перекачки «из насоса в насос», поэтому нефтепровод имеет большую степень надежности и способности к бесперебойной поставки нефти потребителю. Кроме того, при постанционной схеме возможен порезервуарный учет количества транспортируемой нефти, что очень важно для контроля за сохранностью продукции. Основным недостатком постанционной схемы перекачки являются высокая стоимость сооружения и эксплуатации резервуарных парков, а также потери нефти при больших дыханиях резервуаров, связанных с выбросами паров нефти в атмосферу при заполнении резервуаров. Постанционная схема перекачки применяется в основном на головных НПС нефтепровода. 

     Рис. 4. Основные технологические схемы  перекачки нефти:

 а – постанционная;  б – через резервуар; в –  с подключенным резервуаром; г – «из насоса в насос»; I – задвижка закрыта; II – задвижка открыта; 1 – резервуар; 2 – насосный цех 
 

     При использовании схемы перекачки через резервуары (см. рис. 4, б) нефть с предыдущего участка поступает в резервуар ПНПС и закачивается также из этого резервуара. Такая схема делает соединение участков нефтепровода более «мягким» в гидравлическом отношении. Кроме того, в резервуаре происходит гашение волн давления, связанных с изменениями режима перекачки, что повышает надежность эксплуатации нефтепровода, однако, этому способу присущи все недостатки предыдущего и в настоящее время он практически не используется.

     Схема перекачки с подключенными резервуарами (см. рис. 4, в) предусматривает, что основное количество нефти прокачивают по трубопроводу, минуя резервуар, однако, при этом допускается, что расходы нефти на предыдущем и последующем участках могут в течение некоторого времени отличаться друг от друга, а дебаланс расходов компенсируется сбросом или подкачкой части нефти в подключенный резервуар. При синхронной работе участков, т.е. перекачке с одним и тем же расходом, уровень нефти в подключенном резервуаре остается постоянным. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     Заключение

     В целях обеспечения стратегических и экономических интересов в  России, необходимо развивать существующую инфраструктуру транспорта нефти, а  также расширять строительство  объектов трубопроводного транспорта. Планируется, что система трубопроводного транспорта нефти будет развиваться в четырех направлениях для обеспечения экспорта российской нефти и транзита нефти из стран СНГ через территорию России: северобалтийское, каспийско-черноморское, центрально-европейское и восточное. Дальнейшая разработка нефтей в Тимано-Печорской нефтегазовой провинции, Восточной Сибири, а также на шельфе Каспийского моря позволяет прогнозировать увеличение объемов добычи нефти и ее транзита, что будет способствовать загрузке существующих мощностей системы магистральных нефтепроводов и строительству новых трубопроводов. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Библиографический список:

1. Коршак А.А., Шаммазов А.М.  Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов: - Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2001 – 544 с.: илл.
2. Трубопроводный транспорт нефти / Г.Г. Васильев, Г.Е. Коробков, А.А. Коршак и др.; Под редакцией С.М. Вайнштока: Учеб. для ВУЗов: В 2 т. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – Т. 1. – 407 с.: ил.