Введение
Арматура - неотъемлемая часть любого трубопровода. Трубопроводная арматура представляет собой устройства, предназначенные для управления потоками жидкостей или газов, транспортируемых по трубопроводам. Как известно, любой магистральный трубопровод состоит из линейной части, перекачивающих (газокомпрессорных или насосных) и распределительных станций, предназначенных для направления транспортируемой среды потребителям.
На магистральных трубопроводах по характеру работы различают арматуру линейной части и обслуживающую перекачивающие и распределительные станции.
Запорная арматура линейной части трубопроводов, устанавливаемая через каждые 25 - 30 км, предназначена в основном для отсекания участка трубопроводов при аварии или ремонтных работах. Практически арматура линейной части срабатывает редко (несколько раз в год). На перекачивающих и распределительных станциях арматура предназначена для оперативных переключений, обеспечивающих основные технологические процессы, а также отключений отдельных участков при ремонте. Кроме того, на технологических трубопроводах химических и нефтехимических производств арматура эксплуатируется весьма интенсивно; в некоторых технологических процессах цикл открытие закрытие совершается несколько раз в минуту.
В некоторых процессах арматура подвергается значительным вибрациям, действию высоких и низких температур. Диапазоны температур, давлений, вязкостей, химической активности и других свойств перекачиваемых сред, на которых работает арматура, непрерывно расширяются. Все это создает известные трудности при конструировании арматуры, а также при подборе готовых конструкций применительно к конкретным рабочим условиям. Разнообразные условия, при которых работает арматура, специфичность требований, предъявляемых к ней» вопросы надежности и долговечности, большое число конструкций затрудняют выбор арматуры для тех или иных конкретных условий работы. Правильный выбор того или иного конструктивного типа арматуры в значительной степени предопределяет безаварийную работу как отдельных технологических производств в целом, так и трубопроводов, в частности.
В настоящее время потребители трубопроводной арматуры и приводов затрачивают значительные средства на организацию входного контроля и ремонта трубопроводной арматуры и приводов. Эти меры позволяют значительно сократить объемы использования непригодной к эксплуатации продукции.
Однако этот выход является не самым «рациональным» поскольку контроль качества происходит после приобретения продукции. Предприятия ТЭК расширяют проведение испытаний арматуры у поставщиков арматуры на предмет их соответствия условиям заводских поставок. Преимущество этого метода контроля заключается в том, что качество продукции определяется до заключения договора. В учебном пособии рассмотрены разработанные классификации трубопроводной арматуры, а также их деталей, уплотнений, приводов. Важными и необходимыми для обучения студентов специальности «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» являются разделы по монтажу, техническому обслуживанию, ремонту и врезке трубопроводной арматуры.
Проведение практических занятий по силовым
расчётам трубопроводной арматуры базируется на выдающейся научной школе Д.Ф.
Гуревича. В задании на подготовку учебного пособия не ставилась задача по сбору
справочного материала по номенклатуре выпускаемое продукции трубопроводной
арматуры отечественными и зарубежными производителями. Поэтому в приложениях в
достаточном объёме для выполнения студентами курсовых работ представлены
основные технические характеристики кранов, задвижек, клапанов, переключающих
устройств и т.д.
1. Краткая
характеристика НПС
Нефтеперекачивающие станции с резервуарным парком (головные нефтеперекачивающие станции) по назначению разделяются на два вида -головная НПС магистрального нефтепровода и головная НПС технологического участка. Эти станции отличаются не только по назначению, но и местом их расположения в технологической цепочке нефтепроводного транспорта. Им присущ практически один и тот же состав основных технологических объектов, а также почти идентичные технологические схемы.
Головная НПС состоит из основных комплексов сооружений: резервуарный парк, подпорная насосная станция, основная насосная станция. Помимо основных сооружений на головной НПС имеется:
- узел учета нефти;
- узел предохранительных клапанов на линии приема НПС;
- узел предохранительных клапанов на линии между основной насосной и подпорной насосной;
- узел регулирования давления;
- узел подключения НПС к нефтепроводу (узел приема и пуска СОД).
Технологическая схема НПС предусматривает следующие технологические операции:
- прием нефти с нефтяных промыслов в резервуарный парк;
- отбор нефти из резервуарного парка и подачи ее в нефтепровод;
- одновременное ведение приема нефти и подачи ее в нефтепровод.
Режим работы станции может осуществляться по следующим схемам:
- перекачка через резервуарный парк;
- перекачка порезервуарно, т.е. в один резервуар нефть поступает, из другого идет откачка нефти;
- перекачка с подключенной емкостью, что позволяет компенсировать неравномерность поступления нефти и ее откачки.
1.1 Оборудование и работа насосной станции.
Резервуарный парк
Основное назначение резервуарного парка - выполнение буфера между нефтепромысловыми объектами и объектами магистрального транспорта нефти. Резервуарный парк компенсирует дисбаланс производительности промыслов и магистралей.
Вторая роль, отводимая резервуарному парку, - роль аварийной ёмкости, в которую принимается нефть при аварии на объектах нефтепровода.
Третье назначение парка - подготовка нефти к транспортировке по нефтепроводу (отстаивание от воды и мехпримесей, смешивание и др.).
Суммарный полезный объём резервуарных парков составляет:
- для ГНПС магистрального нефтепровода - 2-3 суточного объёма перекачки для ГНПС эксплуатационного участка - 0,3-0,5 суточного объёма перекачки;
- для ГНПС эксплуатационного участка, где проводятся приёмосдаточные операции,1,5 суточного объёма перекачки.
Резервуары в резервуарном парке размещаются группами. Каждая группа резервуаров должна быть ограждена сплошным земляным валом шириной по верху не менее 0,5м. объём, образуемый между внутренними откосами обвалования должен быть равен ёмкости наибольшего резервуара в группе.
На территории резервуарного парка предусматривается производственно-дождевая канализация для приёма: -подтоварных вод из резервуаров;
дождевых вод с обвалованной площадки резервуарного парка, где эти воды могут быть загрязнены нефтью;
воды от охлаждения резервуаров при пожаре.
По границам резервуарных парков и между отдельными группами резервуаров оставляют пожарные проезды шириной не менее 3,5м.
Площадка с предохранительными клапанами.
Предохранительные клапаны (предохранительные устройства прямого действия типа ППК или СППК) устанавливаются на линии приёма НПС и на линии между подпорной и основной насосной. Предохранительные клапаны, установленные на приёмном трубопроводе НПС, предназначены для защиты технологического оборудования резервуарного парка от повышенного давления плюс параллельно к ним устанавливается задвижка, которые при срабатывании клапанов начинают автоматически открываться, и происходит сброс избыточного давления в специально выделенный для этих целей резервуар.
Предохранительные клапаны, установленные на трубопроводе между подпорной и основной насосной обеспечивают защиту подпорную насосную от избыточного давления, повышающуюся при остановке основной насосной
Подпорная насосная.
Подпорная насосная предназначена для отбора нефти из резервуарного парка и подачи её на вход основной насосной с необходимым напором. Подпорные насосы монтируются в заглубленном варианте, что обеспечивает их заполнение нефтью. На приёмном патрубке устанавливается фильтр. Насосы соединяются параллельно, на выходе устанавливаются обратные клапаны. В зависимости от типа насоса подпорная насосная может находиться на открытой площадке или в закрытом помещении.
Узел учета количества перекачиваемой нефти.
Узел учета количества перекачиваемой нефти размещается на НПС с резервуарными парками. На ГНПС магистрального нефтепровода и на конечных пунктах трубопроводов размещаются узлы коммерческого учета, а на ГНПС эксплуатационного участка размещаются узлы оперативного учета.
В качестве датчика расхода используются турбинные расходомеры типа «Турбоквант». За счёт потока нефти вращается турбина, на валу которой имеется зубчатое колесо. При перемещении зуба магнитного поля индукционного датчика, в датчике наводится импульс. Количество импульсов зависит от объёма перекачиваемой нефти. Объём определяется прибором, расположенным в операторной.
Измерительные линии по назначению делятся на:
- рабочие, количество определяется производительностью нефтепровода;
- резервные линии, которые не находятся в работе;
- контрольные, предназначены для проверки показаний рабочих счётчиков.
Площадка фильтров-грязеуловителей
Фильтр-грязеуловитель предназначен для очистки нефти относительно крупных механических включений перед подачей жидкости на вход насосных агрегатов. Состояние фильтров при их эксплуатации контролируются с помощью манометров, установленных до и после фильтра.
Блок гашения ударной волны (БГУВ) типа «Аркрон»
Система сглаживания волн давления предусматривается для промежуточных НПС магистральных трубопроводов диаметром 720 мм и более. БГУВ предназначен для защиты трубопровода от гидравлического удара. Сглаживание происходит за счёт сброса энергии части нефти в безнапорную емкость. Гидравлический удар возникает из-за резкого увеличения гидравлического сопротивления, вызванного остановкой агрегата или НПС. Ударная волна распространяется на встречу движения нефти, при этом стенки трубопровода и оборудование испытывают импульсное воздействие повышения давления, что может привести порыву. При остановке НПС-2 открываются клапаны БГУВ, находящейся на этой же НПС, происходит сброс энергии ударной волны в ёмкость. В результате этого происходит медленный рост давления в трубопроводе, т. е. БГУВ ограничивает скорость нарастания давления в трубопроводе. Время открытия клапанов, а, следовательно, и скорость нарастания давления, определяется настройкой БГУВ.
Ёмкость для сброса энергии ударной волны.
В качестве ёмкости могут использоваться РВС-400, манифольт (ёмкость, сваренная из труб), горизонтальные ёмкости подземной установки объёмом по 100 м3. Общий объём зависит от диаметра нефтепровода:
-для нефтепровода диаметром 1220 мм - не менее 500 м ;
для нефтепровода диаметром 1020 мм - 400 м3;
для нефтепровода диаметром 820 мм - 200 м3.
При любом варианте ёмкости сброса оснащаются дыхательной арматурой и средствами КИП, обеспечивающими автоматическое опорожнение ёмкости от нефти. Нефть откачивается насосами откачки на приём НПС.
Насосные агрегаты и площадка агрегатных задвижек.
Насосный агрегат (насос и привод) относятся к основному оборудованию на НПС. На современных НПС агрегаты представлены центробежными насосами типа НМ (нефтяной, магистральный) и электродвигателем типа СТД (синхронный, трехфазный двигатель). Насос подключается к трубопроводу через приемную и выкидную задвижки, между задвижками устанавливается обратный клапан, обеспечивающий проток нефти при закрытых задвижках.
Соединение насосов между собой может быть последовательное и параллельно-последовательное. Параллельное соединение насосов используется для обеспечения необходимой производительности при работе НПС на два параллельных нефтепровода.
При последовательном соединении насосов увеличивается напор и производительность.
При параллельном режиме производительность увеличивается (если включены параллельно два нефтепровода), напор остается без изменения, т.е. параллельный режим работы насосных агрегатов используется при работе НПС на два параллельных нефтепровода.
Камера (площадка) регулирования давления (КРД)
Для регулирования давления монтируются поворотные регулирующие заслонки. С помощью этих заслонок обеспечивается поддерживание давления на приёме ниже заданного исходя из условий кавитации насоса, и на выходе НПС не выше заданного исходя из условий прочности трубопровода.
Вспомогательное оборудование насосной станции.
К вспомогательному оборудованию насосной станции относятся системы, обеспечивающие нормальные условия работы основного оборудования станции. Перечень вспомогательных систем зависит от компоновки основного технологического оборудования. В состав вспомогательных систем входят два механизма, соединённых параллельно.
Механизмы работают в режиме автоматического включения резервного (АВР) механизма, т.е. один механизм (насос, вентилятор) работает как основной и при его отказе в работе автоматически включается резервный. Для предотвращения перетока жидкости через механизм, который находиться в резерве, на выходе каждого механизма устанавливается обратный клапан.
Переход на резервный механизм сопровождается сигнализацией «Неисправность вспомсистемы». При отказе в работе резервного механизма происходит его отключение, которое сопровождается сигнализацией «Авария вспомсистемы».
По значимости вспомогательные системы разделяются на два вида:
- вспомогательные сооружения (вспомсистемы II).
К вспомогательным системам (вспомсистемы I) относятся системы, без постоянной работы которых, основное технологическое оборудование работать не сможет. К ним относятся следующие системы:
маслосистема, предназначена для бесперебойной подачи масла на подшипники насосного агрегата;
подпорная вентиляция, предназначена для создания избыточного давления воздуха в электрозале;
вентиляция безпромвальной камеры, предназначена для создания воздушной завесы при проходе вала через разделительную стену;
вентиляция для продувки электродвигателя (используется при установке насосного агрегата в общем укрытии), пред назначена для создания избыточного давления воздуха в электродвигателе;
арматура ремонт задвижка
Глава 2. Правила эксплуатации, объем работ при
техническом обслуживании и ремонте задвижек
.1 Правила эксплуатации задвижек
Трубопроводная арматура является неотъемлемой частью любого трубопровода. Под трубопроводной арматурой понимаются устройства, предназначенные для управления потоками рабочей среды, транспортируемой по трубопроводам, т.е. это устройства, которые предназначены для отключения, распределения, регулирования, смешивания или сброса транспортируемых веществ. От надежной работы арматуры в значительной степени зависит надежность работы трубопровода, поэтому выбор арматуры для обслуживания трубопроводов должен производиться тщательно, с учетом ее назначения и условий работы. В процессе эксплуатации должны быть обеспечены своевременное и качественное техническое обслуживание и текущий ремонт арматуры.