Моделирование режимов эксплуатации магистрального нефтепровода

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ

ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт дополнительного и дистанционного образования

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине «Эксплуатация нефтепроводов»

«Моделирование режимов эксплуатации магистрального нефтепровода»

Тюмень, 2018



Содержание

нефтепровод насосный силовой оборудование

Введение

1. Расчет исходных данных

2. Технологический расчет нефтепровода и выбор насосно-силового оборудования НПС с округлением числа НПС в большую сторону

2.1 Расстановка НПС по трассе нефтепровода

2.2 Аналитическая проверка режима работы НПС

2.3 График совместной работы всех НПС и нефтепровода

3. Технологический расчет нефтепровода при округлении числа НПС в меньшую сторону

3.1 Определение длины лупинга и расстановка НПС по трассе нефтепровода

3.2 Аналитическая проверка режима работы НПС

3.3 График совместной работы всех НПС и нефтепровода

4. Расчет режима работы нефтепровода при отключении 4-ой НПС нефтепровода

5. Расчет режима работы нефтепровода при периодических подкачках на 3-ей НПС

6. Расчет режима работы нефтепровода при увеличении производительности удвоением станций

7. Современное насосно-силовое оборудование НПС

Основные выводы

Список использованной литературы



Введение

Магистральным нефтепроводом называется трубопровод, предназначенный для транспортировки нефти из района добычи или производства в район её потребления.

В состав магистральных нефтепроводов входят:

- линейные сооружения, представляющие собой собственно трубопровод, систему противокоррозионной защиты, линии связи и т. п.;

- перекачивающие и тепловые станции;

- конечные пункты нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, на которых принимают продукт, поступающий по трубопроводу, и распределяют его между потребителями - подают на завод для переработки или отправляют далее другими видами транспорта.

В некоторых случаях в состав магистрального нефтепровода входят и подводящие трубопроводы, по которым нефть от промыслов подается к головным сооружениям трубопровода.

Принятая на данном нефтепроводе технология перекачки нефти диктует схему соединения насосов и резервуаров. Среди возможных схем можно выделить три основные: из насоса в насос, постанционную, с подключением резервуаров.

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. 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.

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. Преимущества постанционной схемы перекачки заключаются 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 поставке нефти потребителю. Кроме того, при постанционной схеме возможен порезервуарный учет количества транспортируемой нефти, что очень важно для контроля по сохранности 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 и его эксплуатационных участков.

При использовании схемы перекачки с подключением резервуаров возможны два варианта: через резервуары и с подключенными резервуарами. В первом варианте 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 способа и в настоящее время он практически не используется. Во втором варианте схема 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 дисбаланс 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.



1. Расчет исходных данных

1. Для диапазона изменения плотности нефти при температуре
20 ^oC коэффициент объемного расширения составляет [1]. Рассчитываем плотность нефти при расчетной температуре

2. Определяем кинематическую вязкость нефти при расчетной температуре

3. По приложению 3 [2] для производительности трубопровода находим внешний диаметр - .

4. По приложению 2 [2] в зависимости от внешнего диаметра , длины трубопровода , для сложных условий прохождения трассы (более 30 % горных и заболоченных участков) находим расчетное число рабочих дней нефтепровода в год - .

5. Рассчитываем часовой и секундный расход нефти в трубопроводе



2. Технологический расчет нефтепровода и выбор насосно-силового оборудования НПС с округлением числа НПС в большую сторону

1. Определяем марку насоса и найдем напор насоса при верхнем и нижнем роторе, при числе рабочих насосов . По величине часового расхода выбираем насос основной магистральный НМ 3600-230 и подпорный насос НПВ 3600-90. С помощью математических моделей напорных характеристик выбранных насосов по разным роторам [3], находим создаваемый ими напор при расходе :

а) основной насос НМ 3600-230:

- по верхнему ротору (диаметр рабочего колеса )

- по нижнему ротору (диаметр рабочего колеса )

б) подпорный насос НПВ 3600-90:

- по верхнему ротору (диаметр рабочего колеса )

- по нижнему ротору (диаметр рабочего колеса )

2. Находим рабочее давление в трубопроводе при разных комбинациях выбранных насосов и роторов:

а) верхний ротор основного и верхний ротор подпорного насоса

б) верхний ротор основного и нижний ротор подпорного насоса

в) нижний ротор основного и верхний ротор подпорного насоса

г) нижний ротор основного и нижний ротор подпорного насоса

Согласно приложению 3 [2] для расхода в нефтепроводе и внешнего диаметра рабочее давление в трубопроводе находится в переделах .

Поэтому принимаем вариант в), то есть для основного насоса с нижним ротором и подпорного насоса с верхним ротором .

3. Определяем толщину стенки при рабочем давлении . Выбираем трубопровод, который изготавливается Выксунским металлургическим заводом по ТУ 14-3-1573-96 внешним диаметром 820 мм, со стали марки 13Г2АФ [3]. Для расчета толщины стенки принимаем:

- нормативное сопротивление материала труб, которое равно временному сопротивлению материала труб [3], ;

- коэффициент условий работы нефтепровода III категории (подземный нефтепровод условным диаметром 800 мм, приложение 6 [2]), ;

- коэффициент надежности по материалу труб, как для сварных, изготовленных двухсторонней электродуговой сваркой под флюсом и подвергнутых автоматическому контролю в объеме 100 % сварных соединений неразрушающими методами (приложение 4, [2]), ;

- коэффициент надежности по назначению трубопровода, как для нефтепровода условным диаметром 800 мм (приложение 5 [2]),
;

- коэффициент надежности по нагрузке, как для нефтепровода условным диаметром 800 мм, с промежуточными НПС без подключения емкостей (приложение 8 [2]), .

Находим расчетное сопротивление материала трубопровода

Определяем толщину стенки трубопровода

Принимаем , как ближайшую большую по сортаменту, сталь марки 13Г2АФ, ТУ 14-3-1573-96 [3]. Изготовитель - Выксунский металлургический завод.

4. Находим внутренний диаметр трубопровода

5. Рассчитываем значение числа Рейнольдса

6. Принимаем эквивалентную абсолютную шероховатость внутренних стенок трубопровода , и определяем переходные числа Рейнольдса



Поскольку выполняется условие

то режим течения нефти турбулентный в зоне гладкостенного трения. Тогда коэффициенты в формуле Лейбензона равны:

Коэффициент гидравлического сопротивления определяем по формуле Блазиуса

7. Находим гидравлический уклон нефтепровода с использованием формулы Лейбензона

и формулы Дарси-Вейсбаха, определив перед этим среднюю скорость движения нефти в трубопроводе

8. Рассчитываем потери напора в трубопроводе от трения

9. Принимая, что потери напора в местных сопротивлениях составляют 2 % от потерь напора от трения, и величину избыточного давления в конце трубопровода (на входе в конечный пункт) равным , находим полные потери напора в нефтепроводе

10. Принимаем внутристанционные потери напора , и находим напор одной промежуточной НПС

11. Определяем число НПС по формуле

Округляем число НПС до целого числа в большую сторону, .

12. Рассчитываем действительно необходимый напор одной станции

13. Определяем напор одного магистрального насоса

14. Производим расчет величины обтачивания рабочего колеса

где - коэффициенты математической модели напорной характеристики основного насоса до обтачивания ротора (НМ 3600-230 с нижним ротором), ;

- внешний диаметр обточенного рабочего колеса,

То есть обтачивание рабочего колеса основного насоса необходимо сделать на величину

2.1 Расстановка НПС по трассе нефтепровода

1. Принимаем горизонтальный масштаб длин 1:10000000 (в 1 мм - 10 км) и вертикальный масштаб напоров 1:20000 (в 1 мм -
20 м). Далее откладываем величины в масштабе напоров станций (рис. 2.1).

2. Затем откладываем величину напора подпорного насоса и напор станции (с обточенными роторами) раз, и соединяем полученный суммарный напор станций с , получаем линию гидравлического уклона . Месторасположение станций определяем пересечением линии гидравлического уклона с линией, отстающей от профиля на величину подпора . Эти точки переносим на профиль трассы трубопровода (рисунок 2.1).

3. Полученные значения длин участков нефтепровода между НПС и их высотных отметок заносим в таблицу 2.1.

Таблица 2.1

Характеристика НПС на трассе при числе НПС , округленных в большую сторону

№ НПС	L, км	Li, км	Zi, м	Z, м
1	0	0	0	0
2	113,9	113,9	13,9	13,9
3	220,3	106,4	56,6	42,7
4	338,0	117,7	56,1	-0,5
5	465,1	127,1	19,8	-36,3
КП	590,0	124,9	50,0	30,2
		?Li = 590,0 км		?ДZi = 50,0 м



Рис. 2.1 Расстановка числа НПС , округленных в большую сторону

2.2 Аналитическая проверка режима работы НПС

1. Находим максимально допустимую величину давления нефти в нефтепроводе, исходя из условия прочности трубопровода

и соответствующею величину допустимого напора

2. Определяем минимально допустимый напор нефти на входе в НПС по формуле (принимаем )

где - атмосферное давление и упругость паров нефти, принимаем ;

- протикавитационный запас напора основного насоса НМ 3600-230 с нижним ротором, определяем по математической модели [3]

3. Проверяем режим работы станций из условий:

, при ;

,

Условия проверки выполнились, следовательно, станции расставлены правильно.



2.3 График совместной работы всех НПС и нефтепровода

1. Построение суммарной характеристики Q-H всех НПС проводим по формуле

где - математическая модель основного насоса с обточенным ротором,

Коэффициенты модели напора насоса с обточенным ротором рассчитываем по формулам

С учетом этого суммарный напор всех НПС определяем по формуле

2. Суммарную характеристику Q-H трубопровода строим по уравнению с использованием формулы Лейбензона

3. Проводим расчет напора, что создают все НПС и полных потерь напора в трубопроводе для таких значений часового расхода нефти в трубопроводе:

-

-

-

-

-

-

-

4. По результатам расчета с помощью Microsoft Office Excel строим графические характеристики суммарного напора НПС и полных потерь напора в трубопроводе (рис. 2.2).

5. С рисунка 2.2 находим рабочую точку нефтепроводной системы: , .

Рис. 2.2 Совмещенная характеристика всех НПС и трубопровода, при округлении числа НПС () в большую сторону



3. Технологический расчет нефтепровода при округлении числа НПС в меньшую сторону

3.1 Определение длины лупинга и расстановка НПС по трассе нефтепровода

1. Поскольку в данном случае число НПС округляем в меньшую сторону, то есть , то пропускная способность нефтепровода будет меньше проектной. Поэтому для обеспечения заданного расхода нефти в трубопроводе предусматриваем лупинг, диаметр которого равен диаметру основной магистрали

а длина определяется по формуле

где - коэффициент, который приводит параметры лупинга к параметрам основной магистрали,

Далее находим гидравлический уклон нефтепровода на участке с лупингом



Размещаем в конце последнего четвертого перегона лупинг рассчитанной длиной .

2. Принимаем горизонтальный масштаб длин 1:10000000 (в 1 мм - 10 км) и вертикальный масштаб напоров 1:20000 (в 1 мм - 20 м). Далее откладываем величины в масштабе напоров станций (рис. 3.1).

2. Затем откладываем величину напора подпорного насоса и напор станции (без обтачивания ротора) раз. Далее соединяем полученный суммарный напор станций с , с учетом линий гидравлического уклона основной магистрали и лупинга . Месторасположение станций определяем пересечением данных линий гидравлического уклона с линией, отстающей от профиля на величину подпора .

Эти точки переносим на профиль трассы трубопровода (рисунок 3.1).

3. Полученные значения длин участков нефтепровода между НПС и их высотных отметок заносим в таблицу 3.1.

Таблица 3.1

Характеристика НПС на трассе при числе НПС , округленных в меньшую сторону

№ НПС	L, км	Li, км	Zi, м	Z, м
1	0	0	0	0
2	131,7	131,7	15,5	15,5
3	254,2	122,5	66,1	50,6
4	395,0	140,8	47,1	-19,0
КП	590,0	195,0	50,0	2,9
		?Li = 590,0 км		?ДZi = 50,0 м



Рис. 3.1 Расстановка числа НПС , округленных в меньшую сторону

3.2 Аналитическая проверка режима работы НПС

1. Проверяем режим работы станций из условий:

, при ;

;

Условия проверки выполнились, следовательно, станции расставлены правильно.

3.3 График совместной работы всех НПС и нефтепровода

1. Построение суммарной характеристики Q-H всех НПС проводим по формуле

С учетом этого суммарный напор всех НПС определяем по формуле

2. Суммарную характеристику Q-H трубопровода строим по уравнению с использованием формулы Лейбензона

3. Проводим расчет напора, что создают все НПС и полных потерь напора в трубопроводе для таких значений часового расхода нефти в трубопроводе:

-

-

-

-

-

-

-

4. По результатам расчета с помощью Microsoft Office Excel строим графические характеристики суммарного напора НПС и полных потерь напора в трубопроводе (рис. 3.2).

5. С рисунка 3.2 находим рабочую точку нефтепроводной системы: , .



Рис. 3.2 Совмещенная характеристика всех НПС и трубопровода, при округлении числа НПС () в меньшую сторону



4. Расчет режима работы нефтепровода при отключении 4-ой НПС нефтепровода

Расчет будем проводить для случая, когда количество НПС округлено в большую сторону (согласно заданию это базовая расстановка) .

1. Запишем уравнения баланса напоров для лимитирующего участка (третий и четвертый перегон по трассе нефтепровода) для нахождения максимальной производительности нефтепровода при отключении НПС 4

где - разница высотных отметок конца и начала лимитирующего перегона и длина лимитирующего перегона соответственно

2. Определяем напор, который создает основной насос при полученном значении расхода

3. Полные потери напора при новой производительности трубопровода

4. Находим напор, который создает подпорный насос при новой производительности нефтепровода

5. Определяем необходимое количество насосов (исходя из уравнения баланса напоров)

Принимаем количество работающих магистральных насосов на нефтепроводе , в том числе на каждой НПС:

6. Рассчитываем новое значение гидравлического уклона нефтепровода

7. Проверяем режим работы каждой НПС с новым количеством насосов:

,

Для обеспечения заданного значения напора на входе в конечный пункт трубопровода дросселируем на выходе НПС 5 напор величиной

тогда напор нефти на выходе с НПС 5 (в начале последнего четвертого перегона) будет равен

Поскольку условия проверки выполнились, следовательно, можно обеспечить режим перекачивания при отключении НПС 4 с расходом .



5. Расчет режима работы нефтепровода при периодических подкачках на 3-ей НПС

Все расчеты в данном разделе будем производить при количестве НПС, округленных в большую сторону, то есть (согласно заданию это базовая расстановка НПС).

1. Снимаем с характеристики основного насоса НМ 3600-230 с нижним ротором () два значения напора и расхода нефти, которые им соответствуют:

Рассчитываем значения коэффициентов математической модели напорной характеристики насоса НМ 3600-230 с нижним ротором
() для зоны Блазиуса ()

Аналогично снимаем с характеристики подпорного насоса
НПВ 3600-90 с верхним ротором () два значения напора и расхода нефти, которые им соответствуют:

Рассчитываем значения коэффициентов математической модели напорной характеристики подпорного насоса НПВ 3600-90 с верхним ротором для зоны Блазиуса

2. Определяем значения параметра в формуле Лейбензона

3. Рассчитаем режим работы трубопровода с подкачкой, если подкачка нефти будет на НПС 3 (). Согласно заданию на проект подкачка нефти составляет , где - критическая подкачка, то есть такая, при котором подпор на станции подкачки равен минимально допустимому .

Запишем уравнение баланса напоров для производительности трубопровода до и после НПС подкачки нефти ():

- части нефтепровода до подкачки нефти с расходом

- части нефтепровода после подкачки нефти с расходом

где

откуда находим производительность нефтепровода до и после НПС подкачки

Находим величину критической подкачки нефти

Далее находим величину подкачивания нефти на НПС 3

Фактическая производительность нефтепровода до подкачивания части нефти на НПС 3 будет равна

Рассчитываем напор основного и подпорного насоса на НПС 1

Определяем числовое значение гидравлического уклона на части нефтепровода до подкачивания нефти

Рассчитываем полные потери напора на части нефтепровода до подкачивания нефти на НПС 3

Определяем необходимое количество насосов (исходя из уравнения баланса напоров) для обеспечения расхода в части нефтепровода до подкачивания нефти

Принимаем количество насосов , то есть должно работать на всех НПС до подкачивания по два насоса: , .

Проверяем режим работы нефтепровода до НПС 3, где происходит подкачивание нефти:

То есть действительный напор нефти на входе в НПС 3 перед подкачиванием нефти будет равен .

Находим напор основного насоса на НПС 3 после подкачивания нефти

Определяем числовое значение гидравлического уклона на части нефтепровода после подкачивания нефти

Проверяем режим работы нефтепровода после НПС 3, где происходит подкачивание нефти.

Для обеспечения заданного значения напора на входе в конечный пункт трубопровода дросселируем на выходе НПС 5 напор величиной

тогда фактический напор нефти на выходе с НПС 5 будет равен

Поскольку условия проверки выполнились, следовательно, можно обеспечить режим перекачивания при подкачивании нефти величиной на НПС 3 с расходом до подкачивания , после подкачивания нефти - .



6. Расчет режима работы нефтепровода при увеличении производительности удвоением станций

Расчет будем проводить для случая, когда количество НПС округлено в большую сторону (согласно заданию это базовая расстановка) .

1. Запишем уравнения баланса напоров для всех НПС и линейных участков нефтепровода при удвоении количества НПС

или

откуда находим объемную производительность нефтепровода

2. Находим напор, который создает подпорный насос

3. Определяем напор, который создает основной насос при полученном значении расхода

4. Рассчитываем напор одной промежуточной НПС

5. Находим гидравлический уклон нефтепровода

6. Производим расстановку НПС в количестве по трассе нефтепровода.

Принимаем горизонтальный масштаб длин 1:10000000 (в 1 мм - 10 км) и вертикальный масштаб напоров 1:25000 (в 1 мм -
25 м). Далее откладываем величины в масштабе напоров станций (рис. 6.1).

Затем откладываем величину напора подпорного насоса и напор станции раз, и соединяем полученный суммарный напор станций с , получаем линию гидравлического уклона . Месторасположение станций определяем пересечением линии гидравлического уклона с линией, отстающей от профиля на величину подпора . Эти точки переносим на профиль трассы трубопровода (рисунок 6.1).

Полученные значения длин участков нефтепровода между НПС и их высотных отметок заносим в таблицу 6.1.



Таблица 6.1

Характеристика НПС на трассе при числе НПС (при удвоении количества НПС для увеличения производительности)

№ НПС	L, км	Li, км	Zi, м	Z, м
1	0	0	0	0
2	55,2	55,2	24,7	24,7
3	116,2	61,0	13,9	-10,8
4	173,0	56,8	28,5	14,6
5	227,0	54,0	60,3	31,8
6	288,1	61,1	48,8	-11,5
7	346,1	58,0	56,6	7,8
8	408,4	62,3	37,3	-19,3
9	471,1	62,7	15,7	-21,6
10	529,1	58,0	23,3	7,6
КП	590,0	60,9	50,0	26,7
		?Li = 590,0 км		?ДZi = 50,0 м



Рис. 6.1 Расстановка числа НПС , (при удвоении количества НПС для увеличения производительности)

7. Выполняем аналитическую проверку режима работы НПС. Проверяем режим работы станций из условий:

, при ;

;

Поскольку условия проверки выполнились, следовательно, можно обеспечить режим перекачивания при увеличении производительности нефтепровода удвоением количества НПС, то есть с расходом . При этом новая производительность нефтепровода будет на 32 % больше от расчетной производительности .



7. Современное насосно-силовое оборудование НПС

На НПС магистральных нефтепроводов используется два вида технологических насосов - подпорные и основные.

Основными насосами оборудуются основные НС ГНПС и ПНПС. Данные насосы предназначены для непосредственного транспорта нефти. Подпорные насосы используются только на ГНПС (на их подпорных станциях) и играют вспомогательную роль. Они служат для отбора нефти из резервуарного парка и подачи ее на вход основным насосам с требуемым давлением (подпором), предотвращающим кавитацию в основных насосных агрегатах.

Современным типом основных насосов являются насосы НМ, которые выпускаются на подачу от 125 до 10000 м³/ч. Данные насосы имеют две конструктивные разновидности.

Насосы на подачу от 125 до 710 м³/ч секционные, трёхступенчатые (рис. 7.1). Корпус их состоит из входной 1 и напорной крышек 4, к которым крепятся узлы уплотнений торцевого типа и подшипниковые узлы 6. Заодно с крышками отлиты опорные лапы насоса, входной и напорный патрубки. Между крышками корпуса располагаются три секции 2 с направляющими аппаратами. В каждой секции находится центробежное рабочее колесо. Крышки и находящиеся между ними секции стянуты шпильками 3, проходящими вдоль вала насоса.

Ротор насоса включает вал, насаженные на него три центробежных колеса 6 и одно предвключенное литое колесо типа шнек 7. Опорами ротора служат подшипники скольжения с кольцевой смазкой. Охлаждение масла осуществляется с помощью змеевиков, размещенных в корпусах подшипниковых узлов. Через змеевики циркулирует вода или перекачиваемая нефть.

Ротор имеет гидравлическую разгрузку от осевых сил, осуществляемую с помощью разгрузочного диска 5. Остаточные осевые силы воспринимаются радиально-упорным шароподшипником.

Конструкция рассматриваемых насосов рассчитана на давление 9,9 МПа. Поэтому они допускают последовательное соединение на более двух насосов на подачу от 125 до 360 м³/ч и не более трех насосов на подачу 500 и 710 м³/ч.

Рис. 7.1 Схема трёхступенчатого насоса типа НМ

Насосы НМ производительностью от 1250 м³/ч до 10000 м³/ч спиральные одноступенчатые (рис. 7.2). Корпус их имеет улиткообразную форму с разъёмом в горизонтальной плоскости по оси ротора. Ротор состоит из вала и центробежного колеса двухстороннего входа 1, обеспечивающего ротору, благодаря своей конструкции, гидравлическую разгрузку от осевых сил. Опорами ротора служат подшипники - скольжения 2 с принудительной смазкой (под давлением). Неуравновешенные остаточные осевые силы воспринимает радиально-упорный сдвоенный шарикоподшипник 3.



Рис. 7.2 Схема одноступенчатого спирального насоса типа НМ

В подобных насосах используются торцевые уплотнения 4, которые монтируются в корпусе в месте выхода из него вала.

Конструкция спиральных насосов типа НМ рассчитана на давление 7,4 МПа, что допускает последовательное соединение не более трёх насосов данного вида.

Для повышения экономичности нефтепроводного транспорта при изменении производительности перекачки у спиральных насосов предусмотрено применение сменных роторов с рабочими колёсами на подачу 0,5 и 0,7 от номинальной (насос на подачу 1250 м³/ч имеет один сменный ротор на 0,7 номинальной подачи, а насос на подачу 10000 м³/ч - дополнительный ротор на подачу 1,25 от номинальной).

Полная маркировка насосов типа НМ содержит группу буквенных обозначений, например: НМ 7000 - 210, где НМ обозначает нефтяной магистральный, 7000 - подачу в м³/ч, 210 - напор в метрах столба перекачиваемой жидкости.

Современным типом подпорных насосов являются насосы НПВ (нефтяные подпорные вертикальные). Они выпускаются четырёх типоразмеров: НПВ 1250-60, НПВ 2500-80, НПВ 3600-90, НПВ 5000-120. Цифры в маркировке указывают на производительность (м³/ч) и напор насоса (м).

Данный тип насоса (рис. 7.3) размещается в стакане 1, расположенном под уровнем земли, практически на отметке трубопровода. Приводящий двигатель находится на поверхности.

Рис. 7.3 Схема подпорного насоса типа НПВ

Насос имеет центробежное рабочее колесо двухстороннего входа 2, с каждой стороны колеса по предвключенному литому колесу 4 типа шнек. Направляющие подшипники ротора - подшипники скольжения, они смазываются и охлаждаются перекачиваемой нефтью.

Удерживание ротора от перемещения в осевом направлении производится сдвоенными радиально-упорными шарикоподшипниками 6, имеющими консистентную смазку. Ротор насоса гидравлически уравновешен применением на нём центробежного колеса двухстороннего входа, уплотнение ротора 5 - механическое, торцевого типа.

Помимо насосов НПВ на ГНПС достаточно широко ещё используются подпорные насосы типа НМП (нефтяные магистральные подпорные). Эти насосы горизонтальные, наземной установки. Ротор их аналогичен ротору насоса НПВ, уплотнения торцевые, подшипники качения с кольцевой смазкой. Корпус спиральный с разъёмом в горизонтальной плоскости - подобен корпусу насосов НМ. Маркировка насосов НМП аналогична маркировке насосов НМ.

Основные насосы на НПС соединяются между собой главным образом последовательно. При этом допускается иметь не более трёх рабочих насосов, исходя из прочности агрегатов. В дополнение к трём рабочим насосам на станциях устанавливается по одному резервному агрегату.

В отдельных случаях, например, при прохождении в одном коридоре нескольких нефтепроводов, на НПС параллельно уложенных магистралей помимо последовательного соединения насосов предусматривается возможность перехода к смешанной параллельно-последовательно схеме соединения всех четырёх агрегатов, включая резервный, а также переход к параллельной схеме работы насосов.

Такие возможности предусматриваются на аварийный случай. При выходе из строя какой-либо НПС, соседняя с ней станция на параллельной магистрали переводится на смешанную или параллельную работу насосов.

При этом к станции подключаются сразу два нефтепровода - собственный нефтепровод рассматриваемой станции и нефтепровод аварийной НПС. Отмеченное позволяет не прекращать перекачку по аварийному нефтепроводу и поддерживать его производительность на достаточно удовлетворительном уровне.

Подпорные насосы соединяются между собой только параллельно. В основном на подпорной станции используется один или два рабочих насоса и один резервный.



Основные выводы

В данном курсовом проекте проведен технологический расчет магистрального нефтепровода:

- подобрано насосно-силовое оборудование;

- определена толщина стенки нефтепровода;

- сделан гидравлический расчет нефтепровода;

- определено число насосных станций с округлением в большую и меньшую сторону;

- методом В. Г. Шухова проведена расстановка НПС по трассе нефтепровода при округлении их числа в большую и меньшую сторону;

- сделана аналитическая проверка режима работы НПС с учетом фактического их местоположения;

- определена пропускная способность нефтепровода и рассчитан режим его работы при отключении 4-ой НПС;

- определена пропускная способность нефтепровода и рассчитан режим его работы при периодических подкачках нефти на НПС 3;

- рассчитан режим работы нефтепровода при увеличении его производительности удвоением числа НПС и сделана аналитическая проверка режима работы НПС.

В индивидуальном задании рассмотрен вопрос о современном насосно-силовом оборудовании НПС магистральных нефтепроводов.



Список использованной литературы

1. Лурье М. В. Математическое моделирование процессов трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа / М. В. Лурье. М.: Нефть и газ, 2003. 335 с.

2. Эксплуатация магистральных нефтепроводов: метод. указ. по выполнению выпускной квалификационной работы для студентов направления 131000.62 Нефтегазовое дело профиля «Проектирование объектов транспорта и хранения нефти, нефтепродуктов и газа»/ сост. М. Ю. Земенкова, В. О. Некрасов, Е. А. Дмитриева, А. А. Венгеров; Тюменский государственный нефтегазовый университет. Тюмень: Издательский центр БИК, ТюмГНГУ, 2015. 48 с.

3. П. И. Тугунов, В. Ф. Новосёлов, А. А. Коршак, А. М. Шаммазов. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов. Уфа: ООО “Дизайн-ПолиграфСервис”, 2002. 658 с.

4. Нечваль А. М. Основные задачи при проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов: учебное пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2005. 81 с.

5. РД 153-39.4-113-01. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов. М.: Гипротрубопровод, 2002.

6. Трубопроводный транспорт нефти / С. М. Вайншток,
В. В. Новоселов, А. Д. Прохоров, А. М. Шаммаззов и др.; под ред.
С. М. Вайнштока: учеб. для вузов: в 2 т. М.: ООО “Недра-Бизнесцентр”, 2004. Т. 2. 621 с.

7. Трубопроводный транспорт нефти и газа [Текст]: учебник для студентов вузов обучающихся по специальности "Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз" / В. Д. Белоусов [и др.]; под ред. В. А. Юфина. М.: Недра, 1978. 407 с.

8. Хранение нефти и нефтепродуктов [Текст]: учебное пособие / под общей редакцией Ю.Д. Земенкова; 3-е изд., переработ. и доп. Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 2009. 536 с.

9. Эксплуатация насосно-силового оборудования на объектах трубопроводного транспорта [Текст]: учебное пособие для студентов, бакалавров и магистров, обучающихся по специальности "Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ" направления подготовки дипломированных специалистов "Нефтегазовое дело" / Ю. Д. Земенков [и др.]; ред. Ю. Д. Земенков; ТюмГНГУ. Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. 456 с.

10. Эксплуатация магистральных газопроводов [Текст]: учебное пособие для студентов нефтегазового профиля / Под ред. Ю. Д. Земенкова; ТюмГНГУ. 3-е изд., перераб. и доп. Тюмень: Вектор Бук, 2009. 528 с.

11. Эксплуатация магистральных нефтепроводов [Текст]: учебное пособие для студентов нефтегазового профиля / под общ. ред. Ю. Д. Земенкова; ТюмГНГУ. 4-е изд., перераб. и доп. Тюмень: Вектор Бук, 2009. 662 с.

12. Эксплуатация оборудования и объектов газовой промышленности. (Справочник мастера по эксплуатации оборудования газовых объектов) [Текст]: учебное пособие для студентов нефтегазового профиля: в 2 т. / Г. Г. Васильев [и др.]; общ. ред. Ю. Д. Земенкова. М.: Инфра-Инженерия. (Библиотека нефтегазодобытчика и его подрядчика (service)) (Познай новые технологии). Загл., сост. каталогизатором: Справочник мастера по эксплуатации оборудования газовых объектов. Т. 1. 2008. 606 с.

13. Эксплуатация оборудования и объектов газовой промышленности. (Справочник мастера по эксплуатации оборудования газовых объектов) [Текст]: учебное пособие для студентов нефтегазового профиля: в 2 т. / Г. Г. Васильев [и др.]; ред. Ю. Д. Земенков. М.: Инфра-Инженерия. (Библиотека нефтегазодобытчика и его подрядчика (service)) (Познай новые технологии). Загл., сост. каталогизатором: Справочник мастера по эксплуатации оборудования газовых объектов. Т. 2. 2008. 606 с.

14. Основы эксплуатации гидравлических систем нефтегазовой отрасли [Текст]: учебное пособие для студентов вузов, обучающихся по направлению подготовки специалистов 130500 "Нефтегазовое дело" / Земенков Ю. Д. [и др.]; под общ. ред. Ю. Д. Земенкова; ТюмГНГУ. Тюмень: Вектор Бук, 2012. 400 с.

Размещено на Allbest.ru