Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание: Задание на курсовой проект ……………………………………………………………………………………...………. 3 Введение ..………………………………………………………………………………………….…………………………………………… 4 1. Основное оборудование ГНПС 1.1. Выбор наружного диаметра трубопровода и рабочего давления……………………….…5 1.2. Расчет плотности и вязкости нефти при температуре перекачки………………… 5 1.3. Выбор насосов станции………………………………………………………………………………………………………………6 1.4. Расчет предельного значения вязкости…………………………………………………………………..…..…..8 1.5. Выбор трубы……………………………………………………………………………………………………………………………….…….10 1.6. Определение полных потерь напора в трубопроводе………………………………………...….…...11 1.7. Проверка правильности выбора подпорных насосов НПС…………………………………..………12 1.8. Расчет всасывающего трубопровода подпорных насосов ГНПС…………………………….13 1.9. Проверка правильности выбора основных насосов………………………………………….….………..17 1.10. Выбор электродвигателей насосов………………………………………………………………………………………19 2. Оборудование узлов ГНПС 2.1. Выбор фильтров - грязеуловителей…………………………..….………………………………………………….20 2.2. Выбор типа и количества предохранительных клапанов…………………………….………….20 2.3. Разработка узла учета нефти………………………………………………………………………………….………….22 2.4. Выбор типа и количества регуляторов давления………………………………………….…………..23 2.5. Выбор типа и количества резервуаров станции………………………………………….……………..24 2.6. Система дренажа, сбора утечек и резервуары сборники ………………………..…………….24 3. Регулирование режимов работы станции 3.1. Определение аппроксимационных коэффициентов напорных характеристик насосов и станции…………………………………………………………………………………………………………….……… 25 3.2. Рассмотрение методов регулирования режимов работы станции………….…………27 3.3. Выбор метода регулирования…………………………………………………………………………………….………….27 4. Технологическая схема станции 4.1. Выбор обратных клапанов, задвижек и шаровых кранов…………………………………………32 4.2. Разработка магистральной насосной………………………………………………………………………………32 4.3. Описание направлений потоков нефти и положения задвижек при установившемся режиме перекачки ……………………………………………………………………………… 37 Список литературы …………………………………………………………………………………………………………….…. 38

Техническое задание на курсовой проект

08.1.1.2/3,9

Проектирование Головной НПС эксплуатационного участка.

Исходные данные

- производительность нефтепровода G = 42 млн. т/год;

- длина трубопровода L - 170 км;

- разность геодезических отметок начала и конца нефтепровода ?Z=13 м;

- геодезические отметки резервуарного парка, подпорной и основной насосной, соответственно Z_P = 8 м, Z_П = 4 м, Z_O = 12 м;

- плотность нефти с₂₀ при 20 ⁰С - 844 кг/м³,

- кинематическая вязкость нефти н₂₀ при t=20⁰С - 21 сСт, н₅₀ при t=50⁰С - 3,6 сСт;

- схема перекачки - постанционная;

- температура перекачки t = 3,9⁰С;

- температура начала кипения t_нк = 46,5⁰ С;

- внутристанционные потери напора на линии нагнетания основной станции h_ВН=15м;

- потери напора во всасывающей и нагнетательной линиях подпорной станции h_ВП =5м и h_НП=5м;

- минимальная высота взлива в резервуарах h₀ = 1 м.

- схема перекачки - постанционная;

- температура перекачки t = 50⁰С;

- однониточная обвязка резервуаров;

Техническое задание разработал: Трусов Д.И.

Задание утвердил: Иванов Р.Н.



Введение

Головная нефтеперекачивающая станция эксплуатационного участка (ГНПС) - нефтеперекачивающая станция, расположенная в начале эксплуатационного участка, предназначена для управления процессом перекачки нефти по нефтепроводу большой протяженности и гашения в резервуарах ГНПС гидродинамических возмущений потока.

Принципиальная технологическая схема ГНПС имеет вид:

Рисунок 1 - Принципиальная технологическая схема ГНПС

Основные узлы ГНПС

ГНПС включает в себя следующие объекты основного технологического назначения:

1) резервуарный парк - РП;

2) подпорную НС - ПНС;

3) основную НС - НС;

4) узел учета нефти - УУ;

5) узел предохранительных устройств - УП;

6) узел регуляторов давления - УР;

7) узел подключения станции к трубопроводу - УМ;

- задвижка с ручным приводом;

- фильтр сетчатый;

- открытый клапан с демпфером;

- магистральный насос с электродвигателем;

- обратный клапан.

Нефть с промыслов или предшествующей НПС от УМ проходит последовательно УП, УУ и поступает в РП. Из РП нефть отбирается насосами ПНС и подается с требуемым подпором на вход насосов НС через вторые узлы УП и УУ. После НС нефть через УР и УМ направляется в магистральный нефтепровод.

УП предназначен для защиты трубопроводов и технологического оборудования станции от повышенного давления путем сброса части нефти из приемного трубопровода и на выходе НПС в РП при превышении давления в трубопроводе максимально допустимого значения.

УУ предназначен для измерения количества поступающей на станцию нефти и подаваемой в МН. При этом первый УУ ГНПС МН имеет в основном коммерческое назначение и служит для проведения взаиморасчетов с промысловыми поставщиками нефти, а второй УУ используется для контроля за процессом перекачки. На ГНПС ЭУ оба узла УУ используются для контроля.

РП предназначен для обеспечения ритмичной и бесперебойной работы трубопровода при авариях на промыслах, на отдельных участках магистрали и у потребителей нефти, а также для гидравлического разобщения магистрального нефтепровода на отдельные эксплуатационные участки с целью гашения гидродинамических возмущений потока.

ПНС ведет отбор нефти из РП и подает ее на вход основной НС с необходимым напором, предотвращающим возникновение кавитации в магистральных насосах.

Основная НС осуществляет подачу нефти в трубопровод и создает основную часть напора, за счет которого нефть движется до следующей НПС.

УР предназначен для регулирования производительности станции и давления на ее выходе.

УМ представляет собой узел приема - пуска средств очистки и диагностики внутренней полости нефтепровода, причем на ГНПС МН сооружают только камеру пуска. Запуск средств очистки (скребка) осуществляется без остановки перекачки нефти.



1. Выбор основного оборудования ГНПС магистрального нефтепровода

Целью расчетов является выбор насосно-силовых агрегатов основной и подпорной станций ГНПС исходя из следующих исходных данных: производительность нефтепровода G=42 млн.т/год, длина нефтепровода L=170 км, разность геодезических отметок конца и начала нефтепровода Z=13 м, температуры перекачки t=3,9єС, геодезические отметки соответственно резервуарного парка, подпорной и основной станции Z_Р=8 м, Z_П =4 м и Zо=12 м. Плотность нефти при 20^оС 844 кг/м³, кинематическая вязкость при 20 ^оС и 50 ^оС, соответственно, , .

1.1 Определение наружного диаметра трубопровода и рабочего давления в нем

Наружный диаметр трубопровода выбираем из сортамента труб, согласно годовой производительности G=42 млн. т./год. Данной производительности соответствует труба с наружным диаметром =1220 и рабочим давлением в нем а

1.2 Определение плотности и вязкости нефти при температуре перекачки

Плотность при температуре перекачки по формуле

, (1.1)

где - коэффициент объемного расширения нефти, ; - плотность нефти при температуре 20,

.

Вязкость нефти при температуре перекачке определяется по формуле

(1.2)

k - эмпирический коэффициент;

-кинематическая вязкость перекачиваемой нефти при 20⁰С,

;

-кинематическая вязкость перекачиваемой нефти при 50⁰С,

;

(1.3)

,

.

Давление насыщенных паров нефти, при температуре начала кипения T_н.к. = 46,5⁰С

1.3 Выбор насосов станций и их роторов

По заданной производительности нефтепровода и расчетной плотности нефти определяем расчетную и максимальную подачу ГНПС:

(1.4)

где N- число рабочих дней нефтепровода в году.

Принимаем N = 355 дней.

.

Максимальная подача

(1.5)

где - коэффициент резерва пропускной способности нефтепровода определяемый в зависимости от величины трубопровода, .

.

Для перекачки нефти в рабочей зоне подач соответствующим максимальным значениям КПД насосов, по найденным значениям Q и Q_max выбираем насос типа НМ из сортамента насосов, с номинальной подачей Q_ном. так, чтобы выполнялись следующие условия:

Q>0,8Q_ном., (1.6)

Q_max<1,2Q_ном. (1.7)

Принимаем насос НМ 7000-210, ротор 1,0. D₂=450 мм.

Определим напор при расчетной подаче по формуле

(1.8)

где а, b - эмпирические коэффициенты, взятые в [1]

Для создания необходимого напора на линии всасывания для бескавитационной работы насоса, необходимо подобрать подпорный насос. Подача подпорной насосной станции должна равняться подаче предварительно выбранных основных насосов. Принимаем два насоса НПВ 3600-90, D₂=550 мм.

Таблица 1.1 - Данные по выбранным насосам [1]

Марка насоса	Подача, м3/ч	Частота вращ., об/мин	Доп. кавит. запас, м	Диаметр рабочего колеса D2, мм	Диаметр входного патрубка Dвх, мм	Коэффициенты H(Q) характеристики насоса по формуле (1.8)	Коэффициенты з(Q) характеристики насоса по формуле (1.27)	Электродвигатель	Мощность, кВт
НПВ 3600-90	3600	1500	4,8	550	408	a= 104,1 b=2,974910-6	k1=5,4840·10-2 k2= -1,0583·10-5 k3=4,9720·10-10	ВАОВ500L-4У1	400
НМ 7000-210	7000	3000	50	450	512	a=262,5 b=1,817310-6	k1=2,6881·10-2 k2= -2,0512·10-6 k3=3,9694·10-12	СТДП2000-2УХЛ 4	2000

Определим напор при расчетной подаче по формуле (1.8)

Выбираем схему с двумя параллельно соединенными подпорными насосами.

Количество основных насосов, при их последовательном соединении, определяется в зависимости от развиваемого напора. Зная напор на линии всасывания, создаваемый подпорным насосом, определим напор на выходе станции Н_НС, затем по найденным значениям Н_НС определим давление в трубопроводе Р_т и сравним его с рекомендуемым давлением Р_раб для расчетной производительности

(1.9)

где - внутристанционные потери на линии нагнетания равные 5 м.

Определим напоры на выходе станции при различных количествах магистральных насосов, воспользовавшись формулой (1.9)

при 2-х насосах:

при 3-х насосах:

Определим давление в трубопроводе в зависимости от найденных напоров на выходе станции по формуле

(1.10)

при 2-х насосах:

при 3-х насосах:

Выбираем рабочее давление Р_T =4,01 МПа. Данное давление создаётся при подключении двух магистральных насосов типоразмера НМ 7000-210 и двух подпорных насосов типоразмера НПВ 3600-90.

В соответствии с таблицей А2 приложения А определяем рабочее давление в трубопроводе диаметром 1220 мм

Р_раб=5,1…5,5 МПа

Поскольку Р_T<P_раб, можно сделать вывод, что выбранная схема подключения подходит по условию работы трубопровода.

1.4 Расчет предельного значения вязкости

Определим предельное значение вязкости и сравним его с расчетным значением, чтобы выявить, есть ли необходимость пересчета характеристик насосов с воды на нефть.

В методике пересчета характеристик магистральных центробежных насосов в качестве параметра, характеризующего ее течение в колесе, используется число Рейнольдса в насосе

(1.11)

где n - число оборотов ротора в час.

Пересчет характеристики с воды на вязкую нефть необходим, если данная величина превышает величину переходного числа Рейнольдса, вычисляемого по формуле

(1.12)

где n_s - коэффициент быстроходности насоса, n_s = 211.

В пересчете характеристик насоса с воды на нефть нет необходимости.

1.5 Выбор трубы

По таблице А2 определяем следующие характеристики трубы:

- марка стали 08ГБЮ;

- коэффициент надежности по материалу К₁=1,4;

- временное сопротивление у_вр = 510 МПа;

- рабочее давление 5,4 - 7,4 МПа.

Определяем толщину стенки трубы при рабочем давлении в трубопроводе:

, (1.13)

где n₁ - коэффициент надежности по нагрузке, n₁ = 1,1;

Р_T - давление в трубопроводе, Па;

Д_н - наружный диаметр трубопровода, м;

R₁ - расчетное сопротивление, Па;

, (1.14)

где R₁^н - нормативное сопротивление стали, R₁^н=510 МПа;

m_о - коэффициент условий работы трубопровода 0,9;

К₁ - коэффициент надежности по материалу, К₁ = 1,4;

К_н - коэффициент надежности по назначению трубопровода, К_н = 1,05.

Определим внутренний диаметр трубы по формуле:

1.6 Определение полных потерь напора в трубопроводе

Полные потери напора в трубопроводе складываются из потерь на трение по длине трубопровода h_ТР, разности геодезических отметокZ и напора в конце трубопровода Нк:

(1.15)

Для определения потерь на трение по длине трубопровода необходимо определить число Рейнольдса и вычислить коэффициент гидравлического сопротивления по формулам:



(1.16)

где Q - расчетная подача ГНПС, м³/час;

Д_ВН - внутренний диаметр трубопровода, м;

н - расчетная вязкость, м² /с.

Для того чтобы определить режим течения в трубопроводе, необходимый для расчета коэффициента гидравлического сопротивления, определим критические значения Рейнольдса по формулам

где Д_э - эквивалентная шероховатость труб после; нескольких лет эксплуатации Д_э=0,2 мм.

Так как 2320< Re < ReI, имеет место режим гидравлически гладких труб. Величину коэффициента гидравлического сопротивления вычисляем по формуле Блазиуса

(1.17)

Рассчитаем потери на трение в нефтепроводе по формуле

(1.18)

где L - длина трубопровода, м;

х - скорость течения нефти, м/с, определяемая по формуле



(1.19)

Таким образом, потери на трение будут равны:

По формуле (1.15) определим полные потери напора в трубопроводе

1.7 Проверка правильности выбора подпорных насосов НПС

Определим всасывающие способности основного и подпорного насосов:

. (1.20)

(1.21)

где Р_а - атмосферное давление, Р_а = 101325 Па.

и - скорости потоков во входных патрубках, соответственно, основного и подпорного насосов, м/с, которые можно определить по формулам:

(1.22)

(1.23)

Всасывающие способности насосов:

Условия правильного выбора подпорного насоса:

а)

Н_п=79,4 м,

Условие а) выполняется.

б)

= 4,8 м,

.

Условие б) выполняется.

Поскольку оба условия выполняются, подпорный насос выбран верно.

1.8 Проверка правильности выбора основных насосов

Проверка выполняется по условиям сохранения прочности трубопровода и корпуса насоса.

а) ,

где - допустимое давление в насосе, =7,5МПа.



Условие а) выполняется.

б)

где - допустимое давление в трубопроводе, МПа;

(1.24)

Условие б) выполняется.

Поскольку оба условия выполняются, магистральные насосы выбраны верно.

1.9 Выбор электродвигателей насосов

Подбор электродвигателей для привода насосов будем осуществлять по мощности и частоте вращения вала насоса при максимально возможной производительности. Мощность электродвигателя основного насоса определим по формуле:

(1.25)

где з_Д - КПД двигателя; для электродвигателей з_Д = 0,97;

k_з - коэффициент запаса, k_з = 1,1 ;

з_М - КПД магистрального насоса.

Мощность электродвигателя подпорного насоса определим по формуле:

(1.26)

С учетом полученных результатов в качестве привода основного насоса выбираем двигатель CТДП 5000-2УХЛ 4, с мощностью 5000 кВт, частотой оборотов 3000 об/мин. Для привода подпорного насоса выбираем двигатель ВАОВ710L-4У1 с мощностью 1250 кВт и частотой вращения 1500 об/мин.



2. Выбор оборудования узлов НПС

2.1 Выбор типа и количества предохранительных клапанов

На НПС с резервуарным парком (РП) должны устанавливаться узлы с предохранительными устройствами для защиты оборудования станции и трубопроводов от разрушения при резком повышении давления, чаще всего применяют предохранительные клапаны. При повышении в системе давления выше допустимого предохранительные клапаны автоматически открываются, и сбрасывают необходимый избыток жидкости, после окончания сброса, давление снижается до величины меньшей давления срабатывания предохранительных клапанов, клапаны автоматически закрываются до тех пор, пока давление в системе не станет вновь выше допустимого. Узел предохранительных устройств №1 устанавливается между фильтрами - грязеуловителями и узлом учета нефти, узел №2 - между подпорной и магистральной насосными.

Количество предохранительных клапанов определяется исходя из требуемой пропускной способности узла Q_тр и пропускной способности одного клапана:

, (2.1)

где Q - требуемая пропускная способность узла, принимаемая для узла №1 равной максимальному расходу жидкости Q_max = 6340 м³/ч, а для №2 - 70% расхода через станцию;

Q_кл - пропускная способность одного клапана.

, (2.2)



где P₁ - давление срабатывания клапана, Па;

Р₂ - давление за клапаном, МПа;

К_v - коэффициент пропускной способности предохранительного клапана, м³/ч.

(2.3)

где Р_т - рабочее давление в трубопроводе;

n₁ - коэффициент надежности по нагрузке (рабочему давлению трубопровода) n₁ = 1,1;

, (2.4)

где Р_гид = 0,03 МПа - потери давления между клапаном и резервуаром;

?Z - разность геодезических отметок наивысшей точки линии сброса нефти и площадки предохранительных клапанов (можно принять ?Z = 4 м) [3].

Выбираем предохранительные клапаны типа СППК 4-64 P_р?6,3 МПа с условным диаметром входного патрубка 50 мм, условным диаметром выходного патрубка 80 мм, с коэффициентом пропускной способности К_v=23 м³/ч [4]

Пропускная способность одного предохранительного клапана согласно формуле (2.2)

Определим необходимое количество предохранительных клапанов на первом узле

Количество клапанов на первом узле принимаем в количестве 4 рабочих и добавляем один резервный, в итоге первый узел предохранительных устройств будет иметь 5 клапанов СППК 4 - 64 с условным диаметром входного патрубка 50 мм и выходного патрубка 80 мм.

Определим необходимое количество предохранительных клапанов на втором узле, расположенном между подпорной насосной и узлом учета нефти:

4

Количество клапанов на втором узле принимаем в количестве 4 рабочих и добавляем один резервный, в итоге на втором узле предохранительных устройств будет 5 клапана СППК 4 - 64 с условным диаметром входного патрубка 50 мм и выходного патрубка 80 мм.

До и после каждого предохранительного клапана устанавливаем отключающие задвижки с ручным приводом. Таким образом, на первом и втором узлах устанавливаем по 5 задвижек с условным диаметром 50 мм и 5 задвижек с условным диаметром 80 мм.

2.2 Выбор типа и количества регуляторов давления

Регулирующие устройства используются, как составная часть в комплексе мероприятий по ограничению давлений в магистральных нефтепроводах совместно с устройствами защиты и не предназначены для поддержания давления при любых возмущениях, которые могут возникнуть в нефтепроводах.

Схема узла регулирования представлена на рисунке 2.2:



Рисунок 2.2 - Технологическая схема узла регулирования давления.

Выбор количества и условного диаметра регулирующих устройств определяется для рабочего режима трубопровода, при котором исполнительные устройства находятся в полностью открытом положении и потери давления на них не превышают 0,02 МПа.

Для определения суммарного коэффициента пропускной способности исполнительных устройств воспользуемся формулой:

(2.5)

где Q - производительность МН, м³/ч;

n - коэффициент запаса, равный 1,2;

Р - потери давления в регулирующем устройстве, принимаемые для экономичности перекачки не более 0,02-0,3 МПа;

- плотность жидкости, т/м³.

Необходимое количество устройств определим по формуле



(2.6)

где К_V - условная пропускная способность устройства регулирования.

В качестве устройства регулирования выбираем двухседельные клапаны с условным диаметром 150 мм. Данным регуляторам соответствует условная пропускная способность 400 м³/ч.

Таким образом, число регуляторов будет равно

Окончательно принимаем 3 двухседельных клапана с условным диаметром 150 мм, Р_доп = 4 МПа. Для узла регулирования предусматриваем 6 задвижек с электроприводом.

2.3 Выбор типа и количества турбинных преобразователей расхода

Технологическая схема УУН на каждом объекте обязательно включает в себя так называемый блок измерительных линий (БИЛ). БИЛ включает входной и выходной коллекторы, между которыми расположены измерительные линии. Одна из измерительных линий используется в качестве контрольной для контроля метрологических характеристик преобразователей расхода на рабочих измерительных линиях. Контрольная измерительная линия может использоваться в качестве резервной линии при отказе одной из рабочих линий, если на ней установлен такой же преобразователь расхода, как и на рабочей.

На узлах учёта существующих станций будем использовать турбинные счётчики. Согласно таблице А3 приложения А выбираем по критерию вязкости нефти турбинные счетчики МИГ, рассчитанные на кинематическую вязкость 1-100 сСт. На станциях на узлах учёта нефти (УУН) применяют несколько счётчиков на параллельных измерительных линиях.

Рисунок 2.3. - Схема основной и резервной лини узла учёта

По таблице А4 приложения А [6] выбираем преобразователь расхода турбинный МИГ с пропускной способностью 4000 м³/ч, условным диаметром Д_у=400 мм.

Число рабочих измерительных линий определим по формуле:

(2.7)

где Q_max - максимальная возможная подача, м ³/ч;

Q_В - максимальный расход через один счетчик, м ³/ч;

Число резервных измерительных линий должно приниматься 30-50% от числа рабочих. Принимаем число резервных линий равное одной. Общее число измерительных линий должно быть не более десяти. В нашем случае, оно равно семи. В УУН, так же, предусматривается одна контрольная измерительная линия. Таким образом, число измерительных линий равно 5.

2.4 Выбор типа и количества фильтров-грязеуловителей

При разработке технологической схемы узла учета необходимо предусматривать очистку жидкости от механических примесей. Для этих целей используются сетчатые фильтры. Система фильтрации на НПС с емкостью должна состоять из горизонтальных решетчатых фильтров-грязеуловителей. Характеристика фильтров приведена в таблице А5 приложения А [7].

В соответствии с [8], принимаем два рабочих фильтра и один резервный, совместимые с диаметром Д_у=700 мм типа САНЕМА-ФНО-1200-4,0.

2.5 Выбор типа, объема и количества резервуаров

Объем резервуарного парка на ГНПС ЭУ составляет 0,3-0,5 суточной производительности станции. Количество и объем резервуаров определим по минимальным затратам на строительство резервуарного парка. Общие затраты будут состоять из капитальных вложений в резервуары и трубопроводную обвязку.

Выбираем вертикальный стальной резервуар типа РВСП объемом

10 тыс. м³, с коэффициентом использования 0,72.

Определим необходимое их количество по формуле:

, (2.8)

где V_п - объем резервуарного парка, м³;

з - коэффициент использования емкости;

V_Р - объем резервуара, м;

Округляем полученное число в большую сторону. Следовательно, на рассматриваемой ГНПС установим четыре вертикальных стальных резервуара объемом 20 тыс. м³. Обвязка резервуаров будет двухпроводной (по исходным данным проекта).



2.6 Система дренажа, сбора утечек и резервуары сборники

Система дренажа предназначена для освобождения технологического оборудования от нефти путем открытия дренажных задвижек. Система сбора утечек предназначена для отвода нефти, вытекающей из оборудования. Сбор утечек, дренаж технологического оборудования на рассматриваемой ПНПС с емкостью осуществляется по отдельным трубопроводам в подземные горизонтальные резервуары сборники нефти (ЕП-40).

Емкость резервуаров - сборников приема нефти от систем сбора утечек и дренажа должна быть для НПС с емкостью на нефтепроводе диаметром 720-1220 мм - 80 м³, количество резервуаров - 2.

Опорожнение резервуаров на НПС с емкостью выполняется погружными электронасосами нефтяного ряда типа 12НА9х4 в исполнении для взрывоопасных производств, устанавливаемых на люках каждого резервуара.



3. Регулирование режимов работы станции

3.1 Определение аппроксимационных коэффициентов напорных характеристик насосов и станции

В пункте 1.3 при выборе насосов станции мы пользовались табличными значениями аппроксимационных коэффициентов напорных характеристик. Определим эти коэффициенты по паспортным кривым насосов, представленных в приложении Б, с использованием формул [3]

(3.1)

(3.2)

где a, b - искомые коэффициенты;

Н₁, Н₂ - значения напоров для точек 1 и 2 в диапазоне расхода от 0,8Q_ном до 1,2Q_ном;

Q₁, Q₂ - значения подач для тех же точек.

Определим аппроксимационные коэффициенты для характеристики:

- НПВ 3600-90, Д₂=550 мм:

Определим напор при расчетной подаче по формуле (1.8)

Отклонение данного напора от полученного в пункте 1.3 вычислим по формуле:

(3.3)

Данное отклонение невелико и находится в пределах инженерной погрешности. Поэтому для дальнейших расчетов мы можем пользоваться табличными значениями коэффициентов для напорной характеристики подпорного насоса.

- НМ 7000-210 с ротором на 1,0:

Определим напор при расчетной подаче по формуле (1.8)

Отклонение данного напора от полученного в пункте 1.3 вычислим по формуле (3.3):

Данное отклонение невелико и находится в пределах инженерной погрешности. Поэтому для дальнейших расчетов мы можем пользоваться табличными значениями коэффициентов для напорной характеристики подпорного насоса.

Напор на выходе станции при принятой схеме включения был рассчитан в пункте 1.3 по формуле (1.8) и равен .

Определим аппроксимационные коэффициенты для характеристики станции:

(3.4)

(3.5)

Вычислим напорную характеристику станции:



Отклонение данного напора от полученного в пункте 1.3 вычислим по формуле (3.3):

Данное отклонение невелико и находится в пределах инженерной погрешности. Поэтому для дальнейших расчетов мы можем пользоваться табличными значениями коэффициентов для напорной характеристики подпорного насоса.

Определим излишний напор станции ДН:

3.2 Рассмотрение различных методов регулирования работы станции. Выбор метода регулирования

3.2.1 Регулирование методом обточки рабочих колёс

Обточка рабочих колёс магистральных насосов по наружному диаметру применяется в трубопроводном транспорте нефти достаточно часто.

Предел обточки колёс приведён в таблице А.4 (смотреть Приложение А).

Определим напор подпорного и основного насосов, при котором напор на выходе станции равен требуемому:

Определим диаметр рабочего колеса подпорного и основного насосов после обточки:



(3.6)

где

Выражение (3.1) в нашем случае не имеет рационального смысла, так как под корнем получается отрицательное число, следовательно, обточка рабочего колеса подпорного насоса недопустима.

(3.7)

где

Установим допустимость требуемой обточки рабочего колеса основного насоса по таблице А.4 (смотреть приложение А):

Полученный процент обточки рабочего колеса основного насоса не попадает в допустимый промежуток предела обточки рабочего колеса для данного насоса, следовательно, обточка рабочего колеса насоса недопустима.

Итак, в нашем случае недопустимы обточки рабочих колёс основного и подпорного насосов, следовательно, данный метод неприменим.

3.2.2 Регулирование методом изменения частоты вращения роторов

Данный метод является прогрессивным и экономичным методом регулирования.

Вычислим частоту вращения роторов подпорных и основных насосов, учитывая, что параметры работы насосов при этом изменяются так же, как и при обточке рабочих колёс.

Для подпорных насосов:

данное выражение, как и выражение (3.1), не имеет смысла, следовательно, частоту вращения ротора подпорного насоса изменять нельзя.

Для основных насосов:

Установим требуемый диапазон регулирования частоты вращения и подберём электродвигатели насосов требуемой мощности с необходимым диапазоном регулирования.

Данному диапазону соответствует двигатель, выбранный в п. 1.9.

Определим аппроксимационные коэффициенты напорной характеристики станции после регулирования:



Вычислим напорную характеристику станции:

Определим потребляемую мощность электродвигателями станции при изменении частоты вращения основных насосов:

где

3.2.3 Регулирование методом байпасирования

Метод байпасирования применяется в основном на головных станциях. Он заключается в перепуске части жидкости во всасывающую линию насосов.

Определим расход нефти, перепускаемой по байпасу, необходимый для уменьшения напора станции на :

Определим напор насосов и станции после регулирования при большей подаче:

3.2.4 Другие методы регулирования

Метод дросселирования.

Данный метод применяется на практике сравнительно часто, хотя и не является экономичным. Он основан на частичном перекрытии потока нефти на выходе из насосной станции, то есть на создании дополнительного гидравлического сопротивления. Данный метод не рекомендуется из-за возможного перерасхода энергии станции вследствие изменения КПД насосов и существования опасности перегрузки приводов насосов.

Метод регулирования путём изменения количества работающих насосов.

При использовании этого метода достигаемый результат зависит не только от схемы соединения насосов, но и от крутизны характеристики трубопровода. В нашём случае данный метод неприменим, так как при уменьшении или увеличении числа насосов возникает вероятность невыполнения условия по рабочему давлению в трубопроводе.

Метод регулирования путём применения противотурбулентных присадок.

В нашём случае данный метод неприменим, так как в техническом задании не оговорены его условия.

Метод регулирования с помощью сменных роторов.

Применение сменных роторов наиболее эффективно на начальной стадии эксплуатации нефтепровода, когда система «НПС - трубопровод» не выведена на проектную мощность. Данный метод к рассмотрению учитывать не будем, так были выбраны ранее те сменные роторы магистральных насосов, которые отвечают требованиям эксплуатации по давлению.



3.3 Выбор метода регулирования

Принимаем метод регулирования - изменение частоты вращения вала насоса. Данный метод относится к методам плавного регулирования. Применение плавного метода регулирования частоты вращения роторов насосов на ГНПС магистральных нефтепроводов облегчает синхронизацию работы станции, позволяет полностью исключить обточку рабочих колёс, применение сменных роторов, а также избежать гидравлических ударов в нефтепроводе. При этом сокращается время запуска и остановки насосных агрегатов.



4. Технологическая схема станции

4.1 Выбор обратных клапанов, задвижек, шаровых кранов

Задвижки, шаровые краны, обратные клапана являются разновидностью арматуры, которая предназначена для управления потока жидкости по трубопроводу.

Основываясь на многолетнем практическом опыте в нефтяной промышленности на данном этапе расчетов для проектируемой станции нам нужно выбрать необходимое количество и тип арматуры из представленного сортамента:

- На узел подключения к магистрали необходимо установить шиберные задвижки с условным давлением Р_У = 6,3 МПа в количестве 10 штук.

- В системе фильтров - грязеуловителей выбираем шиберные задвижки с электроприводом в количестве 6 штук.

- До и после каждого предохранительного клапана устанавливаем отключающие задвижки с ручным приводом. На первом узле 8 задвижек, и на втором 6 задвижек. При эксплуатации задвижки должны быть опломбированы в открытом положении, задвижки резервных клапанов должны быть закрыты.

- Для узлов учёта предусмотрим 20 задвижек с электроприводом.

- Для распределения потока нефти по резервуарам потребуется 16 задвижек с электроприводом.

- На нагнетательных и всасывающих линиях магистральных насосов используются шиберные задвижки с электроприводом с условным давлением Р_У = 7,5 МПа.

- Всасывающие и нагнетательные линии подпорных насосов оснащены шиберными задвижками с электроприводом с условным давлением Р_У = 1,6 МПа.

4.2 Выбор диаметра технологического трубопровода

труба насос нефтеперекачивающий станция

Диаметр технологического трубопровода определяются по формуле

(4.1)

где Q - производительность станции, Q = 5763 м³/ч;

V - скорость нефти в трубопроводе, во всасывающих и самотечных трубопроводах - 0,5 - 1,5 м/с, в нагнетательных трубопроводах - 0,5 - 7,0 м/с.

Определим диапазон возможных диаметров для всасывающих трубопроводов:

Из сортамента труб выбираем трубу с диаметром 1220х10 мм.

Определим диапазон возможных диаметров для нагнетательного трубопровода:

Из сортамента труб выбираем трубу с диаметром 1220х10 мм.



5. Описание направлений потоков нефти и положения задвижек в установившемся режиме перекачки

В установившемся режиме перекачки нефть, поступая с предыдущей станции, проходит узел подключения магистрали. В штатном режиме работы станции задвижки 1, 2 и 51 открыты, закрыты задвижки 52, 54, 55, 56, 57 и 60. При приеме очистного или диагностического устройства открываются 52 и 54 задвижки, а 1 задвижка закрывается. При пуске очистного или диагностического устройства открываются 57 и 60 задвижки, а 51 задвижка закрывается. Далее поток нефти проходит систему фильтров - грязеуловителей, при этом задвижки 3, 5, 6, 8 открыты, а 9 и 11 задвижка закрыта. При замене одного из фильтров - грязеуловителей, задвижка 9 и 11 открываются, а задвижки 3, 5 или 6, 8 закрываются (в зависимости от заменяемого фильтра). Далее поток нефти проходит через площадку предохранительных клапанов где, в установившемся режиме задвижки должны быть опломбированы в открытом положении, кроме задвижек, резервных клапанов, которые должны быть закрыты.

При повышении давления предохранительный клапан открывается, и часть нефти сбрасывается в резервуары для сброса, до тех пор пока давление вновь не снизится. После площадки предохранительных клапанов нефть проходит через узел учета нефти, затем нефть попадает в резервуарный парк.

В зависимости от того, какой резервуар будет заполняться, открываются (закрываются) соответствующие задвижки. Для заполнения первого резервуара необходимо открыть задвижку 16, а задвижки с 17 по 31, а также 32 должны быть закрыты. Для заполнения второго резервуара необходимо открыть задвижку 23, а задвижки с 16 по 31 (кроме 23), а также 32 должны быть закрыты. Для заполнения третьего резервуара необходимо открыть задвижку 24, а задвижки с 16 по 31 (кроме 24), а также 32 должны быть закрыты. При заполнении четвертого резервуара необходимо открыть задвижку 31, а задвижки с 16 по 30, а также 32 должны быть закрыты. Откачка из резервуаров ведется при открытой задвижки 33 и задвижки 19 для первого резервуара, 33 и 20 для второго, 33 и 27 для третьего, 33 и 28 для четвертого соответственно.

Далее нефть подается на всасывающую линию подпорных насосов. Так как два подпорных насоса рабочих, а третий резервный, то задвижки 35 и 38 резервного насоса находятся в закрытом положении, но для осуществления внутрипарковой перекачки из резервуара в резервуар независимо от работы насосных (как подпорной, так и основной), в открытом положении находятся задвижки 36 и 34, а так же задвижки резервуаров: 17 для закачки в первый резервуар, 22 для закачки во второй резервуар, 25 для закачки в третий резервуар и 30 для закачки в четвертый резервуар. Для откачки открыты задвижки: 18 из первого резервуара, 21 из второго резервуара, 26 из третьего резервуара и 29 из четвертого резервуара. Задвижки 40 и 43, рабочих подпорных насосов находятся в открытом положении.

Затем поток нефти проходит узел учета и попадает в магистральные насосы основной насосной станции. Так как один насос резервный, то задвижки 46 и 45 закрыты, а задвижки с 47 по 50 находятся в открытом положении.

Далее при открытой задвижки 51 поток нефти, минуя камеру пуска скребка, поступает в магистраль.



Библиографический список

1 Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепродуктов. Учебное пособие для ВУЗов. - Уфа: ООО «Дизайн - ПолиграфСервис», 2002. - 658 с.

2 Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов.

3 Типовые технологические решения по проектированию НПС.

4 Материал для практических занятий.

5 Оформление текстовых документов. Учебно-методическое пособие. - Омск, 2007. - 39 с.



Приложение



Размещено на Allbest.ru