Расчеты по проектированию головной нефтеперекачивающей станции эксплуатационного участка

Размещено на http://www.allbest.ru/

Техническое задание

На основании исходных данных, выполнить проект Головной НПС эксплуатационного участка.

Выбрать и рассчитать основное оборудование НПС.

Произвести подбор оборудования узлов НПС.

На основании расчетов выбрать оптимальный режим регулирования станции.

На основании расчетов и выбранного оборудования выполнить технологическую схему станции.

Исходные данные:

- производительность нефтепровода: G - 12 млн т /г;

- длина трубопровода: L - 140 км;

- разность геодезических отметок начала и конца нефтепровода: ?Z = 5м;

- геодезические отметки резервуарного парка, подпорной и основной насосной, соответственно: Z_P = 21м, Z_П = 17м, Z_O = 19м;

- месторождение нефти, а, следовательно ее плотность и вязкость: с₂₀ = 844 кг/м³, н₂₀ = 20 сСт, н₅₀ = 3,7 сСт ;

- схема перекачки в соответствии с темой проекта: постанционная;

- температура перекачки: t =4,7 ? С;

- внутристанционные потери на линии соответственно нагнетания и всасывания основной станции: h_ВН =15м. h_ВС=10м.;

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

- минимальная высота взлива в резервуарах: h₀ = 1 м.

трубопровод ротор нефть клапан

Аннотация

В курсовом проекте, производятся основные расчеты по проектированию головной нефтеперекачивающей станции эксплуатационного участка.

На основании расчетов, произведен выбор основного оборудования нефтеперекачивающей станции, ее основных узлов, а также произведен подбор комплектующих.

Произведен выбор метода регулирования режима работы станции.

На основании расчетов и выбранного оборудования составлена технологическая схема станции.

Содержание

Введение

1. Выбор основного оборудования ГНПС ЭУ магистрального нефтепровода

1.1 Выбор наружного диаметра и рабочего давления трубопровода

1.2 Определение плотности и вязкости нефти при температуре перекачки

1.3 Выбор насосов станции и их роторов

1.4 Расчет предельного значения вязкости

1.5 Выбор и расчет параметров трубы

1.6 Определение полных потерь напора в трубопроводе

1.7 Проверка правильности выбора подпорных насосов

1.8 Проверка правильности выбора основных насосов

1.9 Выбор электродвигателей насосов

2. Выбор оборудования, узлов и агрегатов НПС

2.1 Выбор типа и количества фильтров - грязеуловителей

2.2 Выбор типа и количества предохранительных клапанов

2.3 Выбор типа и количества регулирующих устройств

2.4 Разработка узла учета нефти

2.5 Выбор типа и количества резервуаров станции

2.6 Система дренажа, сбора утечек и резервуары - сборники

3. Регулирование режимов работы станции

3.1 Вычисление мощности, потребляемой электродвигателями станции до регулирования

3.2 Определение аппроксимационные коэффициенты напорных характеристик насосов и станции

3.3 Расчет режима работы станции при регулировании методом обточки рабочих колес

3.4 Расчет режима работы станции при изменении частоты вращения роторов

3.5 Рассчит режима работы станции при регулировании методом байпасирования

3.6 Рассчит режима работы станции при регулировании методом дросселирования

3.7 Оценка эффективности методов регулирования

4. Выбор обратных клапанов, задвижек и шаровых кранов

5. Описание направлений потоков нефти и положение задвижек в штатном режиме перекачки

Заключение

Список используемо литературы и технической документации

Приложение А

Приложение Б

Приложение В

Введенние

Принципиальная технологическая схема имеет вид:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1. Принципиальная технологическая схема ГНПС ЭУ (двухпроводная).

Основные узлы ГНПС ЭУ.

ГНПС включает в себя следующие объекты основного технологического

оборудования:

1) Резервуарный парк - РП;

2) Подпорную насосную станцию - ПНС;

3) Основную насосную станцию - НС;

4) Узел учета нефти №1 - УУ №1;

5) Узел предохранительных устройств - УП;

6) Узел регулирования давления - УР;

7) Узел подключения станции к трубопроводу - УМ;

8) Узел подключения промысла - УПП;

- задвижка с ручным приводом;

- фильтр сетчатый;

- открытый клапан с демпфером;

- магистральный насос горизонтальный с электродвигателем;

- обратный клапан;

Назначение отдельных узлов станции

Нефть с предшествующей НПС от УМ и с промыслов от УПП, проходит последовательно УП, УУ и поступает в РП. Из РП нефть отбирается насосами ПНС и через вторые узлы УП и УУ, с требуемым напором подается на всас насосов НС. 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 повышении давления в трубопроводе вше максимально допустимого значения.

УУ - предназначен для измерения количества поступающей нефти на станцию и подаваемой в МН. На ГНПС ЭУ оба узла УУ используются для котроля.

Коммерческий УУ устанавливается на территории сдающей стороны на расстоянии не более 800м от узла УПП. Контроль над приемосдаточными операциями осуществляется непосредственно обученным персоналом принимаемой стороны.

РП - предназначен для обеспечения ритмичной и бесперебойной работы трубопровода при авариях на промыслах и отдельных участках магистрали, а так же 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 вод 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 подключения к магистральному нефтепроводу, с установленными на нем: камеры приема СОД и камеры запуска СОД (средства отчистки и диагностики).

1. Выбор основного оборудования ГНПС ЭУ магистрального нефтепровода

На данном этапе целью расчетов является, выбор насосно-силовых агрегатов

Основной и подпорной станции ГНПС ЭУ, из производительности нефтепровода G=12 млн.т/год, длины нефтепровода L=140км., разности геодезических отметок конца и начала нефтепровода ?Z=5 м., температуры перекачки

t=4,7 ? C, напора вконце трубопровода Н=40м., геодезическая отметка соответственно резервуарного парка, подпорной и основной станции Z_P = 21м,

Z_П = 17м и Z_O = 19м.

1.1 Выбор наружного диаметра и рабочего давления трубопровода

Наружный диаметр D_н выбираем из предложенного сортамента труб, исходя из заданной производительности G=12млн.т./год, в соответствии с Таблицей №1 (смотреть приложение А).

Выбираем трубу с наружным диаметром D_н=720мм. и рабочим давлением

Р_раб=5,6-6,1 МПа.

1.2 Определение плотности и вязкости нефти при температуре перекачки

Определяем плотность перекачиваемой нефти при заданной температуре перекачки:

,

где - коэффициент объемного расширения нефти. Определяем по Таблице №2 (смотреть приложение А), ;

- плотность нефти при 20 ? С,

Определяем вязкость перекачиваемой нефти при заданной температуре перекачки:

,

.

k - коэффициент крутизны вискограммы, 1/К;

н? - кинематическая вязкость при температуре 20 ? С.

1.3 Выбор насосов станции и их роторов

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

где N - число рабочих дней нефтепровода в году. Принимаем N=357дней, в соответствии с Таблицей №3 (смотреть приложение А);

,

 где k_п - коэффициент резерва пропускной способности нефтепровода, определяемый в зависимости от величины трубопровода. Для магистрального трубопровода принимаем k_п=1,1.

Для перекачки нефти в рабочей зоне подач соответствующим максимальным значениям КПД насосов, по вычисленным значениям Q_P и Q_max выбираем насосы из сортамента насосов, Таблицей №4 и Таблица №5 (смотреть приложение А), с номинальной подачей Q_ном так, чтобы выполнялись следующие условия:

Q_Р>0,8Q_НОМ и Q_max<1,2Q_НОМ

Данным условиям соответствует:

- Основной насос: НМ 1800-240 с номинальной подачей Q_НОМ=1800м.³, напором Н=240м.(исполнение ротора №1, D₂=440мм.) и напором Н=150м.(исполнение ротора №2, D₂=400мм.)

Q_Р=1638,7>0,8Q_НОМ=1440; Q_max=1802,57<1,2Q_НОМ=2160.

.

Для создания необходимого напора на линии всасывания, для бескавитационной работы основного насоса, необходимо подобрать подпорный насос. Подача подпорной насосной станции должна равняться подаче выбранных основных насосов.

- Подпорный насос: НПВ 600-60 с номинальной подачей Q_ном=600м³/ч. и напо-

ром Н=55м. принимаем следующую расстановку насосов: три в работе, один в резерве, соединение параллельное.

Нам известно, что

=? , а

Q_Р=546,23>0,8Q_НОМ=480; Q_max=600,86<1,2Q_НОМ=720.

D₂=445мм. Н_п=55,9м., при Q_P=1638,7м³/ч.

Количество основных насосов, при их последовательном соединении, определяется в зависимости от развиваемого напора. Зная напор на линии всасывания Н_п, создаваемый подпорными насосами, определяем напор на выходе станции Н_нс. По вычисленным значениям Н_нс определяем давление в трубопроводе и сравниваем его с рекомендуемым давлением Р_раб для расчетной производительности (Р_раб?Р_Т):

Н_НС=Н_П + n_НН_Н - h_BH, где

h_ВН - внутристанционные потери на линии нагнетания, h_ВН=15м.

Определяем напоры на выходе станции при различных количествах магистральных насосов:

- при двух насосах НМ 1800-240 (исполнение ротора №1, D₂=440мм.)

- при двух насосах НМ 1800-240 (исполнение ротора №2, D₂=400мм.)

- при трех насосах НМ 1800-240 (исполнение ротора №1, D₂=440мм.)

- при трех насосах НМ 1800-240 (исполнение ротора №2, D₂=400мм.)

Определяем давление в трубопроводе в зависимости от найденных напоров на выходе станции:

- при двух насосах НМ 1800-240 (исполнение ротора №1, D₂=440мм.)

- при двух насосах НМ 1800-240 (исполнение ротора №2, D₂=400мм.)

- при трех насосах НМ 1800-240 (исполнение ротора №1, D₂=440мм.)

- при трех насосах НМ 1800-240 (исполнение ротора №2, D₂=400мм.)

Выбираем рабочее давление Р_Т=4,54МПа ротор основного D₂=440мм и соответствующее значение напора Н_НС=540,9м. Расстановку насосов принимаем следующей: ПНС - три в работе + один в резерве, параллельное соединение; основная НС - два в работе + один в резерве, последовательное соединение.

1.4 Расчет предельного значения вязкости

На данном этапе расчетов определяем предельное значение вязкости и сравниваем его с расчетным значением, чтобы выявить, требуется ли перерасчет характеристик насосов (Н, з, N и ?h_доп) с воды на нефть, так как в каталогах приводятся характеристики центробежных насосов снятых на воде при температуре 20 ? С. При перекачке маловязких нефтей и нефтепродуктов эти характеристики не изменяются. Однако с увеличением вязкости перекачиваемой жидкости, меняется давление насыщенных паров и значение кавитационного запаса, вследствие чего напорная характеристика и КПД насоса падают, а потребляемая мощность возрастает.

В методике расчета характеристик магистральных центробежных насосов в качестве параметра, характеризующего движение жидкости в рабочем колесе, используется число Рейнольдса. Данную методику применяем и для расчета характеристик подпорных насосов НПВ 600-60.

Для определения условной границы перехода режима течения жидкости из автомодельной области, в область зависящих от вязкости значений параметров насоса, находим переходное и граничное число Рейнольдса, Re_П и Re_ГР:

;

, где

n_s - коэффициент быстроходности насоса, равный

Подпорный насос: НПВ 600-60

Зная число Re_П, найдем предельное значение вязкости, начиная с которого необходимо вести перерасчет характеристик насоса:

, где

D₂ - наружный диаметр рабочего колеса, D₂=440мм.

Так как , то перерасчет характеристик насоса не требуется и данный тип насоса подходит для перекачки нефтепродукта с вязкостью .

Основной насос: НМ 1800-240



Зная число Re_П, найдем предельное значение вязкости, начиная с которого необходимо вести перерасчет характеристик насоса:

, где

D₂ - наружный диаметр рабочего колеса, D₂=440мм.

Так как , то перерасчет характеристик насоса не требуется и данный тип насоса подходит для перекачки нефтепродукта с вязкостью .

Практика показывает, что при работе на маловязкой нефти насосы имеют лучшую всасывающую способность (Н_S) и меньший допустимый кавитационный запас (?h_доп). Поэтому проведем расчет этих характеристик подпорного и основного насосов, при максимальных загрузках:

Подпорный насос: НПВ 600-60

Определяем допустимый кавитационный запас насоса на нефти :

,

где - паспортное значение допустимого кавитационного запаса для воды;

К_h - коэффициент запаса (К_h=);

и - поправки соответственно на температуру и вязкость перекачиваемой нефти.

При этом

;

.

- напор, соответствующий давлению насыщенных паров нефти P_S;

- скорость потока нефти во входном патрубке насоса;

- коэффициент сопротивления на входе в насос.

Скорость потока вычисляется по формле:

,

где - диаметр входного патрубка.

Коэффициент сопротивления при < определяется по

формуле:

,

При >9330 можно принять .

Вычисляем всасывающую способность подпорного насоса:

Основной насос: НМ 1800-240

,

;

;

,

где - диаметр входного патрубка.

Коэффициент сопротивления при <определяется по формуле

,

при >9330 принимаем 1 .

Вычисляем всасывающую способность основного насоса:



1.5 Выбор и расчет параметров трубы

Зная значение наружного диаметра трубопровода и давления в нем, выбираем марку стали трубы 08ГБЮ по Таблице №6 (смотреть приложение А).

Определяем толщину стенки трубы при рабочем давлении в трубопроводе 4,54МПа (пункт 1.3):

,

;

д - толщина стенки трубы;

n₁ - коэффициент надежности по нагрузке;

- расчетное сопротивление растяжения металла труб;

- нормативное сопротивление растяжению или сжатию металла труб, принимаемое равным (таб.6);

m - коэффициент условий работы трубопровода;

k₁ и k_Н - коэффициенты надежности соответственно по материалу и назначению трубопровода.

Принимаем: n₁ = 1,1 ч 1,15; m = 0,9; k₁ = 1,4 ч 1,47;

k_Н = 1,0 ч 1,05

Принимаем ближайшее большее по сортаменту значение для выбранной марки стали (табл.6)

для марки стали 08ГБЮ

Вычисляем внутренний диаметр трубы:

.

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 отметок ?Z и напора в конце трубопровода Н_К. При расчете магистрального нефтепровода, потери на местные сопротивления принимаются 2% от потерь на трение:

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

Определяем число Рейнольдса :

, где

скорость перекачки в существующем трубопроводе:

Q -расчетная подача ГНПС ЭУ, м³/ч;

D_ВН - внутренний диаметр трубопровода, м;

н - расчетная вязкость, м²/с.

Определим коэффициент гидравлического сопротивления по формуле

Альтшуля:

,

где Е - относительная шероховатость Е=?/D_вн, ?=0,02мм для новых труб.

Рассчитаем потери на трение в нефтепроводе:

, где

L - длина трубопровода, м.

Определяем полные потери напора в трубопроводе:

Сравниваем значения напора станции Н_НС и требуемого напора Н:

Н_НС должен быть равен или больше требуемого напора станции Н

Н_НС Н.

- условие выполняется.

1.7 Проверка правильности выбора подпорных насосов

Выбираем диаметр трубопровода на первом участке, от резервуара до задвижки перед фильтром длиной L₁ и диаметром d₁:



Уточняем значение ₁ после выбора диаметра для

:

Рекомендуемая скорость для всасывающих трубопроводов м/с;

Вычисляем скорость потока на втором участке, от задвижки перед фильтром до входа в подпорный насос длиной L₂=3м и диаметром d₂, равным диаметру входного патрубка подпорного насоса d_ВХ:

Находим числа Рейнольдса, соответствующие скоростям потока в трубопроводах на обоих участках:

где i=1, 2.

 Вычисляем коэффициенты гидравлического сопротивления в трубопроводах 1и 2 по формуле Альтшуля:

,

где Е - относительная шероховатость Е=?/D_вн, ?=0,02мм для новых труб.

Определяем потери давления по длине трубопроводов:

Вычисляем коэффициенты местных сопротивлений по следующим зависимостям:

для линзового компенсатора

;

для отвода 90⁰

;

для входа в вертикальный насос двустороннего всасывания



;

для диффузоров

;

при

для конфузора

, если d₁₃<d₁₂ (408<804)

Для остальных местных сопротивлений принимаем:

для выхода из резервуара ;

для фильтра нефти ;

для полностью открытой задвижки ;

для тройников на проход ;

для тройников с поворотом ;

для тройников на слиянии =3,0.

Определяем суммарный коэффициент местных сопротивлений для обоих участков:

,

.

Вычисляем потери напора на местные сопротивления:

.

Находим суммарные потери давления во всасывающих трубопроводах:

.

Проверяем правильность выбора подпорных насосов по всасывающей способности:

Если это условие не выполняется, то вычисляется величина заглубления насосов:

.

1.8 Проверка правильности выбора основных насосов

Проверка правильности выбора основных насосов производится по условиям сохранения прочности корпуса насоса и трубопровода:

[P_H] - допустимое рабочее давление корпуса насоса. Для магистральных насо- сов НМ с подачей 1800 м³/ч., Р_Н=7,4 МПа;

h - напор подпорных насосов, м;

n - число последовательно подключенных основных насосов;

- условие выполняется.

[P_доп.] - допустимое рабочее давление в нефтепроводе.

,

- условие выполняется.

Так как условия прочности, для насоса и трубопровода выполняются, то выбранные насосы удовлетворяют нашим требованиям.

Окончательно принимаем:

- для основной насосной станции:

насос марки НМ1800 - 240, исполнение ротора №1, с диаметром рабочего колеса 440мм., в количестве двух рабочих и одного резервного;

- для подпорной насосной станции:

насос марки НПВ600 - 60, с диаметром рабочего колеса 445мм., в количестве, трех рабочих и одного резервного.

1.9 Выбор электродвигателей насосов

Подбор электродвигателей для приводов насосов будем осуществлять по мощности и частоте вращения вала насоса при максимально возможной производительности, при условии , что N_двN_ном Таблица №7 и Таблица №8 (смотри приложение А).

N_дв.н=К и N_дв.п=К, где

n_П - число подпорных насосов;

з_H - КПД насоса, соответствующий Q_max;

К - коэффициент запаса мощности, равный

1,15 при N_ном < 500кВт и 1,1 при N_ном > 500 кВт;

Определяем мощность электродвигателя основного насоса:

N_двН=1532179 N_ном=1600000 - условие выполняется.

Определяем мощность электродвигателя подпорного насоса:

N_двП=122820 N_ном=400000 - условие выполняется.

С учетом полученных результатов выбираем Марки электродвигателей:

Основной СТД1600-2УХЛ4 (N=1600 кВт и n=3000 об/мин.);

Подпорный ВАОВ5604-У1 (N=400 кВт и n=1500 об/мин.).

2. Выбор оборудования, узлов и агрегатов НПС

2.1 Выбор типа и количества фильтров - грязеуловителей

Фильтры предназначены для очистки перекачиваемой нефти от механических примесей и посторонних предметов. Система фильтрации на НПС с емкостью должна состоять из горизонтальных решетчатых фильтров-грязеуловителей Таблица №10 (смотри приложение А). На основании ТТР устанавливаем горизонтальные решетчатые фильтры - грязеуловители для диаметра трубопровод 720 мм. в количестве двух рабочих и один резервный, с максимальным расходом 1530 м₃/ч через один фильтр. Оборудуем узел ФГ шиберными задвижками в количестве 6 штук: D_у=700 мм, Р_у=1,6МПа, класс герметичности затвора «А».

2.2 Выбор типа и количества предохранительных клапанов

На основании НТП магистральных нефтепроводов, на НПС с резервуарным парком должны устанавливаться узлы с предохранительными устройствами и автоматически открывающаяся задвижка для защиты по давлению трубопроводов резервуарного парка. На НПС применяются предохранительные клапаны типов ППК (пружинный, полноподъемный) и СППК (специальный, пружинный, полноподъемный) (смотри приложение В рис. №1).

Рис.№2.1Технологическая схема узла предохранительных устройств.

Узел предохранительных клапанов №1 устанавливается на приёмных трубопроводах резервуарного парка , узел №2 - между подпорной и магистральной насосными.

Автоматически открывающаяся задвижка устанавливается на байпасном трубопроводе между входным и выходным трубопроводами узла предохранительных клапанов № 1.

Пропуская способность узла №1 должна быть равной пропускной способности нефтепровода, а для узла № 2 - 70% пропускной способности нефтепровода.

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

где

Q_тр - требуемая пропускная способность узла, м³/ч;

Q_пк - пропускная способность одного клапана, м³/ч;

, где

К_V - условная пропускная способность клапана,

При этом К_V зависит от условного диаметра патрубков клапана Д_У:

DУ входного патрубка, мм	50	80	100	150
DУ выходного патрубка, мм	80	100	125	200
КV, м3/ч	23	41	65	150

Для узла №1:

Р₁ - давление срабатывания клапана, установочное давление согласно ТТР принимаем на 3 кгс/см² больше максимального рабочего давления на входе НПС Р_вх=50м.:

Для узла №2:

Р₁ - давление срабатывания клапана, установочное давление согласно ТТР принимаем на 3 кгс/см² выше максимально возможного напора на нефти создаваемого выбранным типом подпорного агрегата Р_пн=77,46м:

Р₂ - давление за клапаном

, где

Р_Г - потери давления в трубопроводе между клапанами и резервуаром сброса жидкости, принимаем 3кг/см²;

с - плотность нефти.

?Z - разность геодезических отметок, наивысшей точки линии сброса нефти и площадки предохранительных клапанов, принимаем ?Z = 4 м.

Выбор клапанов производим из предоставленного перечня Таблица №9 (смотри приложение А).

Для первого узла выбираем предохранительные клапаны типа СППК 4-16 рассчитанные на входное и выходное установочное давление Р_{у вх}=1.6МПа,

Р_{у вых}=0,6 МПа; условный диаметр входного патрубка 100 мм., условный диаметр выходного патрубка 125 мм.; коэффициент пропускной способности

К_v= 65 м³/ч.

Для второго узла выбираем предохранительные клапаны типа СППК 4-40 рассчитанные на входное и выходное установочное давление Р_{у вх}=4.0МПа,

Р_{у вых}=1,6 МПа; условный диаметр входного патрубка 150 мм., условный диаметр выходного патрубка 200 мм.; коэффициент пропускной способности

К_v= 150 м³/ч.

Определяем пропускную способность одного клапана для узла №1 и узла№2:

,

Определяем необходимое количество клапанов на узле №1:

Округляем полученное число в большую сторону 1,97?2, то есть количество работающих клапанов на первом узле принимаем равным двум и один резервный. Таким образам узел предохранительных устройств №1 будет иметь 3 клапана типа СППК 4-16 с условным диаметром входного патрубка 100 мм. и выходного патрубка 125 мм.

Определяем необходимое количество клапанов на узле №2:



Округляем полученное число в большую сторону 1,1?2, то есть количество работающих клапанов на втором узле принимаем равным двум и один резервный. Таким образам узел предохранительных устройств №2 будет иметь 3 клапана типа СППК 4-40 с условным диаметром входного патрубка 150 мм. и выходного патрубка 200 мм.

До и после каждого предохранительного устройства следует устанавливать отключающие задвижки с ручным приводом (смотри приложение В Рис. №2). При эксплуатации эти задвижки должны быть опломбированы в открытом положении. Задвижки резервных клапанов должны быть закрыты.

Узле №1:

- перед СППК устанавливаем 3 клиновые задвижки: Р_у=1,6МПа, D_у=100мм, класс герметичности затвора «А»;

- после СППК устанавливаем 3 клиновые задвижки: Р_у=1,6МПа, D_у=150мм, класс герметичности затвора «А»;

Узле №2:

- перед СППК устанавливаем 3 клиновые задвижки: Р_у=4,0МПа, D_у=150мм, класс герметичности затвора «А»;

- после СППК устанавливаем 3 клиновые задвижки: Р_у=1,6МПа, D_у=200мм, класс герметичности затвора «А»;

2.3 Выбор типа и количества регулирующих устройств

Узел регулирования предназначен для плавного ограничения давлений на входе и максимального на выходе НПС путем изменения характеристики трубопровода и должен состоять не менее чем из двух регулирующих устройств.

Регуляторы давления по принципу работы разделяются на регуляторы прямого и непрямого действия. Первые работают за счет самой регулируемой среды, без помощи постороннего источника энергии. У вторых - импульс ( давление среды) действует на промежуточный орган, который с помощью электрической, гидравлической или пневматической энергии изменяет величину открытия редукционного клапана.

Рисунок №2.2 Узел 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 регулирования на магистральных нефтепроводах используют регулирующие устройства с равнопроцентной характеристикой.



Рисунок № 2.3 Расходные характеристики регулирующих органов 1- линейная, когда К_V пропорционально S; 2 - параболическая; 3 - равнопроцентная, когда приращение К_V пропорционально текущему значению К_V.

Определяем суммарный коэффициент пропускной способности исполнительных устройств:

, где

Q - пропускная способность трубопровода;

n - 1,0 ч 1,2 - коэффициент запаса;

?Р = 0,02 МПа - потери давления;

с - плотность жидкости;

- суммарный коэффициент пропускной способности исполнительных устройств.

В качестве регулятора давления, выбираем двух седельный клапан с уловной пропускной способностью К_v=400м₃/ч и условным диаметром D_у=150 мм.

Определяем количество исполнительных устройств n_ру:

Полученное значение округляется до целого в большую сторону 0,77?1, n_ру=1. Согласно нормам технологического проектирования, узел регулирования должен состоять не менее чем из двух регулирующих устройств. Следовательно, закладываем по проекту два двух седельных клапана, с уловной пропускной способностью К_v=400 м₃/ч и условным диаметром D_у=150 мм. (смотри приложение Б и В Рис. №3). Один из которых - рабочий, а второй - резервный.

Оборудуем УР шиберными задвижками в количестве 4 штуки: D_у=700 мм, Р_у=7,5МПа, класс герметичности затвора «А», с электроприводом.

2.4 Разработка узла учета нефти

Для измерения объема и массы продуктов используются автоматизированные установки для учета нефти и нефтепродуктов (УУН). УУН - это комплекс средств измерений, сбора и обработки информации, регистрации результатов измерений, технологического оборудования и трубопроводной арматуры.

Технологическая схема УУН на каждом объекте может иметь свои особенности, но всегда содержит следующие основные блоки: блок фильтров БФ; блок контроля качества нефти БКН; блок измерительных линий БИЛ; систему обработки информации СОИ; поверочную установку ПУ.

В данном курсовом проекте, мы рассмотрим три блока из выше перечисленных: БФ, БИЛ и поверочную установку ПУ.

Определяем оборудование блока фильтров БФ.

До 90-х годов фильтра устанавливались перед каждой измерительной линией, в настоящее время, фильтра тонкой очистки устанавливают в одном блоке на входе УУ, что является более экономичным, так как уменьшается количество оборудования. А так же, при таком расположении, БФ удобнее в эксплуатации и обслуживании, для чистки фильтра не требуется остановка измерительной линии.

Для блока фильтров УУН №1 на входе ГНПС ЭУ, проектом определяем: 3 вертикальных фильтра, для диаметра трубопровод 720 мм. в количестве двух рабочих и один резервный, с номинальным расходом 1000 м₃/ч через один фильтр. Оборудуем БФ шиберными задвижками в количестве 6 штук: D_у=500 мм, Р_у=1,6МПа, класс герметичности затвора «А».

Для блока фильтров УУН №2 расположенным между ПНС и основными насосами, проектом определяем: 3 вертикальных фильтра, для диаметра трубопровод 720 мм. в количестве двух рабочих и один резервный, с номинальным расходом 1000 м₃/ч через один фильтр. Оборудуем БФ шиберными задвижками в количестве 6 штук: D_у=500 мм, Р_у=2,5МПа, класс герметичности затвора «А».

Определяем оборудование блока измерительных линий.

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.

Рисунок №2.4 Принципиальная схема основной и резервной линии узла учета: 1 - отсекающие задвижки; 2 - манометр; 3 - фильтр; 4 - струевыпрямитель; 5 - счетчик; 6 - термометр; 7 - отвод к контрольному счетчику или пруверу; 8 - контрольный кран.

На узлах чета существующих станций широкое применение получили счетчики турбинного типа (рис. №2.4), но наиболее прогрессивными средствами измерения количества перекачиваемых продуктов являются массовые расходомеры (массомеры). Наибольшее распространение получили Счетчики-расходомеры массовые Micro-Motion, производимые фирмой Emerson Process Management, (смотри приложение В, рис. №4 ).

Практика применения, выявила ряд несомненных преимуществ массомеров: прямое измерение массы, высокая точность измерения, отсутствие влияния свойств жидкости - вязкости, плотности, высокая надежность, отсутствие движущихся частей и малые затраты на обслуживание.

На основании выше изложенного, закладываем в проект: счетчики-расходомеры массовые Micro-Motion модели D600 с номинальной пропускной способностью от 0 до 1090,909 м3/ч. Массомеры устанавливаем на измерительных линиях расположенных параллельно.

Определяем число рабочих измерительных линий:

где

Q_max - максимальная возможная подача, м³/ч;

Q_В - максимальный расход через один счетчик, м³/ч.

Следовательно, устанавливаем 3 рабочих счетчика и добавляем к ним: одну - резервную и одну - поверочную линии. Итого, БИЛ будет иметь 5 измерительных линий с условным диаметром 200 мм. УУН №1 и УУН №2 оборудуем по одной схеме.

Для узла учета №1 предусматриваем 10 клиновых, шиберных задвижек D_у=200 мм, Р_у=1,6МПа, класс герметичности затвора «А», с электроприводом.

Для узла учета №2 предусматриваем 10 клиновых, шиберных задвижек D_у=200 мм, Р_у=2,5МПа, класс герметичности затвора «А», с электроприводом.

Блок поверочного устройства.

ПУ предназначена для поверки счетчиков с достаточной точностью. Наиболее удобным устройством для этого является трубопоршневая установка или прувер.

Рисунок №2.5 Схема поверки счетчика на трубопоршневой установке: 1 - сигнализаторы прохождения шара; 2 - счетчик; 3 - указатель поверки.

Основную часть прувера составляет точно вымеренный по объему участок калиброванной трубы между двумя предельными отметками, где устанавливают детекторы - сигнализаторы. Детекторы фиксируют моменты прохождения шара, вытесняющего жидкость на этом участке. Число импульсов, поступающих от поверяемого счетчика за этот период времени, подсчитывается и затем определяется коэффициент преобразования счетчика. Предусматриваем одну ПУ на два УУ.

2.5 Выбор типа и количества резервуаров станции

По нормам технологического проектирования, на НПС с емкостью, расположенных на границе эксплуатационных участков, при выполнении приемо-сдаточных операций на НПС, резервуарная емкость должна быть в пределах 1,0-1,5 суточной производительности нефтепровода и количество не менее трех однотипных резервуаров. Для сокращения потерь нефти должны применяться резервуары с плавающими крышами или с понтонами (применение других типов резервуаров требует выполнения технико-экономического обоснования).

- требуемый объем резервуарного парка.

Выбираем вертикальный стальной резервуар с понтоном объемом 20 тыс. м³ (РВСП -20000).

Количество резервуаров на НПС должно определяться с учетом ежегодного вывода в капитальный ремонт в соответствии с утвержденным нормативным коэффициентом 7-12% емкости по строительному номиналу с учетом единичной емкости резервуаров. Единичная емкость резервуаров выбирается из расчета установки не менее двух однотипных резервуаров на НПС, а в случае проведения приемо-сдаточных операций по резервуарам - не менее трех однотипных резервуаров.

Определяем необходимое количество резервуаров:

, где

V_П - объем резервуарного парка, м³;

з - коэффициент использования емкости, з=0,82;

V_Р - объем резервуара, м³.

Принимаем для ГНПС ЭУ, данного проекта 3 РВСП объемом 20000 м³ каждый.

В целях защиты резервуаров от перелива, в составе резервуарного парка дополнительно предусматриваем резервуарную емкость в объеме 2 - х часовой производительности нефтепровода.

Устанавливаем резервную емкость типа РВС -5000 (объем 5 тыс.м³).

Для установки на входные и выходные патрубки резервуаров принимаем: 8 шиберных задвижек D_у=500 мм, Р_у=1,6МПа, класс герметичности затвора «А», с электроприводом.

Обвязка резервуаров, согласно технического задания 2 -ух проводная.

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 ГНПС ЭУ данного проекта осуществляется по отдельным трубопроводам в подземные горизонтальные резервуары (ЕД-1и ЕД-2) для сбора нефти (далее резервуары-сборники).

От системы сбора утечек и дренажа закладываем в проект 2 резервуара-сборника объемом по 80 м³ каждый.

Предусматриваем следующие диаметры дренажных трубопроводов:

- общий дренажный коллектор у резервуаров-сборников Ду 200;

- от фильтров-грязеуловителей до общего дренажного коллектора Ду 150;

- от всасывающих и напорных трубопроводов магистральных насосов до дренажного коллектора магистральных насосов Ду 50;

- от дренажного коллектора магистральных насосов до общего дренажного коллектора Ду 150;

- от регуляторов давления до дренажного коллектора регуляторов давления Ду 50;

- от дренажного коллектора регуляторов давления до коллектора, идущего от ФГУ к общему дренажному коллектору Ду 150;

- от подпорной насосной до коллектора, идущего от ФГУ к общему дренажному коллектору Ду 100.

Опорожнение резервуаров-сборников на НПС с емкостью выполняем полупогружными электронасосами нефтяного ряда типа ВНД 50-80 (смотри приложение В) в исполнении для взрывоопасных производств, устанавливаемых на люках каждого резервуара.

По нормам технологического проектирования, скорости движения нефти в трубопроводах должны составлять:

- во всасывающих и самотечных трубопроводах 0,5 - 1,5 м/с;

- в нагнетательных трубопроводах 0,5 - 7,0 м/с.

3. Регулирование режимов работы станции

Определение режима работы станции, сводится к определению рабочей точки на совместной характеристике станции и трубопровода.

3.1 Вычисляем мощность, потребляемую электродвигателями станции до регулирования

,

где - ;

N - требуемая мощность станции, кВт;

с - плотность нефти при заданной температуре перекачки, кг/м³;

Q - производительность насоса, м³/ч;

Н_п - напор подпорного насоса, м;

Н_н - напор основного насоса, м;

з_п - КПД подпорного насоса;

з_дп - КПД двигателя подпорного насоса;

з_н - КПД основного насоса;

з_дн - КПД двигателя основного насоса;

n_п - число подпорных насосов;

n_н - число основных насосов;

КПД электродвигателя находим с учетом потери мощности двигателя:

где з_ном. - КПД двигателя при номинальной загрузке (0,96 - 0,98);

- коэффициент загрузки двигателя;

N_ном. - его номинальная мощность;

N_н. - мощность на валу двигателя, определяемая по формуле:

3.2 Определяем аппроксимационные коэффициенты напорных характеристик насосов и станции

Определяем аппроксимационные коэффициенты напорных характеристик подпорного и основного насосов:

,

,

где индекс «1» используется для обозначения параметров Q и Н при расчетной подаче нефтепровода, а индекс «2» - при подаче Q=1,2Q_ном.

Вычисляем напор подпорного и основного насоса через аппроксимационные коэффициенты:

- (1)

- (2)

Определяем аппроксимационные коэффициенты напорной характеристики станции:

- (3)

по формулам

где n_н - количество основных насосов, а n_п - количество подпорных насосов.

Находим напор на выходе станции при расчетной подаче Н_НС и излишний напор станции Н:

, где

h_ВН = 15 м - внутристанционные потери на линии нагнетания.

В данном случае напор станции превышает требуемый напор на величину:

.

3.3 Рассчитаем режим работы станции при регулировании методом обточки рабочих колес

1) Определяем напор подпорного и основного насосов, при котором напор на выходе станции равен требуемому:

.

2) Вычислить диаметр рабочего колеса подпорного и основного насосов после обточки:

,

где Н_п=Н_п-Н_птр=55,9-(-51,5)=107,4м. и Н_н=Н_н-Н_нтр=250-196,3=53,7м.

3) Устанавливаем допустимость требуемой обточки колес, учитывая выбор ротора насоса (нижний или верхний):

Из полученного результата видно:

- рабочее колесо подпорного насоса необходимо обточить на 37%, что не допустимо (допустимый предел обточки для НПВ 600 - 60 составляет 20-15%).

- рабочее колесо основного насоса необходимо обточить на 9.3%, что допустимо (допустимый предел обточки для НМ 1800 - 240 составляет 20-15%).

Таблица №1. Рекомендуется следующие пределы допустимой обточки в зависимости от коэффициента быстроходности:

Коэффициент быстроходности	Доп. обточка, %	Снижение КПД насоса на 10% обточки
60 - 120	20 - 15%	1,0 - 1,5
120 - 170	15 - 11%	1,5 - 2,5
170 - 220	11 - 5%	2,5 - 3,5

4) Проверяем правильность выбора подпорного насоса по развиваемому напору после регулировки при допустимой степени обточки его колеса:

Так как обточка колеса не допустима, то развиваемый напор подпорного насоса не изменился -

- Н_пh_вп+h_нп+Z_п-Н_s-h₀.

- условие выполняется.

5) Вычисляем значения аппроксимационных коэффициентов напорных характеристик насосов и станции после обточки колес:

Н_пр=а_пр-в_п - (4),

Н_нр=а_нр-в_нQ²=249,8 - 20,03*10^-6*1638,7²= 196м - (5) ,

а_пр=а_п

а_нр=а_н

а_ср=а_П+n_На_НР=77,46+2*249,8=577,6

Напор на выходе станции:

.

С учетом внутристанционных потерь на линии нагнетания (15 м), найденный напор соответствует требуемому 448,5 - 15 = 433,5 м.

6) Строим графики функций по выражениям (1)(6) для рабочей зоны подач (0,81,2)Q_ном, на которые нанести рабочие точки до и после регулирования с учетом потерь h_ВН (смотри приложение Б):

7)Находим мощность, потребляемую электродвигателями станции при обточке колес подпорных или основных насосов:

и



3.4 Рассчитаем режим работы станции при изменении частоты вращения роторов, учитывая, что параметры работы насосов при этом изменяются также, как и при обточке рабочих колес

1) Вычисляем частоту вращения роторов подпорных и основных насосов:

.

2) Устанавливаем требуемый диапазон регулирования частоты вращения и подбираем электродвигатели насосов требуемой мощности с необходимым диапазоном регулирования:

По полученным выше вычислениям - при снижении, подпорный насос не будет развивать требуемого напора. Частота вращения электродвигателя подпорного насоса остается неизменной. Регулирование режима станции проводим, путем изменения частоты вращения электродвигателя основного насоса.

Электродвигатели требуемой мощности:

Для подпорных насосов: ВАОВ560М - 4У1

n=1500об/мин, N=400кВт.

Для основных насосов: СТДП1600-2УХЛ4

n= 3000об/мин, N=1600кВт.

Установим требуемый диапазон регулирования частоты вращения для основного насоса - 9,3%.

Учитывая, что параметры работы насосов изменяются также, как и при обточке рабочих колес, то значения аппроксимационных коэффициентов напорных характеристик насосов и станции после изменения частоты вращения роторов, будут такими же, как при обточке рабочих колес насосов.

1) Принимаем потребляемую мощность при изменении частоты вращения подпорных насосов:

N_ПОТР.3=N_ПОТР.1=7887,3 кВт.,

а основных насосов:

N_ПОТР.4=N_ПОТР.2=7881кВт.

3.5 Рассчитаем режим работы станции при регулировании методом байпасирования

1) Определяем расход нефти, перепускаемой по байпасу, необходимый для уменьшения напора станции на Н:

2) Вычисляем напор насосов и станции после регулирования при большей подаче:

.

- с учетом внутристанционных потерь.

3)Найдем мощность, потребляемую электродвигателями при байпасировании, уточнив значения и при большей подаче:

.



3.6 Рассчитаем режим работы станции при регулировании методом дросселирования

Рассчитываем требуемый коэффициент сопротивления задвижки:

где - скорость потока после регулирующего органа, соответствующая требуемой подаче.

Необходимая степень прикрытия регулирующего органа определяется по графику:

? 35%

При дросселировании, напор станции равен Н, а подача - Q.

Тогда

.

3.7 Оценка эффективности методов регулирования

Экономичность работы НПС и эффективность принятого метода регулирования определяются энергозатратами на перекачку одной тонны нефти:

где

N_потр. - мощность, потребляемая электродвигателями станции;

Q - производительность станции;

с - плотность перекачиваемой нефти.

Определяем наиболее эффективный метод регулирования, при котором величина Е_уд. будет минимальна:

Метод обточки колес:

Метод изменения частоты вращения ротора:

Метод байпасирования:

Метод дросселирования:

Расчеты показывают, что наиболее эффективными методами регулирования, при которых величина Е_уд.(удельные затраты электроэнергии на транспортировку одной тоны нефти) будет минимальна (Е_уд=20,933·10^-4кВт), являются: метод обточки колес и метод изменения частоты вращения ротора. Близким по значению Е_уд (Е_уд=20,946·10^-4кВт), является метод дросселирования.

Рассмотрим данные методы регулирования, для принятия решения о выборе наиболее оптимального метода.

Обточка рабочих колес магистральных насосов по наружному диаметру позволяет более тонко регулировать изменение напора насоса и расхода в МН и применяется в трубопроводном транспорте очень часто. Но является наиболее нежелательным методом регулирования, так как является не обратимым.

Изменение частоты вращения вала насоса - прогрессивный и экономичный метод регулирования. Применение плавного регулирования частоты вращения роторов насосов на НПС, позволяет полностью исключить обточку рабочих колес, применение сменных роторов, а так же избежать гидравлических ударов в нефтепроводе. При этом сокращается время запуска и остановки насосных агрегатов. Наиболее экономичным с точки зрения общего КПД привода следует признать «теристорный двигатель», двигатель на базе синхронного электродвигателя с управлением первичной частотой.

Метод дросселирования на практике применяется сравнительно часто. Он основан на перекрытии потока нефти (создания дополнительного гидравлического сопротивления). Не требует дополнительных капиталовложений и легко поддается процессу автоматизации. Целесообразность применения метода, можно характеризовать величиной КПД дросселирования з_др:

...