|
Читайте также: |
на тему: «Проектирование головной нефтеперекачивающей станции в районе города Грозный»
Выполнил: ст. группы НТХб-10
Мурзин А.В.
Проверил: Венгеров А. А.
г. Тюмень, 2012 г.
 |
 |
| Введение 1. Определение исходных расчетных данных (расчетной температуры нефти, вязкости и плотности нефти, расчетной производительности станции, расчетного напора станции) 2. Подбор основного оборудования ГНПС 2.1. Подбор насосов 2.2. Пересчет характеристик насосов с воды на нефть 2.3. Подбор двигателей к насосам 2.4. Проверка правильности выбора насосов по высоте всасывания 2.5. Проверка расчетного числа рабочих насосов по прочности корпуса насоса и трубопровода 3. Проект резервуарного парка 4. Разработка узла предохранительных устройств 5. Разработка узла учета количества перекачиваемой нефти 6. Разработка узла регулирования 7. Разработка технологической схемы ГНПС 8. Расчет режима работы ГНПС Список используемых источников Приложения |
Введение
Головные нефтеперекачивающие станции подразделяются на ГНПС эксплуатационного участка и ГНПС магистрального нефтепровода.
Перекачивающая станция – это сложный комплекс инженерных сооружений, предназначенный для создания необходимого рабочего давления в магистральных нефтепродуктопроводах. Перекачивающие станции размещаются по трассе трубопровода на расстоянии 80-150 км одна от другой. Расстояние между станциями определяют путем гидравлического расчета в зависимости от рабочего давления и пропускной способности нефтепродуктопровода.
Головная перекачивающая станция, располагаемая по технико-экономическим соображениям вблизи нефтеперерабатывающих заводов или крупных перевалочных нефтебаз, предназначается для приема нефтепродуктов с заводов или нефтебаз.
Головная перекачивающая станция включает в свой состав: насосную; резервуарный парк; камеру пуска скребка, совмещенную с узлом подключения перекачивающей станции к магистральному продуктопроводу; сеть технологических трубопроводов с площадками фильтров и камерами задвижек или узлами переключения; понизительную электростанцию с открытым распределительным устройством или электростанцию собственных нужд, если основные насосы оборудованы приводом от двигателей внутреннего сгорания или газотурбинных установок; комплекс сооружений по водоподготовке и водоснабжению станции и жилого поселка; комплекс сооружений хозяйственно-фекальной и промышленно-ливневой канализации; котельную с тепловыми сетями; объекты вспомогательных служб – инженерно-лабораторный корпус, пожарное депо, узел связи, мастерские КИП, административный блок, складские помещения. В некоторых случаях могут быть использованы отдельные сооружения уже имеющихся предприятий.Головные перекачивающие станции, являясь наиболее ответственной частью всего комплекса нефтепродуктопровода, во многом определяют его работу в целом.
В данной курсовой работе производится проект ГНПС,в соответсвии с приведеныым ниже заданием, включающий выбор основного оборудования станции, расчет режима работы НС, разработку технологической схемы станции и резервуарного парка. Целью работы является углубление и закрепление знаний по проектированию и эксплуатации НС.
1.ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ РАСЧЕТНЫХ ДАННЫХ
Исходные данные:
Предполагаемое место расположения станции: район г. Грозный
Годовая производительность: Q=65 (млн.т./год)
Длина трубопровода: L=1128 (км)
Вязкость нефти при 20 С°: ν20=66 (сСт)
Вязкость нефти при 50 С°: ν50=42 (сСт)
Плотность при 20 С°: ρ20=832(кг/м3)
Давление насыщенных паров перекачиваемой жидкости: Ps =0,065(МПа)
Геометрические параметры трубопровода D x d, (мм): 1220x 12 (мм)
Разность геодезических отметок начального и конечного пунктов трубопровода: Dz= 20 (м)
1.1. Определение расчетной температуры перекачки
1) Если ПНПС предназначена для перекачки одного вида жидкости (нефти) определенного и неизменного состава, то за расчетную температуру принимается минимальная температура жидкости в трубопроводе. Для заглубленных трубопроводов расчетная температура равна минимальной температуре грунта на глубине заложения трубопровода.
Температура жидкости в трубопроводе приблизительно равна температуре окружающей его среды.
Глубина залегания оси трубопровода определяется по формуле:
,
где hср– минимальная глубина заложения подземного трубопровода, для диаметра 1220, от дневной поверхности до верхней образующей, hср= 0,8 м.
h=0,8+1,22/2= 1,41(м).
Так как нам известны температуры только на определенных глубинах, найдем наименьшее значение температуры методом интерполирования:
,
где t2и t1– соответственно температуры грунта на известных глубинах h2и h1, 
t– температура на искомой глубине h.
Наиболее холодная температура в г. Грозный наблюдаются в месяце апрель[3]:
Таким образом минимальная температура грунта составит 7,53 °C.
1.2.Определение расчетной плотности:
где β в соответствии с плотностью при 20 0С = 0,000818 (1/0С) [9]
ρt=832/(1+0,000818(7,53-20))= 833 кг/м3
1.3. Определение вязкости нефти при расчетной температуре:
, где
νt – вязкость при температуре t, м2/с;
ν* – вязкость при известной температуре t*, м2/с;
t – температура нефти, ºС;
U – показатель крутизны вискограммы, 1/ºС;
где:
, U=1/(50-20)ln(66/42)=0,015
νt=66*e-0,015(7,53-20)=79,5Сст
1.4. Определение расчетной часовой и максимальной производительности:
Для магистральных нефтепроводов подача указывается в млн. тонн в год. На ее основе находится расчетная часовая Q (м3/ч) и максимальная часовая Q max (м3/ч) подачи станции:
; 
; где:G –массовый расход, т/год, 24 – число часов в сутках.
ρ – расчетная плотность жидкости, т/м3.τ – количество рабочих дней станции в году, 350 дней.
kп – коэффициент, учитывающий резерв пропускной способности нефтепровода на случай перераспределения потоков в системе нефтепроводов в процессе ее эксплуатации (Kп =1,1).
 |
1.5. Ориентировочный требуемый напор станции рассчитывается по формуле:
,
где Δz – разность геодезических высот конца и начала трубопровода, м;
hк – конечный напор, соответствует максимальному взливу в резервуаре подачи, ориентировочно равный 40 м;
h – необходимый подпор насосов (ориентировочно примем равным 50м)
Hн – потери напора на трение с учетом местных сопротивлений (м).
,
Где
m и β – показатели режимов течения;
L – длина трубопровода, м;
Dвн – внутренний диаметр трубопровода, м;
v – кинематическая вязкость, м2/с;
δ – толщина стенки трубопровода, м;
Q – объемный расход нефти м3/с.
1.6. Определим режим течения нефти в трубопроводе
Режим течения нефти зависит от числа Рейнольдса:
Определим граничные значения Re: 
,
где е – абсолютная шероховатость трубопровода, принимаемая по [4] в диапазоне (0,0001 – 0,0002) м.
Если 2320 < Re < ReI, то есть 2320 < 37462 <119600è режим турбулентный, зона Блазиуса. Тогда 
.
Зная расчетные: плотность нефти ρ = 833кг/м3, вязкость нефти ν = 79,5 сСт, производительность станции Qmax =10025 м3/ч, требуемый напор основных насосов Ннс = 778 м. Приступим к выбору оборудования станции.
 |
2. ПОДБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГНПС
К основному оборудования НС относятся основные технологические насосы и приводящие их двигатели. Подбор основного оборудования проводится по характеристикам перекачиваемой жидкости (расчетным вязкости, температуре и давлению насыщенных паров), а также по требуемым подаче и напору станции.
2.1 Подбор насосов.
На магистральных нефтепроводах с температурой перекачиваемой нефти ниже 80 ºС и вязкостью ниже 3 Ст, используют 
ся центробежные насосы.
Среди центробежных магистральных насосов в настоящее время наиболее используемыми являются насосы серии НМ, совместно с ними, для создания необходимого подпора используются насосы НПВ (насос подпорный вертикальный).
Основные насосы НПС соединяются последовательно, а значит подбор насосов производится по подаче. Подача насосов должна равняться требуемой подаче станции. Подпорные насосы соединяются параллельно, так как от них не требуются большие напоры, следовательно, при работе двух и более насосов их напоры останутся теми же, а подачи будут складываться.
На основании этих условий, и зная производительности станции Q max рассмотрим возможные варианты насосов:
| Марка насоса | Рабочая зона (0,8Qн – 1,2Qн), м3/час | Развиваемый напор Н при Qчас/Qmax час, м | КПД при Qчас/Qmax час, % |
| НМ 10000-210 | 8000-12000 | 220/210 | 86/85 |
Выбираем насос марки – НМ 10000-210 (верхний ротор D2 = 495 мм,
hдоп =52), так как он обеспечивает требуемые Qчас и Qmax час при большем КПД, Qчас и Qmax час входят в его рабочую зону.
2. 
2.Определим количество насосов, требуемых для ОНС.
где НН – напор одного насоса, м.
Количество насосов округляется, обычно, в большую сторону.
Подача подпорного насоса должна равняться подаче выбранного основного насоса, при невозможности подбора нужного насоса допускается принимать насос на подачу меньшую подачи основного насоса и предусмотреть параллельное соединение насосов на подпорной НС. В нашем случае возникает необходимость поставить подпорные насосы параллельно.
По характеристикам подпорных насосов нам наиболее подходит насос НПВ 5000 –120, D=640, при Qmax=5847 м3/ч, напор H = 120 м, кавитационный запасом Δhдоп = 5,6 м, η = 86 %.
2.2 ПОДРЕЗКА РАБОЧИХ КОЛЕС НАСОСОВ
Для обеспечения потребного напора станции ННПС необходимо определить требуемый напор одного насоса:
Так как количество насосов на станции было округлено в большую сторону, то необходима подрезка рабочих колес насосов. Подрезку считаем по формуле формуле:
где: D - диаметр рабочего колеса после обрезки;
D0 - первоначальный диаметр рабочего колеса;
Hтр - требуемый напор;
Qтр – необходимая нам производительность;
«a» и «b» - эмпирические коэффициенты, определяются по формуле:
где: Q1; Q2 – производительности взятые с Q – H характеристики насоса в пределах его рабочей зоны;
H1; H2 – соответственно напоры при этих производительностях.
Посчитаем подрезку рабочих колес при максимальной производительности:
Для этого снимем с характеристики насоса значения напоров при разных производительностях входящих в рабочую зону насоса.
При Q1 = 12000 м3/ч Н1 = 240 м
Q2 = 8000 м3/ч Н2 = 170 м
Подрезка рабочих колес составит 2,1%, что меньше допустимых на стадии проектирования 10%. Производим подрезку рабочих колес на 2,1%.
 |
2.2 ПЕРЕСЧЕТ ХАРАКТЕРИСИК НАСОСОВ С ВОДЫ НА НЕФТЬ
При перекачке вязких жидкостей напор и подача на режиме максимального к.п.д. меньше, чем при работе на воде, так как увеличиваются потери на трение, а мощность возрастает главным образом из-за увеличения дисковых потерь. На основании чисто теоретических заключений невозможно определить характеристику насоса, перекачивающего вязкий нефтепродукт, даже если известна его характеристика при работе на воде.
Характеристику насоса, перекачивающего вязкие нефтепродукты, строят путем пересчета характеристик, построенных для воды, с учетом поправочных коэффициентов.
Значения поправочных коэффициентов kQ, kH, kη определяют либо по графикам, либо по таблицам, путем интерполяции.
Число Рейнольдса, необходимое для определения поправочных коэффициентов, вычисляют по формуле:
где Re - число Рейнольдса;
Qном ــ оптимальная подача насоса, м3/с;
νt ــ кинематическая вязкость жидкости при температуре перекачки, (м2/с);
Dэкв – эквивалентный диаметр рабочего колеса, м, определяем по формуле 
, где
D2 – наружный диаметр рабочего колеса, м,
b2 - ширина лопатки рабочего колеса на наружном диаметре;
ψ - коэффициент сжатия сечения каналов лопатки на выходе (ψ= 0,9÷0,95).
Произведем пересчет характеристик для основного насоса:
 |
При Re > 7·104 коэффициенты kQ, kH и kη мало отличается от единицы [7, таблица 2.18], т.е. увеличение гидравлических потерь при пересчете с воды на нефть незначительно. Следовательно, не требуется пересчет характеристик для Q, H и η, а следовательно и для N, так как они не изменится.
Характеристика ∆hдоп.н - Q пересчитывается по формуле:
где ∆hдоп.н ــ допустимый кавитационный запас для нефтепродукта, м;
∆hдоп - допустимый кавитационный запас для воды, м;
∆hν ــ вязкостная поправка, м;
∆Hкрt ــ термодинамическая поправка, м, определяется по формуле:
где PS - давление насыщенных паров жидкости при максимальной температуре перекачки, МПа;
ρ - плотность жидкости при максимальной температуре перекачки, т/м3.
где Re - число Рейнольдса во входном патрубке насоса;
νвх - скорость потока во входном патрубке насоса, м/с;
g ــ ускорение свободного падения, м/с2.
Для определения допустимой высоты всасывания необходимо найти максимальную температуру. Наиболее высокая температура в г. Грозный наблюдаются в летнее время в августе,. [3]
Так как нам известны температуры только на определенных глубинах, найдем наименьшее значение температуры методом интерполирования:
,
Август: 
Таким образом максимальная температура грунта составит 20,94 °C.
Определим расчетные значения плотности:
где β в соответствии с плотностью при 20 °С = 0,000818 (1/0С) [9]
ρt=832/(1+0,000818(20,94-20))= 831,36 кг/м3
Вязкость при t= 20,94 ºС определим:
где: U=0,03185
νt=64*e-0,03185(20,94-20)=64Сст
Найдем величину термодинамической поправки:
Нtкр. = 1,262(0,065/ 0,831)0.442 = 0,4 (м);
Найдем величину вязкостной поправки Δhν, для основного насоса:
,
Δhν = (4,54,42 – lg Re)·Vвх2/2·g= (4,54,42 – lg107656) ·2,42/2·9,81 = 0,2м
по характеристике насоса
Тогда допустимый кавитационный запас будет равен:
Δhдоп.н. = 80 – 0,4 + 0,2 = 79,8 (м)
Пересчет выполняем для трех – четырех подач из рабочей зоны характеристик насосов. Полученные данные сводим в таблицу.
Таблица 1.
Сводная таблица пересчета характеристик насоса с воды на нефть.
| Q, м3/ч | м3/с | υвх, м/с | Re | ∆hдоп, м |  , м
|  , м
| ∆hдоп.н, м |
| 2,3 | 2,9 | 0,298 | 0,4 | 63,898 | |||
| 2,7 | 3,43 | 0,376 | 0,4 | 79,976 | |||
| 2,97 | 3,78 | 0,429 | 0,4 | 83,84 |
 |
Аналогично произведем пересчет характеристик для подпорного насоса:
В нашем случае kQ=kH =kη = 1
Следовательно, не требуется пересчет характеристик для Q, H η и N, так как она не изменится.
Произведем пересчет характеристики ∆hдоп.н – Q.
Пересчет выполняем для трех подач из рабочей зоны характеристик насосов. Полученные данные сводим в таблицу.
Таблица 2.
Сводная таблица пересчета характеристик насоса с воды на нефть.
| Q, м3/ч | м3/с | υвх, м/с | Re | ∆hдоп, м | , м
| , м
| ∆hдоп.н, м |
| 1,1 | 2,858 | 5,4 | 0,371 | 0,4 | 5,371 | ||
| 1,38 | 3,58 | 5,6 | 0,5 | 0,4 | 5,7 | ||
| 1,66 | 4,31 | 5,8 | 0,64 | 0,4 | 6,04 |
2.3 
ПОДБОР ПРИВОДЯЩИХ НАСОСЫ ДВИГАТЕЛЕЙ
Подбор двигателей для привода насосов проводится по мощности и частоте вращения вала насоса nH и двигателя nД на основе технических характеристик двигателей. Мощность определим по формуле:
где N ــ требуемая мощность двигателя, Вт;
кз – коэффициент запаса, равный 1,15 для электродвигателей мощностью менее 500 кВт и 1,10 – для электродвигателей с большей мощностью;
ρt - плотность при расчетной температуре t, кг/м3;
ηд – к.п.д. двигателя, ηд = 0,95;
H - действительный напор насоса соответствующий Qmax, м;
ηн - к.п.д. насоса соответствующий Qmax;
Qmax.сек - максимальная секундная подача станции, м3/сек;
g ــ ускорение свободного падения, м/с2.
Для подобранного двигателя nд должно равняться nн.
С учетом всего вышеперечисленного для привода основного насоса выбираем двигатель СТД-6300-2 с мощностью 6,3 МВт, частотой вращения 3000 об/мин.
Для подпорного насоса частота вращения вала равна 1500 об/мин, требуемая мощность равна:
Для привода подпорного насоса выбираем двигатель ВАОВ-1250-4У2 с мощностью 1,25 МВт, частотой вращения 1500 об /мин.
Так как мощность потребляемая электродвигателем, меньшего номинальной мощности, то электродвигатель сможет бесперебойно работать при данных условиях.
2.4 
ПРОВЕРКА ПРАВИЛЬНОСТИ ВЫБОРА НАСОСОВ ПО ВЫСОТЕ ВСАСЫВАНИЯ
При проверке правильности выбора насосов по высоте всасывания используем расчетные данные при максимальной температуре из пункта 2.2.
Для основного насоса всасывающая способность определяется:
Где 
- допустимая высота всасывания насоса, м;
- атмосферное (барометрическое) давление (примем Ра= 0,1013МПа);
Найдем высоту всасывания основного насоса:
Основнй насос не обладает самовсасывающей способностью. Для него требуется подпор величиной 76,2м.
Для подпорного насоса:
.
Подпорный насос не обладает самовсасывающей способностью. Для него требуется подпор величиной 1,9 м.
Производим проверку правильности выбора насосов по допустимой высоте всасывания. Для ГНПС проверка производится только для подпорных насосов по следующим условиям:
1) по развиваемому напору:
;
2) по всасывающей способности:
,
где Нп – напор подпорного насоса, Нп=120м;
Нsп – допустимая высота всасывания подпорного насоса, Нsп= -1,9 м;
hвп и hнп – потери напора на трение и на местные сопротивления во
всасывающем и нагнетательном трубопроводах подпорной НС; при отсутствии данных по протяженности и диаметрам трубопроводов, принимаются ориентировочно равными по 5 м [1];
Δzп – разность геодезических отметок конца нагнетательного трубопровода подпорной НС (входной патрубок первого основного насоса) и начала всасывающего (патрубок самого удаленного резервуара), Δzп= 6 м;
HS ــ допустимая высота всасывания основного насоса, HS= –32,1м;
Δzв – разность геодезических отметок всасывающего патрубка подпорного насоса и патрубка самого удаленного от подпорной НС резервуара, Δzв= -7,5 м (всвязи с тем, что подпорный насос первоначально заглублен на 1,5 м ниже отметки земли);
h0 – обычно соответствует минимальному уровню взлива жидкости в резервуаре откачки; для стальных наземных резервуаров h0=1,0 м [14].
1) 
2) 
Подпорный насос выдержал проверку.
2.5 ПРОВЕРКА РАСЧЕТНОГО ЧИСЛА РАБОЧИХ НАСОСОВ ПО ПРОЧНОСТИ КОРПУСА НАСОСА И ПРОЧНОСТИ ТРУБОПРОВОДА
где n ــ округленное до целого числа количество насосов;
Hн ــ напор развиваемый основным насосом для перекачиваемой жидкости при максимальной подаче (действительный напор одного насоса), м;
h ــ подпор основного насоса, равный
hH – потери напора в коммуникациях НС со стороны нагнетания, примерно равные 5 м;
ρt ــ плотность при расчетной температуре t, кг/м3;
g ــ ускорение свободного падения, м2/с;
Pраб ــ допустимое рабочее давление трубопровода, определяемое из формулы:
где δ ــ толщина стенки трубопровода, мм;
ــ коэффициент надежности по нагрузке, в нашем случае принимаемый равным n = 1,
R1 ــ расчетное сопротивление растяжению металла труб, МПа;
Dн - наружный диаметр трубопровода, Dн =1,220 м.
.
где R1н ــ нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб, принимаемое равным минимальному значению временного сопротивления (предела прочности), для марки стали 17ХГС оно составляет 540 МПа, [2];
m ــ коэффициент условий работы трубопровода, зависящий от категории участка трубопровода [5, таблица 1]. Для транспортировки нефти или нефтепродуктов по трубопроводам подземной прокладке диаметром ≥ 700 мм категории участка трубопровода будет считаться III [5, таблица 2]. => m = 0,9.
k1 и kн ــ коэффициенты надежности, соответственно, по материалу и по назначению трубопровода k1=1,3, kн=1,04.
880 м < 885 м, условие выполняется.
где Pн ــ допустимое рабочее давление насоса 7,35·106 Н/м2 с подачей больше 360 м3/ч, [МПа];
Условие прочности корпуса выполняется.
3. ПРОЕКТ РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА ГНПС
Резервуарные парки на ГНПС магистралей служат аварийной емкостью для обеспечения ритмичной и бесперебойной работы трубопровода при авариях на промыслах и НПЗ или на магистрали, складом товарной продукции и буферной емкостью между технологическими объектами нефтепромыслов и магистрали.
Емкость резервуарного парка ГНПС магистрали принимается в размере 3 суточной подачи станции.
м3
В целях защиты резервуаров от перелива в составе РП выделяется не менее двух резервуаров, в которые должен предусматриваться сброс нефти по специальному трубопроводу от предохранительных устройств. Объём должен равняться двухчасовой производительности станции.
В резервуарных парках для сокращения потерь нефти и светлых нефтепродуктов от испарения должны применяться резервуары с понтоном.
Выбор типа, размера и количества резервуаров выполняется одновременно и в данной курсовой работе выбор может быть сделан по ориентировочному критерию – минимуму капиталовложений в парк. [1] Определим в начале оптимальный диаметр и толщину стенки трубопроводов парка. В качестве конкурирующих вариантов рассмотрим трубопровод диаметром, равным диаметру магистрали и трубопроводы с ближайшими по сортаменту диаметрами труб. Таким образом, рассматриваем 2 варианта: Dн=1220 мм, Dн=1020 мм. По [5] определению δ.
1) Dн=1220 мм.
где δ ــ толщина стенки трубопровода, мм;
n ــ коэффициент надежности по нагрузке, в нашем случае принимаемый равным n = 1,15 по [4, таблица 13]
Pраб ــ рабочее давление трубопровода, МПа;
R1 ــ расчетное сопротивление растяжению металла труб, R1= 360МПа, [5];
Dн - наружный диаметр трубопровода, Dн =1220 мм.
За рабочее давление трубопровода примем:
,
где Нрез – высота резервуара. Нрез примем равным высоте резервуара с номинальным объемом 50000 или 30000 м3, Нрез=17,9м
Округляем до ближайшего значения сортамента труб, δ=10мм. Капиталовложения в данный трубопровод составят: К=120,7 тыс.руб/км.
2) Dн=1020 мм.
n = 1,15; R1=360мПа
Округляем до ближайшего значения сортамента труб, δ=8мм.
Капиталовложения в данный трубопровод составят: К=95,7 тыс.руб/км.
Из рассмотренных вариантов следует, что по условиям капиталовложений наиболее подходящим является трубопровод Dн=1020 мм и δ=8мм.
Определим капиталовложения для нескольких вариантов парка, отличающихся типом и размером резервуаров, рассчитывая их ориентировочно как сумму сметной стоимости всех резервуаров. [1]
Рассмотрим несколько вариантов парка с использованием:
1. РВСП 50000;
2. РВСП 30000;
3. РВСП 20000.
1) РВСП 50000 м3: Определим количество резервуаров для данного варианта. Количество резервуаров находится по формуле [1]:
,
где n – количество резервуаров;
Vп – емкость резервуарного парка Vп= 470000м3;
Vp – геометрическая емкость резервуара, Vp=47460 м3, [2];
kE – коэффициент использования емкости, kE=0,84 [2].
Принимаем n=13.
Тогда сметная стоимость резервуаров составит:
где S – сметная стоимость всех резервуаров;
S’ – сметная стоимость одного резервуара, S’=417,16 т. руб [2].
Опредяем металлоемкость резервуара:
,
где k– расход стали на 1 м3 вместимости, кг,
2) РВСП 30000 м3:
Определим количество резервуаров для данного варианта: Vp=29600 м3, [2]; kE=0,939 [2], S’=210,25 тыс.руб. [2].
Тогда сметная стоимость резервуаров составит:
Опредяем металлоемкость резервуара:
3) РВСП 20000 м3:
Определим количество резервуаров для данного варианта: Vp=20900 м3, [2]; kE=0,909 [2], S’=158,37 тыс.руб. [2].
Тогда сметная стоимость резервуаров составит:
Опредяем металлоемкость резервуара:
Наиболее экономически выгодным по всем затратам является вариант №2РВСП 30000 и n=26.
Так как номинальный объем резервуара равен Vр=30000 м3, то объем группы может составлять Vгр=240000 м3, следовательно, мы размещаем резервуары в 4 группы: по 8 резервуаров в 3 группы и 2 в четвертую.
4.РАЗРАБОТКА УЗЛА ПРЕДОХРАНИЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
Узлы с предохранительными устройствами предусматриваются на насосных станциях с резервуарным парком (ГНПС). На этих узлах используются предохранительные устройства прямого действия (приложение 13), которые служат для защиты от повышенного давления коммуникаций резервуарного парка и магистрального трубопровода, а также коммуникаций и оборудования между подпорной и основной НС.
Один узел устанавливается на приемных трубопроводах резервуарного парка, а второй - между подпорной и магистральной НС, а при наличии узла учета - между подпорной насосной и узлом учета нефти.
На узлах предохранительных устройств, применяются предохранительные клапана, количество которых определится путём деления Kp на Kv [1, стр.21].
где QK – требуемая пропускная способность узла, принимаемая для первого узла равной максимальному расходу жидкости, а для второго 70% расхода через станцию, м3/ч;
ρ – плотность жидкости, т/м3;
P1 – давление срабатывания клапана равное Р n, кг/см2;
Р – рабочее давление, кг/см2;
n – коэффициент надежности по нагрузке (рабочему давлению трубопровода) n = 1,1 [9, Таблица 12];
Р2 – давление за клапаном равное 
,кг/см2;
РГ – полные потери в трубопроводе между клапаном и резервуаром сброса, кг/см2;
ΔΖ = 4 +Нр,м;
Разность геодезических отметок кровли резервуара сброса и площадки предохранительных клапанов:Нр=17,9 м.
Определим РГ для обоих случаев, коэффициенты местного сопротивления составляют: для первого узла обратный клапан ξ = 2,5, тройник ξ = 0,5 (2 штуки), ∑ξ = 3,5; для второго случая обратный клапан ξ = 2,5, поворот ξ = 0,35 (1 штука), ∑ξ = 2,85. Длины трубопроводов L, равны 146 м и 45 м, соответственно.
, где Dвн – внутренний деаметр трубы парка, Dвн=1020-2·8=1004мм.
λ=0,3164/Re0,25
где λ = коэффициент. гидравлического сопротивления для зоны гидравлически гладких труб;
Для первого случая:
V = 4∙2,78/(3,14∙1,0042)=3,51м/с
,
где ξ – коэффициент местного сопротивления;
Для второго случая скорость потока в трубопроводе:
V = 4∙1,95/3,14∙1,0042=2,45м/с
,
,
 |
,
Тогда Р2 будет равно:
1) 
2) 
Определим P1:
Определим Кр.
Kv для принятого клапана СППК 4-40 равен 150 м3/ч.
Количество клапанов на первом узле равно 1036/150 = 6,9 примем 7 и добавим 2 резервных, в итоге первый узел предохранительных устройств будет иметь 9 клапанов СППК 4-40 с условным диаметром входного патрубка 150 мм и выходного 200 мм.
Количество клапанов на втором узле равно 724/150 = 4,8 примем 5 и добавим 2 резервных, в итоге второй узел предохранительных устройств будет иметь 7 клапана СППК 4-40 с условным диаметром входного патрубка 150 мм и выходного 200 мм.
До и после каждого предохранительного устройства предусматриваются отключающие задвижки с ручным приводом, которые опломбируются в открытом положении. Трубопроводы после предохранительных устройств должны иметь уклон не менее 0,002 в сторону зачистного насоса на самотечной линии в резервуары сброса.
5. РАЗРАБОТКА УЗЛА УЧЕТА КОЛИЧЕСТВА ПЕРЕКАЧИВАЕМОЙ ЖИДКОСТИ
Узлы учета предусматриваются на МТ в месте получения ими жидкости или передачи ее другим транспортным организациям или потребителям. На ГНПС магистралей они служат для коммерческого учета перекачиваемой жидкости.
В состав коммерческого узла учета входят: рабочие измерительные линии; резервные линии; контрольная измерительная линия, трубопоршневая установка для поверки счетчиков (ТПУ); устройство регулирования расхода.
Общее число измерительных линий должно быть не более 10 [1].
Выберем для нашего узла в качестве средств замера турбинные счетчики расхода «Турбоквант», которые зарекомендовали себя как достаточно простые, точные и надежные. Данные счетчики обеспечивают измерение расхода с погрешностью не более 0,5% в рабочем диапазоне расхода [1].
Выбираем счетчик «Турбоквант» [2]:
Таблица 3
Характеристика счетчика «Турбоквант».
| Тип | Условный диаметр Dy, мм | Рабочий диапазон по расходу, м3/ч | |
| максимальный расход | минимальный расход | ||
Рабочая зона 1 счетчика находится в пределах (0,6÷0,8) 
и равна
Qраб = 0,6·4000÷0,8·4000 = 2400 (м3/ч) ÷3200 (м3/ч).
Определим количество рабочих счетчиков, учитывая рабочую зону по расходу для счетчика:
,
где Qmax – максимальная подача ГНПС, м3/ч;
- максимальная подача счетчика, м3/ч.
Принимаем количество рабочих линий равным 4.
Рабочая зона 4 работающих счетчиков находится в пределах (0,6÷0,8) ·nраб· и равна Qраб = 0,6·16000÷0,8·16000 = 9600 (м3/ч) ÷14400 (м3/ч).
Количество резервных линий принимается в размере (30÷50)% от числа рабочих:
nрез = 0,3·4÷0,5·4 = 1,2÷2
Таким образом принимаем nрез = 2.
Принимаем одну контрольно измерительную линию.
 |
Общее число измерительных линий: n = 4 +2 +1 =7.
Так как 6<10, то условие по количеству измерительных линий выполняется.
Проверка правильности выбора числа рабочих линий:
- входит в рабочую зону счетчика.
Проверка условия обеспечения заданной точности измерения в диапазоне 30÷100% производительности НС [2]:
0,3·Qmax = 0,3·10025 = 3007(м3/ч) – входит в рабочую зону одного счетчика;
1·Qmax = 1·10025 = 10025 (м3/ч) – входит в диапазон работы 4-х работающих счетчиков.
Так как на ГНПС располагаются 2 узла учета перекачиваемой жидкости (перед входом в резервуарный парк и на выходе из подпорной насосной станции) проектируем 2 площадки узлов учета, которые содержат по 7 измерительных линий. Примем диаметр измерительных линий равным диаметру патрубка счетчика, а толщину стенки выберем по сортаменту труб, т.е. Dн = 400 мм и δ = 8 мм.
6.РАЗРАБОТКА УЗЛА РЕГУЛИРОВАНИЯ ДАВЛЕНИЯ
Узел регулирования давления располагается на выходе основной НС ГНПС и служит для поддержания заданных величин давления на входе и выходе станции методом дросселирования.
Данный узел должен состоять не менее, чем из двух регулирующих устройств. Схема узла регулирования должна обеспечивать равномерное распределение потока и предусматривать прямые участки до и после регулирующих устройств длиной не менее 5 диаметров.
Требуемое количество рабочих устройств определим по условной пропускной способности узла регулирования давления КР [1, стр.23], измеряемого в м3/ч.
где n – коэффициент запаса, равный 1,2;
ΔР – потери давления в регулирующем устройстве, равные 0,2-0,3 кг/см2;
ρ – плотность жидкости, т/м3.
м3/ч
Количество рабочих устройств определится:
где Kv – условная пропускная способность одного устройства [2, Приложение 14].
У регулятора давления с условным диаметром 600 мм Kv = 7500 м3/ч, тогда число рабочих устройств равно 
, принимаем равное 3. Для обеспечения работы при выходе из строя рабочего регулятора давления предусмотрим 1 резервный. Окончательно принимаем 4 регулятора давления с условным диаметром 200 мм, ΔРдоп = 4 МПа.
7. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ
Технологическая схема насосной станции представляет собой технологическую обвязку основных объектов станции. К таким объектам относятся:
- Основная насосная станция;
- Подпорная насосная станция;
- Резервуарный парк;
- Узел учета;
- Узел предохранительных клапанов;
- Узел регуляторов давления;
- Узел подключения к магистрали;
- Узел фильтров-грязеуловителей.
1.Фильтры-грязеуловители. В типовом варианте на узле устанавливаются 3 параллельно соединенных фильтра;
2.Узлы предохранительных устройств, которые защищают входные коммуникации и оборудования на них от повышенного давления;
3.Узлы учета комбинированного типа;
4.Резервуарный парк емкость которого будет составлять двух – трех суточную производительность магистрали в количестве 9 штук (согласно расчетов);
5.Узлы предохранительных устройств 2, которые служат для защиты коммуникаций и оборудования после резервуарного парка;
6.Узлы учета 2, которые служат для измерения количества нефти, поступающей в магистраль;
7.Основная насосная станция и подпорная. В типовом варианте основная комплектуется насосами НМ в количестве двух (1 рабочий, 1 резервный). Схема соединения последовательная.
8.Узел регулирования давления. Он регулирует режим работы НПС и всего нефтепровода. Регулирующих устройств должно быть не менее двух, причем параллельно соединенных, на случай выхода из строя одного из них;
9.Узел подключения к магистрали в большинстве случаев представляет камеру пуска скребка и диагностического снаряда.
Схема действует следующим образом:
Принимаемая с промыслов нефть в камеру пуска приема скребка. Затем нефть проходит предварительную очистку от механических примесей с помощью фильтров-грязеуловителей. Затем нефть поступает в первый узел предохранительных устройств защищающих входные коммуникации и оборудование на них от повышенного давления путем сброса части нефти из коммуникаций в резервуарный парк. После чего нефть поступает на узел учета, где
производится не только измерение количества поступающей нефти, но и определение ее качества.
После узла учета нефть поступает в резервуарный парк, откуда идет на подпорную насосную станцию, на входе каждого насоса устанавливается сетчатый фильтр тонкой очистки, на выходе – обратные клапаны. После подпорной НС нефть идет на второй узел предохранительных устройств, защищающий коммуникации и оборудование после подпорной насосной.
Затем нефть поступает на второй узел учета, где производится измерение количества нефти, поступающей в магистраль. Далее идет основная насосная станция (один рабочий насоса и один резервный) с последовательным соединением насосов. На выходе основной станции устанавливается обратный клапан с демпфером. 
Для поддержания требуемого давления в магистрали на выходе основной насосной предусмотрен узел регулирования давления методом дросселирование при помощи регулирующей заслонки.
Перекачивающую станцию с магистральным нефтепроводом связывает узел подключения к магистрали, оборудованный в нашем случае камерой скребка.
Примем диаметр основных технологических трубопроводов равным ближайшему меньшему по сортаменту диаметру магистрали, т.е. Dн=1020 мм, а диаметр трубопроводов утечек равным Dу.н=820 мм.
С учетом всего вышесказанного и опираясь на соответствующие нормы проектирования и типовые схемы [4,6,7,12], проектируем свою технологическую схему.
 |
8. РАСЧЕТ РЕЖИМА РАБОТЫ ГНПС
Для регулирования режима работы необходимо произвести построение совместной характеристики насосов и трубопровода (приложение 3).
При построении характеристики насосов возьмем любые пять подач с их комплексной характеристики (Приложение I, III), и определим соответствующий напор, с учетом подрезки рабочего колеса основного насоса на 2,1%. Принятые напоры для заданных подач запишем в таблицу 4 и построим график (Приложение IV).
Напоры при подачах Q1, Q2, Q3, Q4, Q5,
Определим некоторые значения для построения характеристики
Таблица 4.
Совместная характеристика НС и ТП.
| Q | |||||
| Нп | |||||
| Но | |||||
| Нп+Но | |||||
| Нп+4Но | |||||
| Н |
Для построения H-Q характеристики трубопровода воспользуемся формулой:
где: β, m – коэффициенты, принимаемые в соответствии с режимом течения (для зоны Блазиуса β = 0,0246, m = 0,25);
ν – вязкость при расчетной температуре, м2/с;
Dвн – внутренний диаметр трубопровода, мм;
Q – подача насоса, м3/с;
L – длина трубопровода, м;
Δz – разность геодезических отметок начала и конца трубопровода, м;
Нк – максимальный напор в конце нагнетательного трубопровода (Нк принимаем равным 20 м с учетом потерь напора в трубопроводах конечного пункта и высоты уровня в заполненном резервуаре), м;
Подставив в формулу различные значения производительности Q получим:
При Q = 8000 м3/ч
При Q = 8500 м3/ч
При Q = 9000 м3/ч
При Q = 9500 м3/ч
При Q = 10000 м3/ч
Зная H-Q характеристику насосов получим характеристику НПС:
При Q = 6300м3/ч 
При Q = 6800м3/ч 
При Q = 7320 м3/ч 
При Q = 7833 м3/ч 
При Q = 8000 м3/ч 
Произведем регулирование режима работы при Qчас=9114м3
При данной производительности наша НС обеспечивает напор, равный Н=950м, потери напора в трубопроводе составляют 700 м. Излишек напора убираем с помощью дросселирования. Дросселируем на 950 – 700 =250 м.
Произведем регулирование режима работы при Qmax.час=10025м3
При данной производительности наша НС обеспечивает напор, равный Н=890м, потери напора в трубопроводе составляют 810м. Излишек напора убираем с помощью дросселирования. Дросселируем на 890 – 810=80м.
 |
Список литературы:
1. Перевощиков С.И., Безус А.А. «Проектирование насосных станций». Методические указания, Тюмень, 2004 г.
2. Перевощиков С.И., Безус А.А., «Проектирование насосных станций», приложение к методическим указаниям, Тюмень, 2004 г.
3. Деточенко А.В., Волков М.М., Михеев А.Л., «Спутник газовика», Москва, «Недра», 1978 г.
4. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов (РД 153-39.4-113-01) М., 2002.
5. СНиП 2.05.06–85. «Магистральные трубопроводы». Нормы проектирования.
6. СНиП 2.11.03–93. «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы». Нормы проектирования
7. Галеев В.Б., Карпачев М.З., Харламенко В.И., «Магистральные нефтепродуктопроводы», Москва, «Недра», 1976 г.
8. Едигаров С.Г., Бобровский С.А., «Проектирование и эксплуатация нефтебаз и газохранилищ», Москва, «Недра», 1973 г.
9. Рабинович Е.З., «Гидравлика», Москва, «Недра», 1980 г.
10. Петров В.Е. «Машинист технологических насосов на нефтеперекачивающих станциях». Москва. «Недра». 1986 г.
11. Мацкин Л.А., Черняк И.Л., Илембитов М.С., «Эксплуатация нефтебаз», Москва, «Недра», 1975 г.
12. Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация насосных станций. Тюмень, ТюмГНГУ, 1995.
 |
Приложение 1
Q-H Характеристика насоса НМ 10000-210
Дата добавления: 2015-09-01; просмотров: 311 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая страница | | | следующая страница ==> |
| Список літератури | | | Данные для выполнения задания. |