Проект головной нефтеперекачивающей насосной станции в районе города Екатеринбург

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра ''Проектирование и эксплуатация нефтегазопроводов и хранилищ''

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

ПО ДИСЦИПЛИНЕ: Проектирование и эксплуатация НС и КС

НА ТЕМУ: Проект головной нефтеперекачивающей насосной станции в районе города Екатеринбург

Выполнил:

Рябов А.В

Тюмень

2010

СОДЕРЖАНИЕ

Аннотация

• Введение
• 1. Определение исходных расчетных данных
• 2. Подбор основного оборудования ГНПС
• 2.1 Подбор насосов (основных и подпорных)
• 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 на выполнение условий сохранения прочности корпуса насоса и трубопровода
• 3. Проект резервуарного парка ГНПС
• 4. Разработка технологической схемы ГНПС
• 4.1 Разработка узла регулирования давления
• 5. Расчет режима работы ГНПС
• Список используемых источников
• Приложение
• 
• АННОТАЦИЯ
• Пояснительной записка к курсовому проекту "Головная нефтеперекачивающая насосная станция в районе города Екатеринбург" состоит из следующих разделов: введение, определение исходных расчетных данных, подбор основного оборудования ГНПС, разработка резервуарного парка, разработка технологической схемы ГНПС, расчет режима работы ГНПС. Всего в записке: 5 графических рисунков, из них 3 в составе приложения, 7 таблиц. Объем пояснительной записки состовляет 34 листа.

ВВЕДЕНИЕ

Технологическая схема ГНПС

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 (ГНПС), располагаема по технико-экономическим соображениям вблизи нефтеперерабатывающих заводов, нефтяных промыслов или крупных перевалочных нефтебаз, предназначается для приема продукта с заводов, промыслов или нефтебаз.

Головная перекачивающая станция включает в свой состав: основную и подпорную насосную, резервуарный парк с объемом 2 - 3 суточной производительности станции, камеру пуска скребка, совмещенную с узлом подключения перекачивающей станции к магистрали, сеть технологических трубопроводов с площадками фильтров, камер задвижек или узлами подключения и узлами учета, 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-лабороторный корпус, пожарное депо, узел связи, мастерские КИП, административный блок, складские помещения. В некоторых случаях могут быть использованы отдельные сооружения (котельные, системы канализаций и водоснабжения и т.п.) уже имеющихся предприятий.

Головные перекачивающие станции, являясь наиболее ответственной частью всего комплекса нефтепровода или нефтепродуктопровода, во многом определяют его работу в целом.

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ РАСЧЕТНЫХ ДАННЫХ

Определяем диаметр магистрального нефтепровода и рабочее давление по массовой производительности:

Q=330_____ млн.т./год, тогда Р_раб=5,3-5,9 МПа, D=1020 мм. [3]

Определяем расчетную температуру нефти в трубопроводе:

Расчетная температура находится в зависимости от условий перекачки.

Если ГНПС 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, определяемой по табл.3.11[12].

Данная ГНПС расположена в районе города Екатеринбург и предназначена для перекачки нефти определенного и неизменного состава по заглубленному нефтепроводу. Отсюда, в зависимости от района расположения ГНПС (г.Екатеринбург) и глубины заложения трубопровода (принимаемой 0,8м) по литературе [12](табл.3.11) находим расчетную температуру и максимальную температуру. Она будет равна соответственно 1,5 и 12,25.

Определяем вязкость жидкости (нефти) при расчетной и максимальной температуре:

[11]

где н_t ЬЬ вязкость при расчетной температуре t, сСт;

н_* ЬЬ кинематическая вязкость жидкости при известной температуре t_*, сСт;

t ЬЬ расчетная температура, ^оС;

t_* ЬЬ температура для которой известна вязкость жидкости, ^оС;

U ЬЬ коэффициент крутизны вискограммы.

U определяется по двум известным значениям вязкости н₁ и н₂ при температурах t₁ и t₂.

где н_1, н₂ ЬЬ известные вязкости жидкости при известных температурах t₁ и t₂, [сСт];

Определяем плотность при расчетной и максимальной температурах:

[11]

где с_t ЬЬ плотность при расчетной температуре t, кг/м³;

с₂₀ ЬЬ плотность жидкости при температуре 20^°С, кг/м³;

ж ЬЬ температурная поправка.

Расчет часовой подачи станции:

Определим требуемую подачу. Для магистральных нефтепроводов подача указывается в млн. тоннах в год. На ее основе находится расчетная часовая Q_час (м³/час) и максимальная часовая Q_{мах.час} (м³/час) подачи станции:

где G ЬЬ производительность станции, т/год;

24 ЬЬ число часов в сутках,

с_t ЬЬ расчетная плотность жидкости, кг/м³;

ф ЬЬ количество рабочих дней станции.

ф - количество рабочих дней станции в году принимаем равное 350. Новый [РД 153-39.4-113-01]

Расчет максимальной часовой подачи станции:

где К_п - коэффициент, учитывающий резерв пропускной способности

нефтепровода (подачи НС) на случай перераспределения потоков в системе нефтепроводов в процессе ее эксплуатации. Для нашего трубопровода принимаем К_п = 1,07 [3];

Расчет требуемого напора ГНПС:

Проведем полный гидродинамический расчет трубопровода при Q_max и Q_раб.

При Q_max : Определяем скорость потока: [4, стр. 47, формула 3.13]

где х - скорость течения жидкости, [м/с]

Qmax_сек - расчетная максимальная секундная подача станции, [м³/сек];

D_вн - внутренний диаметр трубопровода, [м].

где D_н - наружный диаметр трубопровода, [мм];

д - толщина стенки трубопровода, [мм].

Режим течения жидкости в нефтепроводе: [5, стр. 43]

где Qmax_сек - расчетная максимальная секундная подача станции, [м³/сек]; D_вн - внутренний диаметр трубопровода, [м];

н_t ЬЬ вязкость при расчетной температуре t, [Ст].

Определяем граничные значение числа Рейнольдса: [4, стр. 45]

где D_вн - внутренний диаметр трубопровода, [мм];

e - абсолютная шероховатость трубопровода, принимается по

ВНТП-2-86, e = (0,1ч0,2)мм.

Режим течения - турбулентный (зона Блазиуса)

так как 2320 < Re < Re_I

2320 < 68952 < 99500

Тогда [4, стр. 45 формула 3.6]

где л - коэффициент гидравлического сопротивления.

Потери напора на трение в нефтепроводе:

Определяем потери напора на трение в нефтепроводе по формуле Дарси-Вейсбаха [4, стр. 45, формула 3.3]:

где h_l - потери напора на трение в нефтепроводе, [м];

л - коэффициент гидравлического сопротивления;

D_вн - внутренний диаметр трубопровода, [м];

L - длинна трубопровода, [м];

х - скорость течения жидкости, [м/с]

g ЬЬ ускорение свободного падения, [м/с²].

Определяем полные потери напора в трубопроводе: [6, стр. 177]

где H_п - полные потери напора в трубопроводе, [м];

h_l - потери напора на трение в нефтепроводе, [м];

ДZ - разность геодезических отметок конца нагнетательного и начала

всасывающего трубопроводов, [м];

H_к - потери напора в технологических объектах, следующих после

нагнетательного трубопровода станции, Принимаем H_к=30м.

Определяем требуемый напор станции: [1, стр. 9 формула 3]

где H_п - полные потери в нефтепроводе, [м];

h - подпор насосов станции, ориентировочно равный , [м];

Требуемый напор станции с учетом, по ВНТП 2-86, внутристанционных потерь равных h_вн = 15м.

Аналогично полный гидродинамический расчет ведем для Q_раб :

Таблица 1

Гидродинамический расчет для Q_раб

2. ПОДБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГНПС

2.1 ПОДБОР НАСОСОВ (ОСНОВНЫХ И ПОДПОРНЫХ)

Подбор основных насосов:

Так как расчетная температура t_р=1,5 ⁰C < 80 ⁰C и вязкость н_t=24,95*10^-6 м²/с < 3*10^-4 м²/с, то перекачку следует осуществлять центробежными насосами. Регламентируемая [3] последовательная схема соединения насосов диктует подбор основных насосов по подаче. Подача насосов должна равняться требуемой подаче станции. Принимаются насосы, для которых Q_час (обязательно) и Q_{max час} (желательно) попадают в рабочую зону характеристик насосов [2, приложение 21]. Если этому условию удовлетворяют несколько насосов, выбирается тот, который обеспечивает требуемые Q_час и Q_{max час} при большем КПД и сменном роторе на меньшую подачу.

Подачи нашей станции Q_час (4521 м³/ч) и Q_{max час} (4838 м³/ч) попадают в рабочую зону характеристик насосов следующих марок:

Таблица 2

Выбор марки основных насосов

Выбираем насос марки - НМ 5000-210, так как рабочая и максимальная производительность ГНПС находится в рабочей зоне насоса и этот насос имеет наибольший КПД. Насос НМ 5000-210 обеспечивает рабочую производительность станции.

Определим количество основных насосов: [1]

Для создания требуемого напора H'_нс = 554 м на нефтеперекачивающей станции определим требуемое количество рабочих насосов:

где n ЬЬ количество насосов;

Н'_нс ЬЬ требуемый напор станции, [м];

Н_НАСв.д. - напор одного насоса по необрезанному диаметру рабочего колеса равному 450 мм и при Q _max/час, [м]; выбираем по характеристикам насоса [2, приложение 21].

В нашем случаи для Q_{max час} напор по необрезанному диаметру рабочего колеса, будет равен: Н_НАСв.д. = 218 м.

В соответствии с [3], при числе основных рабочих насосов n=3, принимаем число резервных насосов в количестве один.

Действительный напор одного основного насоса:

Подбор подпорных насосов:

Подпорный насос подбираем по подаче основных насосов и напору на входе основных насосов, т.е. подпору.

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 подходит насос НПВ 5000 - 120 с рабочей зоной (4000-6000) м³/ч. Так как Q_max=4838 м³/ч, то для обеспечения данной производительности требуется один подпорный насос НПВ 5000-120 рабочий плюс один насос в резерве. Напор одного подпорного насоса составит:

H_п=125 м.

• 2.2 ПЕРЕСЧЕТ ХАРАКТЕРИСТИК 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 [12].
• Значения поправочных коэффициентов k_Q, k_H, k_з определяют либо по графикам [12], либо по таблицам, путем интерполяции [7]. Число Рейнольдса, необходимое для определения поправочных коэффициентов, вычисляют по формуле [12, стр. 93]
• где Re - число Рейнольдса;
• Q_ном ЬЬ оптимальная подача насоса, м³/с;
• н_t ЬЬ кинематическая вязкость жидкости при температуре перекачки,
• [м²/с].
• D₂ - наружный диаметр рабочего колеса, м;
• b₂ - ширина лопатки рабочего колеса на наружном диаметре, м;
• [7, таблица 2.19]
• ш - коэффициент сжатия сечения каналов лопатки на выходе
• (ш= 0,9ч0,95).
• Произведем пересчет характеристик для основного насоса НМ 5000-210:
• Характеристику насоса, перекачивающего вязкие нефтепродукты, строят путем пересчета характеристик, построенных для воды, с учетом поправочных коэффициентов.
• Значение поправочных коэффициентов k_Q, k_H, k_з определяют по графику рис.1. Зависимость поправочного коэффициента для определения необходимого избытка удельной энергии на приеме от числа Рейнольдса представлена на рис.2.
• Рис.1. Зависимость поправочных коэффициентов от числа Рейнольдса
• Рис.2. Зависимость поправочных коэффициентов избытка удельной энергии на входе в насос
• Число Рейнольдса, необходимое для определения поправочных коэффициентов, вычисляют по формуле [8, стр. 92]
• где Re - число Рейнольдса;
• Q_ном ЬЬ производительность насоса, м³/с;
• н_t ЬЬ кинематическая вязкость жидкости при температуре перекачки, м²/с;
• D₂ - наружный диаметр рабочего колеса, [м];
• b₂ - ширина лопатки рабочего колеса на наружном диаметре, [м];
• [2, приложение 19]
• ш - коэффициент сжатия сечения каналов лопатки на выходе
• (ш= 0,9ч0,95).
• При Re > 7·10³ коэффициенты k_Q и k_H мало отличается от единицы, т.е. увеличение гидравлических потерь при пересчете с воды на нефть незначительно. Коэффициент k_з при этих значениях Re существенно отличается от единицы, что объясняется увеличением потерь на дисковое трение. И только при Re = 5·10⁴ значение k_з соответствует единице. => k_Q = k_H = k_з =1; перекачивающий магистральный нефтепродуктопровод насос
• Характеристика ?h_доп.н - Q пересчитывается по формуле [7]:
• где ?h_доп.н ЬЬ допустимый кавитационный запас для нефтепродукта, м;
• ?h_доп - допустимый кавитационный запас для воды, м;
• ?H^кр_t ЬЬ термодинамическая поправка, м;
• ?h_н ЬЬ вязкостная поправка, м.
• м
• где P_S - давление насыщенных паров жидкости при максимальной
• температуре перекачки, МПа;
• с_max - плотность жидкости при максимальной температуре перекачки, т/м³.
• где Re - число Рейнольдса во входном патрубке насоса;
• х_вх - скорость потока во входном патрубке насоса, м/с;
• g ЬЬ ускорение свободного падения, м/с².
• Согласно расчетам (см. раздел 1 данной курсовой работы) с_max=861,42 кг/м³. Р_s=0,058 МПа, D_вх=0,7 м - диаметр входного патрубка насоса.
• по характеристике насоса [2, приложение 21]
• = 38 м при Qmax=4838 м³/ ч
• Пересчет характеристики Q-N производится по перечисленным характеристикам Q-H и з- Q с помощью формулы (1):
• где с - плотность, кг/м³;
• Q -часовая подача станции, м³/ч;
• H_в и з_в - напор и к.п.д для воды
• Пересчет выполняем для трех - четырех подач из рабочей зоны характеристики насоса. Полученные данные сводим в таблицу 3.

• Таблица 3
• Пересчет характеристик основного насоса (з- Q, N-Q, ?hдоп-Q) при подачах из рабочей зоны насоса

Q, м3/ч	хвх, м/с	Re	з, %	?hдоп.н, м	H, м	N, кВт
4000	2,89	97973	0,85	34,80	248	2763
4838	3,49	118489	0,87	37,85	218	2870
5000	3,61	122467	0,88	39,86	210	2825

• Произведем пересчет характеристик для подпорного насоса НПВ 5000-120:
• В нашем случае k_Q=k_H = k_з = 1
• При Q_П.MAX=4838 м³/ч :
• по характеристике насоса [2, приложение 21]

• Таблица 4
• Пересчет характеристик подпорного насоса (з- Q, N-Q, ?hдоп-Q) при подачах из рабочей зоны насоса

Q, м3/ч	хвх, м/с	Re	з, %	?hдоп.н, м	H, м	N, кВт
4200	3,03	102872	0,82	4,91	130	1577
4838	3,43	118489	0,85	5,15	125	1685
5000	3,61	122467	0,86	5,36	120	1652

2.3 ПОДБОР ДВИГАТЕЛЕЙ К НАСОСАМ

Подбор двигателей для привода насоса проводится по мощности и частоте вращения вала насоса n_н и двигателя n_д на основе технических характеристик двигателей [7,14]

где N ЬЬ требуемая мощность двигателя, Вт;

к_з - коэффициент запаса, равный 1,15 для электродвигателей мощностью менее 500 кВт и 1,10 - для электродвигателей с большей мощностью;

с_t - плотность при расчетной температуре t, кг/м³;

з_д - к.п.д. двигателя, з_д = 0,97;

H - действительный напор насоса соответствующий Q_max, м;

з_н - к.п.д. насоса соответствующий Q_max;

Q_max.сек - максимальная секундная подача станции, м³/сек;

g ЬЬ ускорение свободного падения, м/с².

Для подобранного двигателя n_д должно равняться n_н.

Подбор двигателей для основных насосов НМ 5000-210:

Определим потребляемую мощность насоса при данных условиях

Подбираем электродвигатели:

СТДП 3150-2УХЛ4

N_дв = 3150 кВт;

n= 3000 об/мин;

Подбор двигателей для подпорных насосов НПВ 5000-120:

Подбираем электродвигатели:

ВАОВ 800 - 4У1

N_дв = 2000 кВт;

n= 3000 об/мин;

2.4 ПРОВЕРКА ПРАВИЛЬНОСТИ ВЫБОРА НАСОСОВ ПО ВЫСОТЕ ВСАСЫВАНИЯ

Всасывающая способность насосов определяется для Q_max по формуле

[12]

где H_S ЬЬ допустимая высота всасывания насоса, м;

P_a ЬЬ атмосферное (барометрическое) давление, Н/м²;

с_max ЬЬ плотность жидкости при максимальной температуре перекачки, [кг/м³];

?h_доп.н ЬЬ допустимый кавитационный запас для нефтепродукта, м;

х_вх - скорость потока во входном патрубке насоса, м/с;

g ЬЬ ускорение свободного падения, м/с².

При H_S отрицательном насосу требуется подпор величиной Р H_SР , при положительном - насос имеет самовсасывающую способность величиной H_S.

Для основных насосов НМ 5000-210:

Основной насос не обладает самовсасывающей способностью. Для него требуется подпор величиной

[ДН_доп]=|H_s |=34м

Для подпорного насоса:

Подпорный насос не обладает самовсасывающей способностью.

Производим проверку правильности выбора насосов по допустимой высоте всасывания.

Для ГНПС проверка производится только для подпорных насосов по следующим условиям [1]:

1) по развиваемому напору:

;

2) по всасывающей способности:

,

где Н_п - напор подпорного насоса, Н_п=125 м;

Н_sп - допустимая высота всасывания подпорного насоса, м;

h_вп и h_нп - 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 [16];

h_вп и h_нп - 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 [16];

Дz_п - разность геодезических отметок конца нагнетательного трубопровода подпорной НС (входной патрубок первого основного насоса) и начала всасывающего (патрубок самого удаленного резервуара), Дz_п=3 м;

H_S ЬЬ допустимая высота всасывания основного насоса, м;

Дz_в - разность геодезических отметок всасывающего патрубка подпорного насоса и патрубка самого удаленного от подпорной НС резервуара, Дz_в=-7 м;

h₀ - обычно соответствует минимальному уровню взлива жидкости в резервуаре откачки; для стальных наземных резервуаров h₀=1,0 м.

1) ;

2) .

Оба условия сходятся, следовательно основные и подпорные насосы выдержали проверку.



2.5 ПРОВЕРКА РАСЧЕТНОГО ЧИСЛА РАБОЧИХ НАСОСОВ НА ВЫПОЛНЕНИЕ

условий сохранения прочности корпуса насоса и

трубопровода. [1, стр. 14]

Условие сохранения прочности нефтепровода:

где n ЬЬ округленное до целого числа количество насосов;

H^/_HАС ЬЬ напор развиваемый основным насосом для перекачиваемой

жидкости при максимальной подаче (действительный напор одного насоса), [м];

h ЬЬ подпор основного насоса равный

h_Н ЬЬ потери напора на линии нагнетания принимаемые 5м, [м].[1, стр.8]

P_раб ЬЬ допустимое рекомендованное рабочее давление трубопровода, для нашей производительности. Q=210_ млн.т./год, тогда Р_раб=5,9 МПа, D=1020 мм.

Проверка по сохранению прочности нефтепровода выполняется.

Условие сохранения прочности корпуса насоса:

[1, стр. 14]

где n ЬЬ округленное до целого числа количество насосов;

H^/_HАС ЬЬ напор развиваемый основным насосом для перекачиваемой жидкости при Q_max (действительный напор одного насоса), [м];

h ЬЬ подпор основного насоса , [м].

P_н ЬЬ допустимое рабочее давление насоса 73,5·10⁵ н/м² с подачей больше 360 м³/ч , [МПа];

g ЬЬ ускорение свободного падения, [м²/с];

с_t ЬЬ плотность при расчетной температуре t, [кг/м³].

Условие по сохранению прочности корпуса насоса 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 2 - 3 суточной подачи станции.

м³.

Принимаем V_п=300000 м³

В резервуарных парках для сокращения потерь нефти и светлых нефтепродуктов от испарения должны применяться резервуары с плавающими крышами или 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 капиталовложения для нескольких вариантов парка, отличающихся типом и размером резервуаров, рассчитывая их ориентировочно как сумму сметной стоимости всех резервуаров плюс капиталовложения в технологические трубопроводы парка. [1]

Рассмотрим несколько вариантов парка с использованием:

1. РВС 20000 с понтоном;

2. РВС 30000 с понтоном

3. РВС 50000 с понтоном.

4. РВС 50000 с плавающей крышей.

Количество резервуаров для каждого варианта находится по формуле:

где, V_П - емкость резервуарного парка , м³;

K_Е - коэффициент использования емкости [2];

V_Р - геометрическая емкость резервуара, м³.[10].

1) РВС - 20000 с понтоном:

, принимаем n = 19 резервуаров.

Определим затраты на строительство резервуаров:

,

где S_Р - сметная стоимость резервуаров [7] тыс. руб.,

тыс.руб.;

2) РВС - 30000 с понтоном:

, принимаем n = 13 резервуара,

Определим затраты на строительство резервуаров:

тыс.руб.;

3) РВС - 50000 с понтоном:

, принимаем n = 9 резервуара,

Определим затраты на строительство резервуаров:

тыс.руб.;

5) РВС - 50000 с плавающей крышей:

, принимаем n = 8 резервуара,

Определим затраты на строительство резервуаров:

тыс.руб.;

Определим 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: D_н=820 мм, D_н=1020 мм, Произведем расчет для варианта РВС - 50000 с плавающей крышей. Далее расчеты вариантов сведем в таблицу. 5.

Расчет для варианта РВС - 50000 с плавающей крышей:

1) D_н=820 мм.

[4, формула 12]

где д ЬЬ толщина стенки трубопровода, мм;

n ЬЬ коэффициент надежности по нагрузке, в нашем случае принимаемый равным n = 1,15 по [4, таблица 13]

P_раб ЬЬ рабочее давление трубопровода, МПа;

R₁ ЬЬ расчетное сопротивление растяжению металла труб, МПа;

D_н -- наружный диаметр трубопровода, D_н =820 мм.

[4, формула 4]

21

где R₁^н ЬЬ нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла тр

уб, принимаемое равным минимальному значению временного сопротивления прочности), для марки стали 17Г1С оно составляет 520 МПа, [2];

m ЬЬ коэффициент условий работы трубопровода [4, таблицы 1,2], m=0,9.

k₁ и k_н ЬЬ

коэффициенты надежности, соответственно, по материалу и по назначению трубопровода. k₁=1,4 [4, таблица 9], k_н=1,0 [4, таблица 11].

За рабочее давление трубопровода примем:

где Н_рез - высота резервуара. Н_рез примем равным высоте резервуара с понтоном номинальным объемом 50000 м³, Н_рез=17,9 м.

д=6 мм, так как это ближайшая по сортаменту величина для трубопровода D=820 мм [2].

Капиталовложения на сооружение 1 км данного трубопровода составят: К=81960 руб/км.

2) D_н=1020 мм.

n = 1,15; R₁^н для марки стали 14ХГС составляет 500 МПа, [2]; m=0,9;

k₁=1,4; k_н=1.

Капиталовложения в данный трубопровод составят: К=95700 руб/км.

Из рассмотренных вариантов следует, что по условиям капиталовложений наиболее подходящим является трубопровод D_н=820 мм и д=6 мм.

Так как номинальный объем резервуара равен V_р=50000 м³, то объем группы может составлять V_гр=200000 м³: резервуаров в группе.

Следовательно, мы размещаем резервуары в 2 группы. Согласно плана расположения длина технологических трубопроводов парка ориентировочно равна L_тр=1712 м, тогда капиталовложения в данный трубопровод составят:

К_тр=L_тр*К=1,712*81960=140,32 руб.

А общие капиталовложения в парк:

К_общ=K_p+К_тр=2576+140,32=2716 т. руб.

Таблица 5.

Сводная таблица данных по общей стоимости проекта парка РВС в зависимости от типа и количества РВС

Тип резервуара	Количество, n	Затраты на строительство, Кр, т.руб	Затраты на строительство, Ктр (D=820 мм.), т.руб	У
РВС 20000 с понт.	19	3151	198,55	3350
РВС 30000 с понт.	13	2808	186,46	2994
РВС 50000 с понт.	9	3465	157,85	3623
РВС 50000 с плавающей крышей.	8	2576	140,32	2716

Из всех рассмотренных вариантов самым выгодным (по минимуму капиталовложений в парк) является вариант РВС 50000 с плавающей крышей, n=8 и технологическим трубопроводом парка D_н=820 мм, д=6мм.



4. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ГНПС

Технологическая схема насосной станции представляет собой технологическую обвязку основных объектов станции. К таким объектам относятся:

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 8 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. Согласно расчетов, основная комплектуется насосами НМ в количестве четырех (3 рабочих, 1 резервных). 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 проходит предварительную очистку от механических примесей с помощью фильтров-грязеуловителей,затем проходит узел предохранительных узлов, потом поступает на узел учета и только после этого подает в резервуары.

Для защиты коммуникаций резервуарного парка, а также оборудования узла учета и фильтров-грязеуловителей от повышенного давления на приеме устанавливаются предохранительные устройства прямого действия.

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.

4.1 РАЗРАБОТКА УЗЛА РЕГУЛИРОВАНИЯ ДАВЛЕНИЯ

Данный узел располагается на выходе основной НС ГНПС и НПС и служит для поддержания заданных величин давления на входе и выходе станции методом дросселирования. Узел регулирования должен состоять не менее чем из двух регулирующих устройств.

Определение потребного количества устройств производится по условной пропускной способности узла регулирования давления, рассчитываемой по формуле[16]:

;

где: к_р - условная пропускная способность узла регулирования давления, м³/ч; с - плотность перекачиваемой жидкости, т/м³; Q - подача НС, м³/ч; n - коэффициент запаса, равный 1,2; ДР - потери давления в регулирующем устройстве, принимаемые для экономичности перекачки не более 0,2ч0,3(принимаем 0,3) кг/см².

=9881 (м³/ч)

Количество рабочих устройств:

n =

где: к_р - условная пропускная способность узла регулирования давления, м³/ч; с - плотность перекачиваемой жидкости, т/м³; к_v - условная пропускная способность устройства регулирования, м³/ч.

По [приложению 14[2]] выбираем самостоятельно тип регулирующего устройства - регулирующая заслонка, диаметр условный D_У = 300 мм, условную пропускную способность к_v=5500 м³/ч и рассчитываем количество рабочих регулирующих устройств:

n = 9881/9000 = 1,80 ? 2

Принимаем 2 рабочих устройства и плюс одно, т.к. при отключении одного (выходе из строя) оставшиеся в работе устройства должны выполнять все функции узла регулирования.

В итоге имеем:

На узле регулирования давления должно находится 3 регулирующие заслонки (диаметр условный D_У = 300 мм, рабочее давление Р_раб=7,5МПа; допустимый перепад давления ?Р_доп=2МПа).



5. РАСЧЕТ РЕЖИМА РАБОТЫ ГНПС

Расчет состоит в выборе технически возможных и экономически целесообразных методов регулирования работы насосов, обеспечивающих транспорт заданных объемов жидкости с наименьшими затратами.

Самым экономичным способом регулирования режима работы насосной станции является ступенчатое регулирование. К способам ступенчатого регулирования относятся:

1)Смена рабочего колеса (ротора насоса);

2)Изменение количества работающих насосов на НС;

3)Изменение схемы соединения насосов на НС;

4)Изменение диаметра рабочего колеса насоса.

В нашем случае нужно добиться двух производительностей ГНПС:

Q_р - основной производительности станции и Q_мах - максимальной производительности станции, на случай перераспределения потоков в системе нефтепроводов в процессе ее эксплуатации.

Так как данную задачу решаем на стадии проектирования, то для достижения поставленной цели будем использовать один способов регулирования - изменение диаметра рабочего колеса насоса с подрегулированием при помощи дросселирования.

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 [2, приложение 21], и определим соответствующий напор. Принятые напоры для заданных подач запишем в таблицу 6.



Таблица 6

Значения для построения совмещенной характеристики НС и НП

	Q1=3000м3/час	Q2=3500м3/час	Q3=4000 м3/час	Q4=4898 м3/час	Q5=50000м3/час
Hп=Hs	140	135	130	125	120
Носн, м	270	258	248	218	210
Носн+Hп,м	410	393	378	343	330
2Носн+Hп,м	680	651	626	561	540
3Носн+Hп,м	950	909	874	779	750
Нтр,м	290	361	439	588	619

Определим некоторые значения потерь напора для построения характеристики трубопровода.

1) Q₁ = 3000 м³/час

Определяем скорость потока: [4, стр. 47, формула 3.13]

Где

х - скорость течения жидкости, [м/с]

Q_сек - расчетная секундная подача станции, [м³/сек];

D_вн - внутренний диаметр трубопровода, [м].

где D_н - наружный диаметр трубопровода, [мм];

д - толщина стенки трубопровода, [мм].

Режим течения жидкости в нефтепроводе: [5, стр. 43]

где Q_сек - расчетная секундная подача станции, [м³/сек];

D_вн - внутренний диаметр трубопровода, [м];

н_t ЬЬ вязкость при расчетной температуре t, [Ст].

Определяем граничные значение числа Рейнольдса: [4, стр. 45]

где D_вн - внутренний диаметр трубопровода, [мм];

e - абсолютная шероховатость трубопровода, принимается по ВНТП-2-86, e = (0,1ч0,2)мм.

Режим течения - турбулентный (зона Блазиуса)

так как 2320 < Re < Re_I

2320 < 42750< 99500

Тогда [4, стр. 45 формула 3.6]

где л - коэффициент гидравлического сопротивления.

Потери напора на трение в нефтепроводе:

Определяем потери напора на трение в нефтепроводе по формуле Дарси-Вейсбаха [4, стр. 45, формула 3.3]:

где h_l - потери напора на трение в нефтепроводе, [м];

л - коэффициент гидравлического сопротивления;

D_вн - внутренний диаметр трубопровода, [м];

L - длинна трубопровода, [м];

х - скорость течения жидкости, [м/с]

g ЬЬ ускорение свободного падения, [м/с²].

Определяем полные потери напора в трубопроводе при Q₁ = 3000 м³/час. [6, стр. 177]

где H_п - полные потери напора в трубопроводе, [м];

h_l - потери напора на трение в нефтепроводе, [м];

ДZ - разность геодезических отметок конца нагнетательного и начала всасывающего трубопроводов, [м];

H_к - потери напора в технологических объектах, следующих после нагнетательного трубопровода станции, Принимаем H_к=30м.

Аналогично рассчитываем полные потери напора в нефтепроводе при остальных значениях Q.

Для расчета потери напора по длине трубопровода для нескольких производительностей можно также воспользоваться формулой[15]:

где: в, m - коэффициенты, принимаемые в соответствии с режимом течения: для зоны Блазиуса в = 0,0246, m = 0,25; н - вязкость при расчетной температуре, м²/с; D_вн - внутренний диаметр трубопровода, мм; Q - подача насоса, м³/с; L - длина трубопровода, м; Дz - разность геодезических отметок начала и конца трубопровода, м; Н_к - максимальный напор в конце нагнетательного трубопровода Н_к принимаем равным 30 м с учетом потерь напора в трубопроводах конечного пункта и высоты уровня в заполненном резервуаре), м;

Для Q₂ = 3500 м³/ч = 0,972 м³/с

Для Q₃ = 4000 м³/ч = 1,111 м³/с

Для Q₄ = Q_max=4838 м³/ч = 1,34 м³/с

Для Q₅ = 5000 м³/ч = 1,388 м³/с

Произведем регулирование режима работы ПНПС при помощи изменения диаметра рабочих колес:

Требуемый диаметр рабочего колеса находится по формуле[6]:

где D₀ - диаметр необточенного рабочего колеса, м; Н?_нас - необходимый напор насоса с обточенным ротором, м; Q₁ - рабочая производительность насосов, м³/ч; a и b -эмпирические коэффициенты.

Эмпирические коэффициенты a и b находятся с помощью формулы, аппроксимирующей Н-Q характеристику насоса [1]:

Н = a - bМQ²

где a и b - эмпирические коэффициенты; Н - напор насоса, м; Q - производительность насоса м³/ч.

Описание метода нахождения коэффициентов a и b:

На исходной Н-Q характеристике произвольно берется две точки, обычно на границах рабочей зоны, и данная формула записывается дважды: "Первый раз для координат одной из точек, второй для координат другой" - получается система двух уравнений с двумя неизвестными a и b, из этих уравнений a и b находятся:

253+ b₀·4000² = 170+ b₀·6000²

253 - 170 = b₀·(6000² - 4000²)

b₀ = 4,35·10^-6;

a₀ = 170 + 4,53·10^-6·6000² = 280.

1)Определим требуемый диаметр рабочего колеса, который обеспечит насосу необходимое значение производительности равной Q_max:

Расчет:

Исходные данные для расчета: D_о=450мм(диаметр не обточенного рабочего колеса насоса НМ 5000-210[2]);b₀=4,45·10^-6;a₀ = 280.

= 0,415 (м)

D₁/D₀ = 0,415/0,45 = 0,9223; таким образом рабочие колёса насосов обтачиваются на 8%, что не превышает максимальную обрезку при проектировании равную 10%.

2)Определим требуемый диаметр рабочего колеса, который обеспечит насосу необходимое значение производительности равной Q_раб:

Расчет:

Исходные данные для расчета: D_о= 475мм(диаметр не обточенного рабочего колеса насоса НМ 7000-210[2]);b₀=2,22·10^-6;a₀ = 323.

= 0,390м

D₁/D₀ = 0,407/0,39 = 0,8673; таким образом рабочие колёса насосов обтачиваются на 14%, что превышает максимальную обрезку при проектировании равную 10%.

Изменение H-Q характеристики после обточки рабочего колеса(16,15):

; ,

где

Н₀ и Q₀ - напор и подача насоса при диаметре рабочего колеса, равном Д₀; Н и Q - напор и подача насоса при диаметре рабочего колеса, равном Д.

Таблица 7

	Q1=3000 м3/час	Q2=3500 м3/час	Q3=4000 м3/час	Q4=4838 м3/час	Q5=5000 м3/час
Нобр(Qр)	203	194	187	164	158
2Нобр+Нп(Qр)	749	717	690	617	594
Нобр(Qмах)	230	219	211	185	179
2Нобр+Нп(Qмах )	829	793	763	681	656

Значения для построения совмещенной характеристики НС и НП после обточки рабочего колеса

Произведем регулирование режима работы при Q_час=4521 м³/ч:

При данной производительности наша НС обеспечивает напор, равный Н=3*232+126=822 м, потери напора в трубопроводе составляют 495м. Отключаем из работы один насос Теперь насос создает при Q_час=4521 м³/час напор равный 2*232+126=589м. Устанавливаем ротор с диаметром рабочего колеса равным 420 мм. Теперь насос создает при Q_max=4521 м³/час напор равный 190 м. Так как величина подпора при Q_час=4521 м³/час равна 126 м, то наша НС будет обеспечивать напор 2*190+126=506 м. Оставшийся излишек напора убираем с помощью дросселирования. Дросселируем на 506-495=11 м.

Произведем регулирование режима работы при Q_max.час= 4838 м³/ч:

При данной производительности наша НС обеспечивает напор, равный Н=3*228+125=779 м, потери напора в трубопроводе составляют 588 м. Устанавливаем ротор с диаметром рабочего колеса равным 415 мм. Теперь насос создает при Q_max=4838 м³/час напор равный 185 м. Так как величина подпора при Q_max=4838 м³/час равна 125 м, то наша НС будет обеспечивать напор 3*185+125=681 м. Устанавливаем ротор с диаметром рабочего колеса равным 576 мм на подпорный насос. Теперь насос создает при Q_max=4838 м³/час напор равный 60 м.Оставшийся излишек напора убираем с помощью дросселирования. Дросселируем на 615-588=27м.



Список используемых источников

1. Перевощиков С. И. Проектирование и эксплуатация насосных станций (методические указание). Тюмень, 2004.

2. Перевощиков С. И. Проектирование и эксплуатация насосных станций (приложение к методическим указаниям). Тюмень, 2004.

3. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов (ВНТП 2-86) М., 1987

4. СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования.

5. СНиП 2.11.06 - 93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы.

6. Деточенко А.В., Михеев А.Л., Волков М.М. Спутник газовика. М., Недра, 1977.

7. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов. Под ред. Дерцакяна А.К. Л., Недра, 1977.

8. Рубинов Н.З. Экономика трубопроводного транспорта нефти и газа. М., Недра, 1972.

9. Мацкин Л.А., Черняк И.Л., Илембитов М.С. Эксплуатация нефтебаз. М., Недра, 1975.

10. Земенков Ю.Д. и др. Транспорт и хранение нефти и газа в примерах и задачах, Тюмень 2004.

11. Едигаров С.Г., Михайлов А.Д., Проходов А.Д. и др. Проектирование и эксплуатация нефтебаз. М., Недра, 1982.

12. Галлеев В.Б., Карпачев М.З., Харламенко В.И. Магистральные нефтепродуктопроводы. М., Недра, 1988.

13. Трубопроводный транспорт нефти. Под ред. Вайнштока С.М. М., Недра-Бизнесцентр, 2002. - Т.1.

14. Новоселов В.Ф. Трубопроводный транспорт нефти и газа. Технологический расчет нефтепродуктопроводов (учебное пособие). Уфа, 1986

15. Земенков Ю.Д. .,Хойрыш Г.Ф. Методические указания к практическим занятиям и к контрольным работам по дисциплине "Проектирование и эксплуатация магистральных нефтепроводов. Тюмень, 2004

16. Перевощиков С. И. Проектирование и эксплуатация насосных станций. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1995. - 148 с.



ПРИЛОЖЕНИЕ

Рис. П.1 H-Q характеристика НМ 5000-210

Рис. П.2 H-Q характеристика НПВ 5000-120

Размещено на Allbest.ru