Головная нефтеперекачивающая станция эксплуатационного участка

Содержание

 

 

 

Введение           3

1. Выбор основного оборудования ГНПС магистрального нефтепровода          5
1. Определение наружного диаметра трубопровода и рабочего давления в нем            5
2. Определение физических характеристик нефти     5
3. Расчетная и максимальная подача ГНПС      6
4. Выбор основного и подпорного насосов      7
5. Расчет предельного значения вязкости      11
6. Выбор и расчет параметров трубы       12
7. Проверка правильности выбора подпорных насосов НПС   13
8. Проверка правильности выбора основных насосов    14
9. Выбор электродвигателей насосов       15
2. Выбор оборудования, узлов и агрегатов НПС   17
1. Выбор диаметра технологического трубопровода    17
2. Выбор типа и количества фильтров-грязеуловителей    18
3. Выбор типа и количества предохранительных клапанов   18
4. Разработка узла учета нефти        20
5. Выбор типа и количества регуляторов давления     21
6. Выбор типа и количества резервуаров станции     23
3. Регулирование режимов работы ГНПС    24
1. Рассмотрение различных методов регулирования режимов работы

станции           24

4. Технологическая схема станции     28
1. Выбор обратных клапанов, задвижек и шаровых кранов   28
2. Описание направлений потоков нефти и положения задвижек в установившемся режиме перекачки        29

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

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

Рисунок 1 – принципиальная схема ГНПС

 

Рисунок 2 – Принципиальная технологическая схема ГНПС

 

Основные узлы ГНПС

ГНПС включает в себя следующие объекты основного технологического назначения:

1. резервуарный парк – РП;
2. подпорную НС – ПНС;
3. основную НС – НС;
4. узел учета нефти – УУ;
5. узел предохранительных устройств – УП;
6. узел регуляторов давления – УР;
7. узел подключения станции к трубопроводу – УМ;

 – задвижка  с ручным приводом;

 – фильтр сетчатый;

 – открытый  клапан с демпфером;

– магистральный насос с электродвигателем;

 – обратный  клапан.

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

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

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

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

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

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

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

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

 

 

1. Выбор основного оборудования ГНПС магистрального нефтепровода

 

08.1.1.2/3,9

Проектирование Головной НПС эксплуатационного участка.

Исходные данные

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

- длина трубопровода L – 170 км;

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

- геодезические  отметки резервуарного парка, подпорной  и основной насосной, соответственно ZP = 8 м, ZП = 4 м, ZO = 12 м;

- плотность нефти  ρ20 при 20 0С – 844 кг/м3,

- кинематическая  вязкость нефти ν20 при t=200С – 21 сСт, ν50 при t=500С – 3,6 сСт;

- схема перекачки  – постанционная;

- температура  перекачки t = 3,90С;

- температура  начала кипения tнк = 46,50 С;

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

- потери напора  во всасывающей и нагнетательной  линиях подпорной станции hВП =5м и hНП=5м;

- минимальная  высота взлива в резервуарах h0 = 1 м.

- схема перекачки – постанционная;

- температура  перекачки t = 500С;

- однониточная  обвязка резервуаров;

 

2. Выбор основного оборудования ГНПС магистрального нефтепровода

 

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

 

1. Определение наружного диаметра трубопровода и рабочего давления в нем

 

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

 

2. Определение плотности и вязкости нефти при температуре перекачки

 

Плотность при температуре перекачки по формуле

 

, (1.1)

 

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

.

Вязкость нефти при температуре перекачке определяется по формуле

 

(1.2)

 

k – эмпирический коэффициент;

-кинематическая вязкость перекачиваемой нефти при 200С,

;

-кинематическая вязкость перекачиваемой  нефти при 500С,

;

 

(1.3)

,

.

 

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

 

 

 

3. Выбор насосов станций и их роторов

 

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

 

(1.4)

где N- число рабочих дней нефтепровода в году.

Принимаем N = 355 дней.

.

Максимальная подача

 

(1.5)

 

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

.

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

 

Q>0,8Qном., (1.6)

Qmax<1,2Qном. (1.7)

 

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

Определим напор при расчетной подаче по формуле

 

(1.8)

 

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

 

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

 

Таблица 1.1 – Данные по выбранным насосам [1]

Марка насоса	Подача, м3/ч	Частота вращ., об/мин	Доп. кавит. запас, м	Диаметр рабочего колеса D2, мм	Диаметр входного патрубка Dвх, мм	Коэффициенты H(Q) характеристики насоса по формуле (1.8)	Коэффициенты η(Q) характеристики насоса по формуле (1.27)	Электродвигатель	Мощность, кВт
НПВ 3600-90	3600	1500	4,8	550	408	a= 104,1 b=2,9749×10-6	k1=5,4840·10-2 k2= -1,0583·10-5 k3=4,9720·10-10	ВАОВ500L-4У1	400
НМ 7000-210	7000	3000	50	450	512	a=262,5 b=1,8173×10-6	k1=2,6881·10-2 k2= -2,0512·10-6 k3=3,9694·10-12	СТДП2000-2УХЛ 4	2000

 

Определим напор при расчетной подаче по формуле (1.8)

 

Выбираем схему с двумя параллельно соединенными подпорными насосами.

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

 

(1.9)

 

где – внутристанционные потери на линии нагнетания равные 5 м.

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

при 2-х насосах:

 

при 3-х насосах:

 

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

 

(1.10)

 

при 2-х насосах:

 

при 3-х насосах:

 

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

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

Рраб=5,1…5,5 МПа

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

 

• 1.4 Расчет предельного значения вязкости

 

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

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

 

(1.11)

 

где n – число оборотов ротора в час.

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

 

(1.12)

 

где ns – коэффициент быстроходности насоса, ns = 211.

В пересчете характеристик насоса с воды на нефть нет необходимости.

 

• 1.5 Выбор трубы

 

По таблице А2 определяем следующие характеристики трубы:

• марка стали 08ГБЮ;
• коэффициент надежности по материалу К1=1,4;
• временное сопротивление σвр = 510 МПа;
• рабочее давление 5,4 – 7,4 МПа.

Определяем толщину стенки трубы при рабочем давлении в трубопроводе:

 

, (1.13)

 

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

РT – давление в трубопроводе, Па;

Дн – наружный диаметр трубопровода, м;

R1 – расчетное сопротивление, Па;

 

, (1.14)

 

где R1н – нормативное сопротивление стали, R1н=510 МПа;

mо – коэффициент условий работы трубопровода 0,9;

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

Кн – коэффициент надежности по назначению трубопровода, Кн = 1,05.

 

 

Определим внутренний диаметр трубы по формуле:

 

 

• 1.6 Определение полных потерь напора в трубопроводе

 

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