Головная нефтеперекачивающая станция эксплуатационного участка

 

(1.15)

 

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

 

(1.16)

 

где Q – расчетная подача ГНПС, м3/час;

ДВН – внутренний диаметр трубопровода, м;

ν – расчетная вязкость, м2 /с.

 

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

 

 

 

где Δэ – эквивалентная шероховатость труб после; нескольких лет эксплуатации Δэ=0,2 мм.

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

 

(1.17)

 

Рассчитаем потери на трение в нефтепроводе по формуле

 

(1.18)

 

где L – длина трубопровода, м;

υ – скорость течения нефти, м/с, определяемая по формуле

 

(1.19)

 

Таким образом, потери на трение будут равны:

 

По формуле (1.15) определим полные потери напора в трубопроводе

 

 

• 1.7 Проверка правильности выбора подпорных насосов НПС

 

Определим всасывающие способности основного и подпорного насосов:

 

. (1.20)

(1.21)

 

где Ра – атмосферное давление, Ра = 101325 Па.

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

 

(1.22)

(1.23)

 

Всасывающие способности насосов:

 

 

Условия правильного выбора подпорного насоса:

 

а)

Нп=79,4 м,

 

 

Условие а) выполняется.

 

б)

= 4,8 м,

.

 

Условие б) выполняется.

Поскольку оба условия выполняются, подпорный насос выбран верно.

• 1.8 Проверка правильности выбора основных насосов

 

Проверка выполняется по условиям сохранения прочности трубопровода и корпуса насоса.

 

а) ,

 

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

 

 

 

 

Условие а) выполняется.

 

б)

 

где – допустимое давление в трубопроводе, МПа;

 

(1.24)

 

 

 

Условие б) выполняется.

Поскольку оба условия выполняются, магистральные насосы выбраны верно.

 

1.9 Выбор  электродвигателей насосов

 

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

 

(1.25)

 

где ηД – КПД двигателя; для электродвигателей ηД = 0,97;

kз – коэффициент запаса, kз = 1,1 ;

ηМ – КПД магистрального насоса.

Мощность электродвигателя подпорного насоса определим по формуле:

 

(1.26)

 

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

 

• 2. Выбор оборудования узлов НПС

 

• 2.1 Выбор типа и количества предохранительных клапанов

 

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

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

 

, (2.1)

 

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

Qкл – пропускная способность одного клапана.

 

, (2.2)

 

где P1 – давление срабатывания клапана, Па;

Р2 – давление за клапаном, МПа;

Кv – коэффициент пропускной способности предохранительного клапана, м3/ч.

 

 (2.3)

 

где Рт – рабочее давление в трубопроводе;

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

 

, (2.4)

 

где Ргид = 0,03 МПа – потери давления между клапаном и резервуаром;

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

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

Пропускная способность одного предохранительного клапана согласно формуле (2.2)

 

Определим необходимое количество предохранительных клапанов на первом узле

 

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

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

 

4

 

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

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

 

2.2 Выбор  типа и количества регуляторов давления

 

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

Схема узла регулирования представлена на рисунке 2.2:

 

Рисунок 2.2 – Технологическая схема узла регулирования давления.

 

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

Для определения суммарного коэффициента пропускной способности исполнительных устройств воспользуемся формулой:

 

(2.5)

 

где Q – производительность МН, м3/ч;

n – коэффициент  запаса, равный 1,2;

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

r – плотность жидкости, т/м3.

Необходимое количество устройств определим по формуле

 

 

(2.6)

 

где КV – условная пропускная способность устройства регулирования.

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

Таким образом, число регуляторов будет равно

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

 

• 2.3 Выбор типа и количества турбинных преобразователей расхода

 

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

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

Рисунок 2.3. – Схема основной и резервной лини узла учёта

 

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

Число рабочих измерительных линий определим по формуле:

 

(2.7)

 

где Qmax – максимальная возможная подача, м 3/ч;

QВ – максимальный расход через один счетчик, м 3/ч;

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

 

2.4 Выбор  типа и количества фильтров-грязеуловителей

 

При разработке технологической схемы узла учета необходимо предусматривать очистку жидкости от механических примесей. Для этих целей используются сетчатые фильтры. Система фильтрации на НПС с емкостью должна состоять из горизонтальных решетчатых фильтров-грязеуловителей.

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

 

2.5 Выбор  типа, объема и количества резервуаров

 

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

Выбираем вертикальный стальной резервуар типа РВСП объемом

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

Определим необходимое их количество по формуле:

 

, (2.8)

 

где Vп – объем резервуарного парка, м3;

η – коэффициент использования емкости;

VР – объем резервуара, м;

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

 

 

2.6 Система  дренажа, сбора утечек и резервуары  сборники

 

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

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

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

 

3. Регулирование  режимов работы станции

 

• 3.1 Определение аппроксимационных коэффициентов напорных характеристик насосов и станции

 

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

 

(3.1)

(3.2)

 

где a, b – искомые коэффициенты;

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

Q1, Q2 – значения подач для тех же точек.

Определим аппроксимационные коэффициенты для характеристики:

• НПВ 3600-90, Д2=550 мм:

 

 

Определим напор при расчетной подаче по формуле (1.8)

 

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

 

(3.3)

 

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

• НМ 7000-210 с ротором на 1,0:

 

 

Определим напор при расчетной подаче по формуле (1.8)

 

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

 

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

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

Определим аппроксимационные коэффициенты для характеристики станции:

 

(3.4)

(3.5)

 

Вычислим напорную характеристику станции:

 

 

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

 

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

Определим излишний напор станции ΔН:

 

 

 

• 3.2 Рассмотрение различных методов регулирования работы станции. Выбор метода регулирования