Головная нефтеперекачивающая станция эксплуатационного участка

 

1. Регулирование методом обточки рабочих колёс

Обточка рабочих колёс магистральных насосов по наружному диаметру применяется в трубопроводном транспорте нефти достаточно часто.

Предел обточки колёс приведён в таблице А.4 (смотреть Приложение А).

Определим напор подпорного и основного насосов, при котором напор на выходе станции равен требуемому:

 

 

Определим диаметр рабочего колеса подпорного и основного насосов после обточки:

 

(3.6)

где

 

Выражение (3.1) в нашем случае не имеет рационального смысла, так как под корнем получается отрицательное число, следовательно, обточка рабочего колеса подпорного насоса недопустима.

 

(3.7)

где

 

Установим допустимость требуемой обточки рабочего колеса основного насоса по таблице А.4 (смотреть приложение А):

 

 

Полученный процент обточки рабочего колеса основного насоса не попадает в допустимый промежуток предела обточки рабочего колеса для данного насоса, следовательно, обточка рабочего колеса насоса недопустима.

Итак, в нашем случае недопустимы обточки рабочих колёс основного и подпорного насосов, следовательно, данный метод неприменим.

 

2. Регулирование методом изменения частоты вращения роторов

Данный метод является прогрессивным и экономичным методом регулирования.

Вычислим частоту вращения роторов подпорных и основных насосов, учитывая, что параметры работы насосов при этом изменяются так же, как и при обточке рабочих колёс.

Для подпорных насосов:

 

 

данное выражение, как и выражение (3.1), не имеет смысла, следовательно, частоту вращения ротора подпорного насоса изменять нельзя.

Для основных насосов:

 

 

Установим требуемый диапазон регулирования частоты вращения и подберём электродвигатели насосов требуемой мощности с необходимым диапазоном регулирования.

 

 

Данному диапазону соответствует двигатель, выбранный в п. 1.9.

Определим аппроксимационные коэффициенты напорной характеристики станции после регулирования:

 

 

Вычислим напорную характеристику станции:

 

 

Определим потребляемую мощность электродвигателями станции при изменении частоты вращения основных насосов:

 

где

 

3. Регулирование методом байпасирования

Метод байпасирования применяется в основном на головных станциях. Он заключается в перепуске части жидкости во всасывающую линию насосов.

Определим расход нефти, перепускаемой по байпасу, необходимый для уменьшения напора станции на :

 

 

Определим напор насосов и станции после регулирования при большей подаче:

 

 

4. Другие методы регулирования

Метод дросселирования.

Данный метод применяется на практике сравнительно часто, хотя и не является экономичным. Он основан на частичном перекрытии потока нефти на выходе из насосной станции, то есть на создании дополнительного гидравлического сопротивления. Данный метод не рекомендуется из-за возможного перерасхода энергии станции вследствие изменения КПД насосов и существования опасности перегрузки приводов насосов.

Метод регулирования путём изменения количества работающих насосов.

При использовании этого метода достигаемый результат зависит не только от схемы соединения насосов, но и от крутизны характеристики трубопровода. В нашём случае данный метод неприменим, так как при уменьшении или увеличении числа насосов возникает вероятность невыполнения условия по рабочему давлению в трубопроводе.

Метод регулирования путём применения противотурбулентных присадок.

В нашём случае данный метод неприменим, так как в техническом задании не оговорены его условия.

Метод регулирования с помощью сменных роторов.

Применение сменных роторов наиболее эффективно на начальной стадии эксплуатации нефтепровода, когда система «НПС – трубопровод» не выведена на проектную мощность. Данный метод к рассмотрению учитывать не будем, так были выбраны ранее те сменные роторы магистральных насосов, которые отвечают требованиям эксплуатации по давлению.

 

 

• Выбор метода регулирования

 

Принимаем метод регулирования – изменение частоты вращения вала насоса. Данный метод относится к методам плавного регулирования. Применение плавного метода регулирования частоты вращения роторов насосов на ГНПС магистральных нефтепроводов облегчает синхронизацию работы станции, позволяет полностью исключить обточку рабочих колёс, применение сменных роторов, а также избежать гидравлических ударов в нефтепроводе. При этом сокращается время запуска и остановки насосных агрегатов.

 

 

4. Технологическая схема станции

 

4.1 Выбор  обратных клапанов, задвижек, шаровых  кранов

 

Задвижки, шаровые краны, обратные клапана являются разновидностью арматуры, которая предназначена для управления потока жидкости по трубопроводу.

Основываясь на многолетнем практическом опыте в нефтяной промышленности на данном этапе расчетов для проектируемой станции нам нужно выбрать необходимое количество и тип арматуры из представленного сортамента:

– На узел подключения к магистрали необходимо установить шиберные задвижки с условным давлением РУ = 6,3 МПа в количестве 10 штук.

– В системе фильтров – грязеуловителей выбираем шиберные задвижки с электроприводом в количестве 6 штук.

– До и после каждого предохранительного клапана устанавливаем отключающие задвижки с ручным приводом. На первом узле 8 задвижек, и на втором 6 задвижек. При эксплуатации задвижки должны быть опломбированы в открытом положении, задвижки резервных клапанов должны быть закрыты.

– Для узлов учёта предусмотрим 20 задвижек с электроприводом.

– Для распределения потока нефти по резервуарам потребуется 16 задвижек с электроприводом.

– На нагнетательных и всасывающих линиях магистральных насосов используются шиберные задвижки с электроприводом с условным давлением РУ = 7,5 МПа.

– Всасывающие и нагнетательные линии подпорных насосов оснащены шиберными задвижками с электроприводом с условным давлением РУ = 1,6 МПа.

• 4.2 Выбор диаметра технологического трубопровода

труба насос нефтеперекачивающий станция

Диаметр технологического трубопровода определяются по формуле

 

(4.1)

 

где Q – производительность станции, Q = 5763 м3/ч;

V – скорость  нефти в трубопроводе, во всасывающих  и самотечных трубопроводах – 0,5 – 1,5 м/с, в нагнетательных трубопроводах – 0,5 – 7,0 м/с.

Определим диапазон возможных диаметров для всасывающих трубопроводов:

 

 

Из сортамента труб выбираем трубу с диаметром 1220х10 мм.

Определим диапазон возможных диаметров для нагнетательного трубопровода:

 

 

Из сортамента труб выбираем трубу с диаметром 1220х10 мм.

 

5. Описание  направлений потоков нефти и  положения задвижек в установившемся режиме перекачки

 

В установившемся режиме перекачки нефть, поступая с предыдущей станции, проходит узел подключения магистрали. В штатном режиме работы станции задвижки 1, 2 и 51 открыты, закрыты задвижки 52, 54, 55, 56, 57 и 60. При приеме очистного или диагностического устройства открываются 52 и 54 задвижки, а 1 задвижка закрывается. При пуске очистного или диагностического устройства открываются 57 и 60 задвижки, а 51 задвижка закрывается. Далее поток нефти проходит систему фильтров – грязеуловителей, при этом задвижки 3, 5, 6, 8 открыты, а 9 и 11 задвижка закрыта. При замене одного из фильтров – грязеуловителей, задвижка 9 и 11 открываются, а задвижки 3, 5 или 6, 8 закрываются (в зависимости от заменяемого фильтра). Далее поток нефти проходит через площадку предохранительных клапанов где, в установившемся режиме задвижки должны быть опломбированы в открытом положении, кроме задвижек, резервных клапанов, которые должны быть закрыты.

При повышении давления предохранительный клапан открывается, и часть нефти сбрасывается в резервуары для сброса, до тех пор пока давление вновь не снизится. После площадки предохранительных клапанов нефть проходит через узел учета нефти, затем нефть попадает в резервуарный парк.

В зависимости от того, какой резервуар будет заполняться, открываются (закрываются) соответствующие задвижки. Для заполнения первого резервуара необходимо открыть задвижку 16, а задвижки с 17 по 31, а также 32 должны быть закрыты. Для заполнения второго резервуара необходимо открыть задвижку 23, а задвижки с 16 по 31 (кроме 23), а также 32 должны быть закрыты. Для заполнения третьего резервуара необходимо открыть задвижку 24, а задвижки с 16 по 31 (кроме 24), а также 32 должны быть закрыты. При заполнении четвертого резервуара необходимо открыть задвижку 31, а задвижки с 16 по 30, а также 32 должны быть закрыты. Откачка из резервуаров ведется при открытой задвижки 33 и задвижки 19 для первого резервуара, 33 и 20 для второго, 33 и 27 для третьего, 33 и 28 для четвертого соответственно.

Далее нефть подается на всасывающую линию подпорных насосов. Так как два подпорных насоса рабочих, а третий резервный, то задвижки 35 и 38 резервного насоса находятся в закрытом положении, но для осуществления внутрипарковой перекачки из резервуара в резервуар независимо от работы насосных (как подпорной, так и основной), в открытом положении находятся задвижки 36 и 34, а так же задвижки резервуаров: 17 для закачки в первый резервуар, 22 для закачки во второй резервуар, 25 для закачки в третий резервуар и 30 для закачки в четвертый резервуар. Для откачки открыты задвижки: 18 из первого резервуара, 21 из второго резервуара, 26 из третьего резервуара и 29 из четвертого резервуара. Задвижки 40 и 43, рабочих подпорных насосов находятся в открытом положении.

Затем поток нефти проходит узел учета и попадает в магистральные насосы основной насосной станции. Так как один насос резервный, то задвижки 46 и 45 закрыты, а задвижки с 47 по 50 находятся в открытом положении.

Далее при открытой задвижки 51 поток нефти, минуя камеру пуска скребка, поступает в магистраль.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение

 

 

 

 

						Лист
Изм,	Лист	№ докум.	Подп.	Дата

 

 

					КП 08.1.1.2/3,9ПЗ
			Подп	Дата
Разраб.		Фурсевич Д.М.			ГНПС эксплуатационного участка	Лит			Лист	Листов
Пров.		Антидзе Д.В.				У
						ОмГТУ, ФТНГ, гр. ЗПС-510
Н.контр.
Утв.