Проектирование головной нефтеперекачивающей станции в районе города Пермь

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ РФ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ ТРАНСПОРТА

Кафедра «ПЭНХ»

Курсоваяработа

по дисциплине: «Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций»

на тему: «Проектирование головной нефтеперекачивающей станции в районе города Пермь»

                Выполнил: Гапанович М.В.

               Проверил: Трясцин Р.А.

Тюмень 2009год

Введение                                                                        
                                                

Особенно  велика  роль  трубопроводного  транспорта  в  нефтяной  промышленности  и  в  связанных  с  ней  отраслях,  где  основным  сырьем  и  готовым  продуктом  являются  жидкие     углеводороды,  перемещаемые  в  больших  количествах  на  значительные  расстояния  как  внутри  отдельных  производств,  так  и  от  производителей  к  потребителям.

Основу  всех  систем  доставки  и  перемещения  жидкостей  по  трубопроводам   составляют  различного  вида  насосные  станции (НС).

На магистральных нефтепроводах используются в основном три вида нефтеперекачивающих станций (НПС): головные нефтеперекачивающие станции нефтепроводов (ГНПС), промежуточные нефтеперекачивающие станции (ПНПС) и головные нефтеперекачивающие станции эксплуатационных участков нефтепровода (ГНПС эксплуатационных участков).

ГНПС предназначена главным образом для приема нефти с промыслов и подачи ее в нефтепровод. Они имеют РП, играющий роль буферной емкости между промыслами и магистралью и роль аварийной емкости при аварии на магистрали или промыслах.

ПНПС служат для восполнения потерь энергии жидкости, возникающих при движении потока нефти по магистрали. Данные станции располагаются по трассе через 100÷150 км.

ГНПС эксплуатационных участков нефтепровода в основном предназначены для гидродинамического разобщения магистралей на относительно небольшие участки (400÷600 км) с целью облегчения управлением перекачкой и локализации гидродинамических возмущений потока (гидроударов) в пределах данных участков. Эта функция подобных НПС выполняется за счет размещения на них РП. Последние являются средством гидродинамического разобщения магистралей на эксплуатационные участки.

 

Расчет.

1.Определение исходных расчетных данных.

Дано: Q=29т/год, L=110км, ν₂₀=48 сСт, ν₅₀=8сСт, ρ₂₀=830 кг/м³, Р_s=0,062 МПа, D=102012, z=55м.

Для определения расчетных данных нам понадобится температура перекачиваемой нефти. Для этого надо определить глубину заложения нефтепровода.

Определим глубину заложения нефтепровода в зависимости от диаметра. Примем ее из интервала (0,8м-1,1м). Глубина заложения нефтепровода будет равна 1,1 м.

Зная глубину заложения и район проектируемой ГНПС, определим температуру перекачки. Для НС, предназначенных для перекачки одного вида жидкости, за расчетную принимается минимальная температура жидкости в трубопроводе. Температура жидкости в трубопроводе приблизительно равна температуре окружающей среды и для нашего случая составит 0.

Зная температуру перекачиваемой нефти определим ее расчетные данные: плотность и вязкость.

Плотность определится по следующей формуле [1]:

ρ_t=ρ₂₀/(1+β_р(t-20)), где

ρ_t –­ плотность нефти при температуре t, кг/м³;

ρ₂₀ –­ плотность нефти при 20 ºС, кг/м³;

t –­ температура нефти, ºС;

β –­ коэфициент Альтшуля, с²/м в соответствии с β_р=0,000769 1/К ;

ρ_t=830/(1+0,000769(0-20))=830/0,98462=842,96 кг/м³

Вязкость определим по следующей формуле [1]:

, где

ν_t –­ 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

ν₁ –­ вязкость при температуре t₁;

ν₂ –­ вязкость при температуре t₂;

u=1/(50-20)ln(48/8)=0,0597

ν_t=48*e^{-0,0597(0-20)}=158,4Сст

Определив плотность, определим часовую производительность станции (расчетную часовую и максимальную часовую). [1]

;            , где

G –­ производительность станции, т/год;

24 –­ число часов в сутках;

τ –­ количество рабочих дней станции (нефтепровода) в году, определяемое в зависимости от диаметра и протяженности нефтепровода, и составляющее 345-349 дней (τ = 345) [1];

ρ –­ расчетная плотность нефти, т/м³;

k_n –­ коэффициент, учитывающий резерв пропускной способности нефтепровода на случай перераспределения потоков в системе нефтепроводов в процессе ее эксплуатации, определяемый в зависимости от назначения нефтепровода и составляющий 1,03-1,1 (k _n = 1,05) [1]

Q=29*10⁹/24*345*842,96=4154,9 м³/ч, или 4154,9 /3600=1,1 м³/с

Q_max=1,05*4154,9 =4362,645м³/ч, или 1,21 м³/с

Здесь же определим потребный напор станции (ориентировочно).

РАСЧЕТ ТРЕБУЕМОГО НАПОРА ГНПС.

Проведем полный гидродинамический расчет трубопровода при Q_maxи Q_раб.

Определяем скорость потока.

где   υ – 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];

δ – толщина стенки трубопровода, [мм].

Режим течения жидкости в нефтепроводе.

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

ν_t ــ вязкость при расчетной температуре t,  [Ст].

Определяем граничные значение числа Рейнольдса.

    где  D_вн -  внутренний диаметр трубопровода, [мм];

e    -  абсолютная шероховатость трубопровода, принимается по

ВНТП-2-86, e = (0,1÷0,2)мм.

Режим течения – турбулентный (зона Блазиуса) так как 2320 < Re < Re_I

2320 < 9770<66400

Тогда

где  λ – коэффициент гидравлического сопротивления.

  

Потери напора на трение в нефтепроводе.

Определяем потери напора на трение в нефтепроводе по формуле Дарси-Вейсбаха:

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

λ – коэффициент гидравлического сопротивления;

D_вн -  внутренний диаметр трубопровода, [м];

L   -  длинна трубопровода, [м];

υ – скорость течения жидкости, [м/с]

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

Определяем полные потери напора в трубопроводе.

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

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

ΔZ – 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.

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 :

Зная расчетные: плотность нефти ρ_t = 842,96 кг/м³, вязкость нефти ν_t=158,4Сст  и требуемый напор станции   Н_нс=467,1 м, приступим к выбору оборудования станции.

2. Подбор основного оборудования ГНПС

Подбор основного оборудования НС осуществляется на основе известных плотности, вязкости, температуре перекачиваемой нефти, требуемой подаче и напору НС. К основному оборудованию насосных станций относятся насосы и приводящие их двигатели.

2.1.Подбор насосов (подпорных и основных).

Опираясь на уже имеющиеся проекты и разработки НС можно выбрать тип насоса. Известно, что на магистральных нефтепроводах с температурой перекачиваемой нефти ниже 80 ºС и вязкостью ниже 3 Ст, используются центробежные насосы. Для магистральных нефтепроводов это насосы марки НМ (насос нефтяной магистральный), которые эксплуатируются на ГНПС совместно с подпорными насосами, в данное время являются насосы марки НПВ (насос подпорный вертикальный).

Насосы на станциях соединяются по разному. Основные насосы соединяются последовательно, значит, подбор насосов будем производить по подаче, а их напоры будем складывать. Подпорные насосы соединяются параллельно, так как от них не требуется большие напоры, следовательно, при работе двух и более насосов их напоры останутся теми же, а подачи будут складываться.

 Выполним подбор марки насосов основных и подпорных по их Н-Q характеристикам с учетом рабочей зоны насоса и определим число насосов.

При выборе марки необходимо, чтобы Q и Q_max входили в рабочую зону насоса.

Нам подходит один насос, т.к. данная производительность входит в его рабочую зону, ориентировочно принимаем   насос НМ 5000-210 с рабочей зоной (4000-6000) м³/ч. Графические характеристики  в приложении 1

По характеристикам насосов [1] определим их параметры при Q_max=4362,645 м³/ч.

НМ 5000-210

Н=230м,

КПД=84%,

∆h_{доп .}=34м

Определим количество насосов, требуемых для ОНС, для всех вариантов.

где      Н_Н –­ напор одного насоса, м.

Количество насосов округляется, обычно, в большую сторону.

                принимаем n₀ = 2

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

По характеристикам подпорных насосов нам подходит только насос НПВ5000 –­ 120 с рабочей зоной(4000-6000) м³/ч и со следующими характеристиками при Q_max≈4362,645 м³/ч

H = 126 м,

Δh_доп = 5,3м,

η = 83 % .

Подрезка рабочих колес насосов.

Для обеспечения потребного напора станции ННПС необходимо определить требуемый напор одного насоса:

 (м);

Так как количество насосов на станции было округлено в большую сторону, то необходима подрезка рабочих колес насосов. Подрезку считаем по формуле [7, стр. 94]:

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 = 4000 м3/ч                               Н1 = 243 м

  Q2 = 4800 м3/ч                               Н2 = 214 м

(мм)

Подрезка рабочих колес составит 9%, что меньше допустимых на стадии проектирования 10%. Производим подрезку рабочих колес по максимуму т.е на 9%.

2.2. Пересчет характеристик насосов с воды на нефть.

Так как заводские характеристики насосов, получаются для воды, то встает задача определения конкретного вида характеристик насосов в каждом отдельном случае. Поэтому практикуется пересчет заводских характеристик на конкретную вязкую жидкость, а именно на нефть.

Пересчет Q-H и η- Q характеристик основного насоса будем осуществлять по следующим зависимостям. [10],

Q_H = k_QQ_В;           H_H = k_HH_В;                  η_H = k_ηη_В,

а характеристики Q-N по перечисленным характеристикам Q-H и η- Q с помощью формулы:

N=ρgQΗ/3600η, где

Q_Н и Q_В –­ подачи при нефти и воде;

H_Н и H_В –­ подачи при нефти и воде;

η_Н и η_В –­ КПД при нефти и воде;

k_Q, k_H, k_η,–­ поправочные коэффициенты определяемые по графикам  в зависимости от числа Рейнольдса [1].

N –­ полезная мощность насоса, Вт;

g –­ ускорение свободного падения, равное 9,81 м²/с.

Характеристика ∆h_доп-Q пересчитывается по формуле [1]:

∆h_доп.н=∆h_доп-∆Η_t^кр + ∆h_ν , где

∆h_доп.н и ∆h_доп – допустимый кавитационный запас для нефтепродукта и воды,м;

∆Η_t^кр и ∆h_ν – термодинамическая и вязкостные поправки, м;

∆Η_t^кр= 1,262(Р_s/ρ)^0,442

∆h_ν=(4,5^4,42-lgRe)v²_вх /2g, где

Р_s-давление насыщенных паров жидкости при максимальной температуре перекачки, МПа

ρ- плотность жидкости при этой же температуре, т/м³;

v_вх и Re – скорость потока и  Re во входном патрубке насоса.

 k_Q  k_H   k_η  - поправочные коэффициенты определяемые по графикам  в зависимости от числа Рейнольдса [10].

  Определим Рейнольдс по формуле [1]:

, где

Q_опт –­ оптимальная подача насоса, м³/ч;

D_экв –­ эквивалентный диаметр рабочего колеса, м.

, [1]где

D₂ –­ наружный диаметр рабочего колеса [1], м;

b₂ –­ ширина лопатки рабочего колеса на наружном диаметре [1], м;

ψ –­ коэффициент сжатия сечения каналов лопатками на выходе (ψ = 0,90–0,95).   Примем ψ= 0,93                                                                                                                                               

Пересчёт характеристик основного насоса НМ 5000-210:

D₂=450мм;

b₂=69мм.

D_п=700мм

Dэкв=2*√0,450*0,069*0,93=0,3399 м;

Re=(5000/3600)/0,3399*158,4*10^-6=25796,5

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_η при этих значениях Re существенно отличается от единицы, что объясняется увеличением потерь на дисковое трение. И только при Re = 5·10⁴ значение  k_η соответствует единице [12]. В нашем случае k_Q= k_H = 1, k_η=0,95.

Q= 4000м³/ч

∆Η_t^кр= 1,262(0,062/0,842)^0,442= 0,398м.

 ν_вх=4Q/πD_п² [1], где

D_п –диаметр входного патрубка

v_вх= 4*(4000/3600)/3,14*0,7²= 2,889 м/с;

Re= ν_вх D_п/ν

Re=2,889 *0,7/158,4*10^-6=12765,4

∆h_ν=(4,5^{4,42-lg12765,4})* 2,889²/2*9,81=0,68м;

∆h_доп.н=33-0,398+0,68=33,2м;

η=0,83*0,95=0,7885;

N=842,96*9,81*(4000/3600)*247/0,7885=2878251,37Вт

Q= 4500м³/ч

∆Η_t^кр= 1,262(0,062/0,842)^0,442= 0,398м.

v_вх= 4*(4500/3600)/3,14*0,7²= 3,24 м/с;

Re=3,24*0,7/158,4*10^-6=14318,18

∆h_ν=(4,5^{4,42-lg14318,18})*3,24²/2*9,81=0,797м;

∆h_доп.н=35-0,398+0,797=35,399м;

η=0,86*0,95=0,817;

N=842,96*9,81*(4500/3600)*200/0,817=2530427,66Вт

Q= 4800м³/ч

∆Η_t^кр= 1,262(0,062/0,842)^0,442= 0,398м.

v_вх= 4*(4800/3600)/3,14*0,7²= 3,466 м/с;

Re=3,466 *0,7/158,4*10^-6=15318,487

∆h_ν=(4,5^{4,42-lg15318,487})* 3,466 ²/2*9,81=0,869м;

∆h_доп.н=38-0,398+0,869=38,47м;

η=0,9*0,95=0,855;

N=842,96*9,81*(4800/3600)*220/0,855=2837078 Вт

Q= 4362,645 м³/ч

∆Η_t^кр= 1,262(0,062/0,842)^0,442= 0,398м.

v_вх= 4*(4362,645 /3600)/3,14*0,7²= 3,15м/с;

Re=3,15 *0,7/158,4*10^-6=13922,7

∆h_ν=(4,5^{4,42-lg13922,7})* 3,15 ²/2*9,81=0,76м;

∆h_доп.н=34-0,398+0,76=34,366м;

η=0,84*0,95=0,798;

N=842,96*9,81*(4362,645 /3600)*230/0,798=2888339,86Вт

Пересчет характеристик подпорного насоса НПВ 5000-120

D₂=640мм

b₂=48мм.

D_п=700мм

Dэкв=2*√0,64*0,048*0,93=0,338 м;

Re=(5000/3600)/0,338*158,4*10^-6=25941,5

k_н =1;                                                                       k_Q =1;                                                                    k_η=0,96;

Q= 4000м³/ч

∆Η_t^кр= 1,262(0,062/0,842)^0,442= 0,398м.

v_вх= 4*(4000/3600)/3,14*0,7²= 2,02 м/с;

Re=2,02*0,7/158,4*10^-6=8926,77

∆h_ν=(4,5^{4,42-lg8926,77})* 2,02 ²/2*9,81=0,42м;

∆h_доп.н=5,1-0,398+0,42=5,12м;

η=0,82*0,96=0,787;

N=842,96*9,81*9,81*(4000/3600)*130/0,787=1517756,44 Вт

Q= 4500м³/ч

∆Η_t^кр= 1,262(0,062/0,842)^0,442= 0,398м.

v_вх= 4*(4500/3600)/3,14*0,7²= 3,2 м/с;

Re=3,2*0,7/158,4*10^-6=14141,41

∆h_ν=(4,5^{4,42-lg14141,41})* 3,2 ²/2*9,81=0,99м;

∆h_доп.н=5,2-0,398+0,99=5,79м;

η=0,83*0,96=0,7968;

N=842,96*9,81*(4500/3600)*124/0,7968=1608638,09 Вт

Q= 5000м³/ч

∆Η_t^кр= 1,262(0,062/0,842)^0,442= 0,398м.

v_вх= 4*(10000/3600)/3,14*1²= 5,05 м/с;

Re=5,05*0,7/158,4*10^-6=22316,92

∆h_ν=(4,5^{4,42-lg22316,92})* 5,05 ²/2*9,81=1,43;

∆h_доп.н=5,3-0,398+1,43=6,33м;

η=0,84*0,96=0,806;

N=842,96*9,81*(5000/3600)*120/0,806=1829929,715 Вт

Q= 4362,645м³/ч

∆Η_t^кр= 1,262(0,062/0,842)^0,442= 0,398м.

v_вх= 4*(4362,645 /3600)/3,14*0,7²= 3,15м/с;

Re=3,15 *0,7/158,4*10^-6=13922,7

∆h_ν=(4,5^{4,42-lg13922,7})* 3,15²/2*9,81=0,76м;

∆h_доп.н=5,3-0,398+0,76=5,67м;

η=0,83*0,96=0,7968;

N=842,96*9,81*(4362,645 /3600)*126/0,7968=1584690,9Вт

2.3. Подбор двигателей к насосам.

Подбор двигателей для привода насосов проводится по мощности и частоте вращения вала насосов n_н и двигателя η_дв на основе технических характеристик двигателей [1]

 ,где

N –­ требуемая мощность двигателя, Вт;

k_з –­ коэффициент запаса = 1,15 для двигателей мощностью менее 500 кВт и 1,10- для электродвигателей с большой мощностью [1];

ρ –­ плотность перекачиваемой жидкости, кг/м³;

η_дв- к.п.д. двигателя, для электродвигателей равен (0,9- 0,95).

Q –­ максимально возможная производительность (см. главу 1), м³/ч;

η- к.п.д. насоса при максимальной производительности в процессе эксплуатации;

Н –­ напор при максимальной производительности Q, м;

Двигатель к основному насосу НМ 5000-210

Требуемая мощность:

N=1,1*842,96*9,81*(4362,645 /3600)* 230/(0,84*0,95)=3177,17 кВт

Двигатель к подпорному насосу НМ 5000-120 

Требуемая мощность:

N=1,1*842,96*9,81*(4362,645 /3600)*126/(0,83*0,95)=1761,51кВт

2.4 Проверка правильности выбора насосов по высоте всасывания

Всасывающая способность насосов определяется для Q_max по формуле [1]:

H_S=(Ра-Рs)/р*g - Δh_доп.- (v²_вх/2g) , где

H_S –­ допустимая высота всасывания насоса, м;

Р_а –­ атмосферное (барометрическое) давление (примем Р_а= 0,1013МПа),

P_S –­ давление насыщенных паров нефти, МПа;

ρ-плотность жидкости при максимальной температуре перекачки, кг/м³

Для ГНПС H_S определяется для основных и подпорных.

Для основного насоса НМ 5000-120

H_S=(0,1013-0,062)*10⁶/(842,96*9,81) – 34,366– 3,15²/(2*9,81)= -30,12 м

Допустимая высота всасывания получилась отрицательная, поэтому насосу требуется подпор величиной ׀H_S׀

Для подпорного насоса НПВ 5000-120

H_SП=(0,1013-0,062)*10⁶/(842,96*9,81) – 5,67– 3,15²/(2*9,81)= -1,424 м

Теперь проверим насосы по всасывающей способности [1]:

, где

H_SП – допустимая высота всасывания  подпорного насоса;

h_вп – потери напора на трение и местные сопротивления во всасывающем трубопроводе подпорной НС (ориентировачно принимаем =5м);

∆z – разность геодезических отметок всасывающего патрубка подпорного насоса и патрубка самого удаленного от подпорной НС резервуара;

h₀ – соответствует обычно минимальному уровню взлива жидкости в резервуаре откачки. Для стальных наземных резервуаров принимают равным 1,0 м [1]

-1,424 ≤1+4-5

-1,424 ≤0

видим, что условие выполняется, следовательно  удовлетворяет условиям самовсасывания подпорным насосом.

 Теперь проверим насос по развиваемому напору:

 , [1]где

h_ВП –­ потери напора на трения и местные сопротивления во всасывающем трубопроводе подпорной НС (ориентировочно принимаем h_ВП = 5 м);

h_НП –­ потери напора на трения и местные сопротивления в нагнетательном трубопроводе подпорной НС (ориентировочно принимаем h_НП = 5 м);

ΔZ –­ разность геодезических отметок конца нагнетательного трубопровода подпорной НС (входной патрубок первого основного насоса) и начала всасывающего (патрубок самого удаленного резервуара),м. Для нашего случая примем ΔZ = 55

НМ 5000-210

126≥ 5+5+55+30,866 -1

126≥94,866;

Как видим, проверка сошлась, следовательно,  удовлетворяет требованиям подпора основного насоса.

2.5. Проверка расчетного числа рабочих насосов по прочности корпуса насоса и  прочности трубопровода

Для начала найдем количество рабочих насосов.

Количество рабочих  насосов находится по формуле [1]:

n_н=H/H_н, где

Н- потребный напор станции, м

Н_н- напор, развиваемый одним насосом при работе его с Q_max, м

Напор Н_н определяется по Q-H характеристике предварительно выбранного насоса.

НМ 5000-210

n=595,9 /230=2,5 => 3 насоса

Теперь выполним проверку для насосов:

Для проверки условия прочности корпуса насоса воспользуемся следующим неравенством, соответственно для основных насосов ГНПС и НПС [1]

 , где

n –­ число  насосов, округленное до целого значения n₀;

Н_Н –­ напор одного насоса при Q, м;

Р_Н –­ допустимое рабочее давление корпуса насоса (для магистральных насосов НМ с подачей больше 360 м³/ч Р_Н = 73,5 10⁵ Н/м² [1], Па;

h –­ подпор основных насосов равный:

 , где

Н_П –­ напор подпорного насоса при Q, м;

h_ВП –­ потери напора на трения и местные сопротивления во всасывающем

трубопроводе подпорной НС (ориентировочно принимаем h_ВП = 5 м);

h_НП –­ потери напора на трения и местные сопротивления в нагнетательном трубопроводе подпорной НС (ориентировочно принимаем h_НП = 5 м);

ΔZ – разность геодезических отметок конца нагнетательного трубопровода подпорной НС (входной патрубок первого основного насоса) и начала всасывающего (патрубок самого удаленного резервуара),м. Для нашего случая примем ΔZ = 55;

h₀ – соответствует обычно минимальному уровню взлива жидкости в резервуаре откачки. Для стальных наземных резервуаров принимают равным 1,0 м [1]

h = (126+1) – (5+5-55) = 172 м ;

НМ 5000-210

3*240 + 172≤ 73*10⁵/(842,96 *9,81)

862≤882,77 условие выполняется

Проверим условие прочности трубопровода [1]

, где

Р –­ рабочее давление в трубопроводе (см. главу 1), Па;

h_Н –­ потери напора на участке основной насос линейная часть трубопровода (ориентировочно принимаем h_Н = 10 м), м.

НМ 5000-210

3*126+177-10≤ 5,3*10⁶/(842,96 *9,81)

545≤641

Это показывает, что трубопровод удовлетворяет условиям прочности

3. Проект резервуарного парка ГНПС

Резервуарный парк головных НПС предназначается для определенного запаса нефти и нефтепродуктов на случай непредвиденного прекращения их поставки, т.е. для бесперебойной работы трубопровода.

Проект резервуарного парка начнем с того, что рассмотрим несколько видов резервуарных парков.

Т.к. по нормам в резервуарных парках МН допускается использовать только резервуары с плавающей крышей или с потоном, для сокращения потерь нефти от испарения, то при выборе резервуаров будем отталкиваться от этого.

Выберем следующие резервуары [13]

1. РВС 15000 с понтоном

2. РВС 20000 с понтоном

3. РВС 30000 с понтоном

4. РВС 50000 с понтоном

5. РВС 50000 с плавающей крышей

 Определим количество резервуаров по формуле [1]

, где

V_Р –­ объем резервуара [4], м³;

k_E –­ коэффициент использования емкости [1];

V –­ объем резервуарного парка , определяемый из условий оговоренных выше, м³[1]

, где

24 –­ число часов в сутках;

Q –­ часовая производительность станции, м³/ч.

V_п = (2÷3)*24*4154,9= 199435,2÷299152,8 м³

Примем V_п = 200000 м³

1. Резервуар 15000 с понтоном.

V_р=14900 м³

К_Е=0,72

n≥200000/0,72*14900=18,6, принимаем n=19

Определим затраты на строительство резервуаров по формуле:

К_р = nS_р, где

S_Р –­ сметная стоимость резервуаров [4], тыс. руб.

К_р=19*127,32=2419,08 тыс.руб.

2. Резервуар 20000 с понтоном.

V_р=19450 м³

К_Е=0,79

n≥200000/0,72*19450=14,28, принимаем n=14

К_р=14*165,86=2322,04 тыс.руб

3. Резервуар 30000 с понтоном.

V_р=31400 м³

К_Е=0,79

n≥200000/0,72*31400=8,8, принимаем n=9

К_р=9*216=1944 тыс.руб

4. Резервуар 50000 с понтоном

V_р=51860 м³

К_Е=0,72

n≥200000/0,72*51860=5,3 принимаем n=5

К_р=5*417,4=2087 тыс.руб

5. Резервуар 50000 с плавающей крышей

V_р=51860 м³

К_Е=0,83

n≥200000/0,83*51860=4,6 принимаем n=5

К_р=5*385,0=1925 тыс.руб

При рассмотрении РВС 15000 с понтоном или с плавающей крышей и РВС 20000 оказались невыгодными по затратам на строительство, поэтому в дальнейшем их рассматривать не будем.

Капитальные затраты на трубопроводы будут зависеть от диаметра и толщины стенки трубопроводов. Толщину стенки определим в зависимости от рабочего давления в трубопроводе. В зависимости от назначения трубопровода оно будет разное, для приемной линии оно составит 2,5, для раздаточной линии примем его равным статическому давлению жидкости в резервуаре при максимально возможном взливе (это будет высота резервуара).

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 3 варианта: D_н=820 мм, D_н=1020 мм.

1) D_н=820 мм.

  [4, формула 12]

где  δ ــ толщина стенки трубопровода, мм;

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

       P_раб ــ рабочее давление трубопровода, 5,6МПа;

       R₁ ــ расчетное сопротивление растяжению металла труб, МПа;

       D_н       наружный диаметр трубопровода, D_н =1020 мм.

  [4, формула 4]

где  R₁^н ــ нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб, принимаемое  равным минимальному значению временного сопротивления прочности), для марки стали 17Г1С оно составляет 520 МПа, [2];

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

      k₁ и k_н ــ коэффициенты надежности, соответственно, по материалу и по назначению трубопровода. k₁=1,47 [4, таблица 9], k_н=1,0 [4, таблица 11].

Капиталовложения в данный трубопровод составят: К=81960 руб/км.

2) D_н=1020 мм.      

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

k₁=1,4; k_н=1,0.

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 δ=6мм.

1) РВС 30000 с понтоном.

Так как номинальный объем резервуара равен V_р=30000 м³, то объем группы может составлять V_гр=200000 м³, следовательно, мы размещаем резервуары в одну группу. Согласно плана расположения длина технологических трубопроводов парка ориентировочно равна L_тр=2390 м, тогда капиталовложения в данный трубопровод составят:

К_тр=L_тр*К=2,39*81960=195884,4 руб.

2) РВС 50000 с понтоном.

Так как номинальный объем резервуара равен V_р=50000 м³, то объем группы может составлять V_гр=120000 м³, следовательно, мы размещаем резервуары в одну группу. Согласно [5]  длина технологических трубопроводов парка ориентировочно равна L_тр=1843 м, тогда капиталовложения в данный трубопровод составят:

К_тр=L_тр*К=1,843*95700=176375,1 руб.

3) РВС 50000 с понтоном и с плавающей крышей.

Так как номинальный объем резервуара равен V_р=50000 м³, то объем группы может составлять V_гр=200000 м³, следовательно, мы размещаем резервуары в одну группу. Согласно [5]  длина технологических трубопроводов парка ориентировочно равна L_тр=1773 м.

Капиталовложения составят:

К_тр=L_тр*К=1,773*120070=212884,1 руб.

Все полученные результаты сведем в таблицу 3.1.

ТАБЛИЦА 3.1.

Тип резервуара	Количество, n	Затраты на строительство, Кр (тыс. руб.)	Приведенные затраты, ПØ 820 мм(тыс. руб.)	Σ
РВС 30000	9	1944	195,884	2139,9
РВС 50000 с плав. крышей	5	1925	212,884	2137,9
РВС 50000 с понтоном	5	2087	176,375	2263,4

Как видим, наиболее дешевый и соответственно подходящий нам вариант это резервуар РВС 50000 с плав. крышей. Его и примем.

4. 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 К_Р [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 K_v –­ условная пропускная способность одного устройства [2, Приложение 14].

У регулятора давления с условным диаметром 600 мм K_у = 7500 м³/ч, тогда число рабочих устройств равно , принимаем равное 2. Для обеспечения работы при выходе из строя рабочего регулятора давления предусмотрим 1 резервный. Окончательно принимаем 3 регулятора давления с условным диаметром 600 мм, ΔР_доп = 4 МПа.

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]:

Тип	Условный диаметр Dy, мм	Рабочий диапазон по расходу, м3/ч
		максимальный расход	минимальный расход
6936	400	4000	400

Рабочая зона 1 счетчика находится в пределах (0,6÷0,8) и равна

Q_раб = 0,6*4000÷0,8*4000 = 2400 (м³/ч) ÷3200 (м³/ч).

Определим количество рабочих счетчиков, учитывая рабочую зону по расходу для счетчика:

,

где Q_max – максимальная подача ГНПС, м³/ч;

        - максимальная подача счетчика, м³/ч.

Принимаем количество рабочих линий равным 2.

Рабочая зона 2 работающих счетчиков находится в пределах (0,6÷0,8)*n_раб* и равна Q_раб = 0,6*4000*2÷0,8*4000*2 = 4800 (м³/ч) ÷6400 (м³/ч).

Количество резервных линий принимается в размере (30÷50)% от числа рабочих:

n_рез = 0,3*2÷0,5*2 = 0,6÷1.

Таким образом принимаем n_рез = 1.

Общее число измерительных линий: n = 2 + 1  = 3.

Так как 3<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*4362,6 = 1308,78(м³/ч) – входит в рабочую зону одного  счетчика;

1*Qmax = 1*4362,6 = 4362,6(м³/ч) – входит в диапазон работы 2-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 3 измерительных линий. Примем диаметр измерительных линий равным диаметру патрубка счетчика, а толщину стенки выберем по сортаменту труб, т.е. D_н = 400 мм и δ = 8 мм.

5. 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 5 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 четырех (3 рабочих, 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.

Примем диаметр основных технологических трубопроводов равным ближайшему меньшему по сортаменту диаметру магистрали, т.е. D_н=820 мм.

Схема действует следующим образом:

Принимаемая с промыслов нефть проходит предварительную очистку от механических примесей с помощью фильтров-грязеуловителей. Затем нефть поступает в 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 (3 рабочих насоса и один резервный) с последовательным соединением насосов. На выходе основной станции устанавливается обратный клапан с демпфером.

Для защиты коммуникаций резервуарного парка, а также оборудования узла учета и фильтров-грязеуловителей от повышенного давления на приеме устанавливаются предохранительные устройства прямого действия (принимаем число предохранительных клапанов, равное 10).

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.

С учетом всего вышесказанного и опираясь на соответствующие нормы проектирования и типовые схемы [4,6,7,12], проектируем свою технологическую схему.

6. РегулированиережимаработыГНПС

Для того чтобы наглядно показать режим работы станции построим совместную H-Q характеристику трубопровода и НПС.

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 170 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 = 800 м3/ч

= 137,5м

         При Q = 1600 м3/ч

= 190,6м

         При Q = 2400 м3/ч

= 268,7м

При Q = 3200 м3/ч

= 369,3 м

         При Q = 4000 м3/ч

= 499,8 м

При Q = 4800 м3/ч

= 672м

Снимем с H-Q характеристики насосов значения напоров при разных производительностях.

        Для основных насосов:                          Для подпорных насосов:

Q= 0 м3/ч            H=300 м                       Q= 0 м3/ч            H=142,9 м

Q= 800 м3/ч        H=285,7 м                    Q= 800 м3/ч        H=142,7 м

Q= 1600 м3/ч      H=278,6 м                    Q= 1600 м3/ч      H=142,9 м

Q= 2400 м3/ч      H=271,4 м                    Q= 2400 м3/ч      H=140,9м

Q= 3200 м3/ч      H=264,4 м                    Q= 3200 м3/ч      H=139,7 м

Q= 4000 м3/ч      H=242,9 м                    Q= 4000 м3/ч      H=131,4 м

Q= 4800 м3/ч      H=235,7 м                    Q= 4800 м3/ч      H=120 м

Зная H-Q характеристику насосов получим характеристику НПС:

         При Q = 0 м3/ч              = 1042,9 м

При Q = 800 м3/ч                   = 999,8м

         При Q = 1600 м3/ч      = 978,7 м

При Q = 2400 м3/ч      = 955,1 м

         При Q = 3200 м3/ч      = 932,9 м

         При Q = 4000 м3/ч      = 860,1 м

         При Q = 4800 м3/ч      = 827,1 м

         При Q = 4154,9  м3/ч  = 859,2 м

Строим совмещенную характеристику трубопровода и НПС (см. приложение 3).

Q, м3/ч	800	1600	2400	3200	4000	4800
Hп, м	142,7	142,9	140,9	139,7	131,4	120
Но, м	285,7	278,6	271,4	264,4	242,9	235,7
Нп+Но, м	428,4	421,5	412,3	404,1	374,3	355,7
Нп+2Но, м	714,1	700,1	683,7	668,5	617,2	591,4
Нтруб., м	137,5	190,6	268,7	369,3	499,8	672