Проектирование насосной установки промежуточной нефтеперекачивающей станции

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Строительство


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Аннотация

В данной курсовой работе проведено проектирование насосной установки промежуточной нефтеперекачивающей станции. Рассчитан необходимый напор, который должна развивать станция. По этому напору и заданной производительности определен тип и количество насосов, характеристики которых приведены к рабочей точке нефтепровода. Также по условному диаметру трубы и по определённому давлению подобрана запорная арматура, фильтры-грязеуловители, система гашения ударной волны. В приложении к пояснительной записке представлены рисунки габаритного чертежа насосного агрегата, чертёж технологической схемы проектируемой промежуточной нефтеперекачивающей станции. Чертеж выполнен на листе формата А3.

Страниц __, рисунков 17, таблиц 3, приложений 1.

The summary

In the given term paper designing of pump installation of intermediate petropumping over station is spent. The necessary pressure which the station should develop is calculated. On this pressure and the set productivity the type and quantity of the pumps which characteristics are led to a working point of an oil pipeline is defined. Also the armature, filter colatorium, system of clearing of a shock wave is picked up for conditional diameter of a pipe and on certain pressure. In the appendix to an explanatory note drawings of an outline drawing of the pump unit, system Arkron-1000, the drawing of the technological scheme of projected intermediate petropumping over station. Drawing are executed on sheet of format А3.

Pages __, figures 17, tables 3, appendices 1.

Содержание

  • Введение
  • 1. Теоретическая часть
  • 1.1 Классификация нефтеперекачивающих станций
  • 1.2 Технологические схемы нефтеперекачивающих станций
  • 1.3 Насосы магистральных нефтепроводов
  • 2. Выбор магистральных насосов промежуточной нефтеперекачивающей станции
  • 2.1 Определение напора, создаваемого нефтеперекачивающей станцией
  • 2.2 Приведение характеристик насосов к входу в трубопровод
  • 3. Выбор фильтров-грязеуловителей
  • 4. Система сглаживания волн давления
  • 5. Выбор запорно-регулирующей арматуры
  • 5.1 Основные типы запорно-регулирующей арматуры
  • 5.2 Выбор кранов для технологической обвязки НПС
  • 5.3 Выбор обратных клапанов для технологической обвязки НПС
  • 6. Вспомогательные системы насосного цеха
  • 6.1 Система разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений
  • 6.2 Система смазки и охлаждения подшипников
  • 6.3 Система откачки утечек от торцевых уплотнений
  • 6.4 Средства контроля и защиты насосного агрегата
  • Заключение
  • Список использованной литературы

Введение

Нефть, нефтепродукты и газ доставляются трубопроводным, железнодорожным, морским, речным и автомобильным транспортом.

Все эти виды транспорта имеют свои особенности. Они различаются по степени развития и регионального размещения, по уровню технической оснащённости и условиям эксплуатации, возможностями освоения различных грузопотоков по пропускной и провозной способности на отдельных направлениях и участках, по техническим параметрам и технико-экономическим показателям и другим данным.

Россия является одним из крупнейших экспортёров нефти и газа в мире, а также в нашей стране проходит немало магистральных трубопроводов.

Трубопроводный транспорт обладает большим количеством достоинств:

1. Магистральные трубопроводы позволяют обеспечить возможность подачи практически неограниченного потока нефти, автобензинов, дизельных и реактивных топлив в любом направлении;

2. По магистральным трубопроводам можно осуществлять последовательную перекачку нефти разных сортов или нефтепродуктов различных видов, а также разных газов;

3. Работа магистральных трубопроводов непрерывна, планомерна в течение года, месяца, суток и не зависит от климатических, природных, географических и других условий, что гарантирует бесперебойное обеспечение потребителей;

4. Трубопровод может быть проложен практически во всех районах РФ, направлениях, в любых инженерно-геологических, топографических и климатических условиях;

насосная установка нефтеперерабатывающая станция

5. Трасса трубопровода — это кратчайший путь между начальным и конечным пунктами следования и может быть значительно короче, чем трассы других видов транспорта;

6. Сооружение трубопроводов проводят в сравнительно непродолжительные сроки, что обеспечивает быстрое освоение нефтяных и газовых месторождений, мощности нефтеперекачивающих заводов;

7. На магистральных трубопроводах может быть обеспечено применение частично или полностью автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) перекачки нефти, нефтепродуктов и газа;

8. Трубопроводный транспорт имеет лучшие технико-экономические показатели по сравнению с другими видами транспорта нефтяных грузов, а для транспорта природного газа, находящегося в газообразном состоянии, является единственно возможным.

Возможность значительной автоматизации и телемеханизации, внедрение систем автоматизированного управления технологическими процессами способствует поддержанию оптимальных режимов эксплуатации трубопроводных систем, сокращению расхода электроэнергии, а также потерь нефти, нефтепродуктов и газа при перекачке, сокращению численности обслуживающего персонала.

Однако, несмотря на упомянутые преимущества, нужно отметить и два существенных недостатка: большой расход металла и «жёсткость» трассы перевозок, то есть невозможность изменения направления перевозок нефти, нефтепродуктов или газа после постройки трубопровода.

1. Теоретическая часть

1.1 Классификация нефтеперекачивающих станций

Для создания и поддержания в трубопроводе напора, достаточного для обеспечения транспортировки нефти, необходимы нефтеперекачивающие станции. Основное назначение каждой нефтеперекачивающей станции состоит в том, чтобы забрать нефть из сечения трубопровода с низким напором, с помощью насосов увеличить этот напор и затем ввести нефть в сечение трубопровода с высоким напором. Основными элементами НПС являются насосные агрегаты, резервуары, системы подводящих и распределительных трубопроводов, узлы учета, устройства приема и пуска очистных устройств и поточных средств диагностики, а также системы смазки, вентиляции, отопления, энергоснабжения, водоснабжения, автоматики, телемеханики и т. п.

НПС — это сложный комплекс инженерных сооружений, предназначенных для обеспечения перекачки заданного количества нефти или нефтепродуктов. НПС магистральных трубопроводов подразделяют на головные и промежуточные.

Головная НПС располагается вблизи нефтяных сборных промыслов или нефтеперерабатывающих заводов и предназначается для приема нефти или нефтепродуктов и для обеспечения их дальнейшей перекачки по трубопроводу. Все объекты, входящие в состав перекачивающих станций, можно разделить на две группы:

1) объекты основного (технологического) назначения;

2) объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения.

К первой группе относят: основную и подпорную насосные станции (насосные цеха); резервуарный парк; сеть технологических трубопроводов с площадками фильтров и камерами задвижек или узлами переключения; узлы учета; камеру пуска-приема очистных устройств, совмещенную с узлами подключения к трубопроводу; узлы предохранительных и регулирующих устройств.

Ко второй группе относят: понижающую электростанцию с открытым и закрытым распределительными устройствами; комплекс сооружений по водоснабжению станции и жилого поселка при ней; комплекс сооружений по водоотведению бытовых и промышленно-ливневых стоков; котельную с тепловыми сетями; инженерно лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; механические мастерские; мастерские контрольно-измерительных приборов (КИП) и автоматики; гараж; административно-хозяйственный блок с проходной; складские помещения для оборудования и ГСМ и т. д.

Головные НПС являются наиболее ответственной частью всего комплекса магистрального трубопровода и во многом определяют его работу в целом. На них выполняют следующие основные технологические операции: прием и учет нефти или нефтепродуктов, закачку их в резервуарный парк для краткосрочного хранения, откачку нефти или нефтепродуктов в трубопровод; прием, запуск очистных, разделительных и диагностических устройств. Кроме того, производят внутристанционные перекачки (перекачку из резервуара в резервуар, перекачку при зачистке резервуаров и т. д.). На головных станциях можно производить подкачку нефти или нефтепродуктов с других источников поступления, например с других трубопроводов.

Промежуточные НПС предназначены для повышения давления перекачиваемой жидкости в трубопроводе, и их размещают по трассе согласно гидравлическому расчету. Они имеют в своем составе в основном те же объекты, что головные перекачивающие станции, но вместимость их резервуаров значительно ниже, либо они отсутствуют (в зависимости от принятой схемы перекачки). Отсутствуют на промежуточных НПС узлы учета, подпорная насосная (при отсутствии резервуарного парка).

Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на так называемые эксплуатационные участки с протяженностью 400 — 600 км, состоящие из 3 — 5 участков, разделенных ПНПС, работающих в режиме «из насоса в насос», и, следовательно, гидравлически связанных друг с другом. В то же время эксплуатационные участки соединяются друг с другом через резервуарные парки, так что в течение некоторого времени каждый эксплуатационный участок может вести перекачку независимо от соседних участков, используя для этого запас нефти своих резервуаров.

Строительство НПС магистральных трубопроводов отличается большой трудоемкостью, необходимостью выполнять различные по объему и характеру строительные, монтажные и специальные работы в разных природно-климатических зонах. Значительный объем работ требует привлечения больших материальных затрат и трудовых ресурсов. Привлечение трудовых ресурсов при строительстве НПС в отдельных районах затруднено из-за отсутствия социальной инфраструктуры. В связи с этим большое значение имеют снижение капитальных, эксплуатационных затрат при строительстве и эксплуатации НПС, сокращение сроков их строительства.

Это достигается путем использования блочно-комплектных, блочно-модульных НПС и станций открытого типа. Основное отличие этих НПС от НПС традиционного (стационарного) типа заключается в отсутствии на территории капитальных зданий, сооруженных из кирпича, бетона, железобетона. Все оборудование, технологические коммуникации, КИП и автоматика входят в состав функциональных блоков, скомпонованных в виде транспортабельных монтажных блоков, блок-боксов и блок-контейнеров.

1.2 Технологические схемы нефтеперекачивающих станций

Технологической схемой НПС называют внемасштабный рисунок, на котором представлена принципиальная схема работы НПС в виде системы внутристанционных коммуникаций (трубопроводов) с установленным на них основным и вспомогательным оборудованием, а также с указанием диаметров и направлений потоков (рисунок 1).

Рисунок 1. Технологическая схема насосной станции.

I — узел пуска-приема скребка (УППС): II — фильтры-грязеуловители: III — устройство гашения ударной волны; IV — емкости сбора нефти, сброса ударной волны и разгрузки; V — насосная с МНА для последовательной и параллельной перекачки; VI — помещение регулятора давления; VII — насосная внутренней перекачки; VIII — подземные ёмкости с погружными насосами.

Основными элементами, изображаемыми на технологической схеме НПС, являются:

— система обвязки (соединение трубопроводных коммуникаций) НПС, отражающая принятую технологическую схему перекачки;

— схема обвязки резервуарного парка (если таковой имеется);

— схема обвязки подпорных (если они имеются) и основных насосов;

— узлы технологических задвижек (манифольды);

— размещение технологического оборудования (фильтров-грязеуловителей, регуляторов давления, улавливания и сбора утечек, дренажа и т. д.);

— узлы учета нефти (если таковые имеются);

— узлы приема и ввода в трубопровод очистных и диагностических устройств;

— предохранительные клапаны.

Среди возможных схем технологии перекачки нефти можно выделить три основные (рисунок 2): из насоса в насос, постанционную, с подключением резервуаров.

Рисунок 2. Основные технологические схемы перекачки нефти.

а — постанционная; 6 - через резервуар; в - с подключенным резервуаром; г - из насоса в насос; I - задвижка закрыта; II — задвижка открыта; 1 - резервуар; 2 - насосный цех

При использовании схемы перекачки «из насоса в насос», резервуары промежуточных НПС (если они имеются) отключаются от трубопровода и нефть с предыдущего участка подается непосредственно в насосы этих станций для дальнейшей транспортировки по следующему участку (рисунок 2, г). Такая схема перекачки весьма прогрессивна, поскольку исключает промежуточные технологические операции и неизбежно связанные с ними потери нефти. Кроме того, она значительно удешевляет технологию, поскольку исключает сооружение дорогостоящих резервуарных парков. Недостатком этой схемы является «жесткая» гидравлическая связь всех участков, работающих в этом режиме, поскольку любое изменение на одном из них вызывает изменение на всех остальных. В частности, аварийная остановка одного участка ведет к остановке всех участков, связанных с ним режимом перекачки.

При использовании постанционной схемы перекачки нефть на НПС принимают поочередно в один из резервуаров станции, в то время как закачку нефти в трубопровод осуществляют из другого резервуара. Преимущества постанционной схемы перекачки заключаются в том, что отдельные участки нефтепровода оказываются не связанными той жесткой гидравлической зависимостью, которая имеет место в случае перекачки «из насоса в насос», поэтому нефтепровод имеет большую степень надежности и способности к бесперебойной поставке нефти потребителю. Кроме того, при постанционной схеме возможен резервуарный учет количества транспортируемой нефти, что очень важно для контроля за сохранностью продукции. Основным недостатком постанционной схемы перекачки являются высокая стоимость сооружения и эксплуатации резервуарных парков, а также потери нефти при больших дыханиях резервуаров, связанных с выбросами паров нефти в атмосферу при заполнении резервуаров. Постанционная схема перекачки применяется в основном на головных НПС нефтепровода и его эксплуатационных участков.

При использовании схемы перекачки с подключением резервуаров возможны два варианта: через резервуары и с подключенными резервуарами (рисунок. 2, б, в). В первом варианте нефть с предыдущего участка поступает в резервуар ПНПС и закачивается также из этого резервуара. Такая схема делает соединение участков нефтепровода более «мягким» в гидравлическом отношении. Кроме того, в резервуаре происходит гашение волн давления, связанных с изменениями режима перекачки, что повышает надежность эксплуатации нефтепровода, однако этому способу присущи все недостатки предыдущего способа и в настоящее время он практически не используется. Во втором варианте схема предусматривает, что основное количество нефти прокачивают по трубопроводу, минуя резервуар, однако при этом допускается, что расходы нефти на предыдущем и последующем участках могут в течение некоторого времени отличаться друг от друга, а дебаланс расходов компенсируется сбросом или подкачкой части нефти в подключенный резервуар. При синхронной работе участков, т. е. перекачке с одним и тем же расходом, уровень нефти в подключенном резервуаре остается постоянным.

1.3 Насосы магистральных нефтепроводов

Основным насосным оборудованием вновь строящихся и находящихся в эксплуатации нефтепроводов являются центробежные нефтяные магистральные и подпорные насосы. Магистральные насосы предназначены для транспортирования по магистральным трубопроводам нефти и нефтепродуктов температурой до 80° С, кинематической вязкостью не более 3 см2/сек, содержащих не более 0,05 об. % механических примесей. Центробежные магистральные насосы типа НМ изготовляют по ГОСТ 12 124–87. Магистральные нефтяные насосы по конструкции делятся на две группы: секционные и спиральные. Насосы с подачей до 1250 м3/ч — секционные многоступенчатые; с подачей 1250 м3/ч и выше — спиральные одноступенчатые. Подпорные нефтяные насосы, предназначенные для перекачивания нефти от емкостей к магистральным насосам, создают необходимый подпор для обеспечения бескавитационной работы магистральных насосов. Подпорные насосы работают по параллельной схеме. Насосы — центробежные спиральные горизонтальные, состоят из корпуса, ротора, узлов торцовых уплотнений и подшипниковых опор. Корпус насоса литой; имеет горизонтальный разъем. Всасывающий и напорный патрубки расположены горизонтально в нижней части корпуса, что позволяет разбирать насос без демонтажа основных трубопроводов. Ротор представляет собой самостоятельный узел; состоит из вала, рабочего колеса и втулок. Рабочее колесо — сварно-литое, двустороннего входа. Опорами ротора служат подшипники скольжения с принудительной смазкой. Концевые уплотнения ротора — торцового типа, рассчитанные на давление до 25 кг/см2. Корпус насоса рассчитан на рабочее давление до 64 кг/см2, что обеспечивает возможность последовательного соединения трех одновременно работающих насосов на нефтеперекачивающей станции. Направление вращения ротора — по часовой стрелке, если смотреть со стороны электродвигателя. Привод насоса — от электродвигателя через зубчатую муфту. Насос и электродвигатель устанавливают на отдельных фундаментных рамах. Для обеспечения взрывобезопасности электродвигатель отделяют от насоса стеной, в которой имеется проем размером 2000×1500 мм для возможности их соединения. Насосы оснащены системой автоматического управления, контроля, защиты и сигнализации. Для магистральных насосов с подачей от 2500 до 10 000 м3/ч допускается применение сменных роторов на подачи 0,5 или 0,7 от номинальной, что обеспечивает более экономичную работу насосов на первых стадиях освоения нефтепроводов (при неполной их загрузке). Кроме того, для насоса НМ 10 000−210 дополнительно изготовляют ротор на подачу 12 500 м3/ч. Насос Н М 1250−260 комплектуют одним сменным ротором на подачу 900 м3/ч. Для расширения области применения насосов допускается изменение подачи и напора в пределах рабочей зоны, указанной на характеристиках насосов. Допускается также изменение подачи и напора насосов в результате обточки рабочих колес по наружному диаметру, но не более чем на 10% из-за возможного значительного снижения к. п. д. насоса.

2. Выбор магистральных насосов промежуточной нефтеперекачивающей станции

2.1 Определение напора, создаваемого нефтеперекачивающей станцией

Секундная производительность трубопровода

,

где

— массовая производительность трубопровода, млн. т/год;

— число рабочих дней в году, сут. ;

— плотность нефти, кг/м3.

Внутренний диаметр трубопровода

D=Dн-2д=1020−22= 998 мм,

где д — толщина стенки трбопровода, мм.

Средяяю скорость течения

.

Число Рейнольдса

,

где

— кинематический коэффициент вязкости нефти, м2/с.

Границы зон гидравлического трения:

Для зоны гидравлически гладких труб

,, .

Это будет соответствовать изменению расхода в диапазоне

.

Для зоны смешанного трения

,;

.

Поскольку заданный режим находится в зоне смешанного трения, определяем коэффициент гидравлического трения по формуле Альтшуля

,

где , — абсолютная шероховатость внутренней стенки трубопровода, м.

Напор на входе в магистраль при заданном режиме работы для неквадратичного режима течения можно определить по формуле

.

Расчет показал, что рабочим режимом НПС являются ,. При этом насосная установка должна обеспечивать напор

.

Поскольку выбор оборудования не должен влиять на работу предыдущей и последующей станций, эти параметры должны быть неизменны.

Выбираем магистральнй насос НМ-10 000−210 из условия.

Паспортные характеристики насоса НМ 10 000−210 (напор, допускаемый кавитационный запас, КПД указаны для воды кинематической вязкостью):

Таблица 1.

Паспортные характеристики насоса НМ 1000−210

Подача

10 000 м3

Напор

210 м

Диаметр рабочего колеса

495 мм

Частота вращения

3000 об/мин

Допускаемый кавитационный запас, не более

65 м

КПД насоса

89%

Электродвигатель тип

СТД 6300−4

мощность

6300 кВт

скорость вращения

3000 об/мин

После аппроксимации характеристик насоса получим:

;

;

где, ,, ,, эмпирические коэффициенты;

безразмерная подача насоса, численно равная.

Для выбранного насоса НМ 1000−210 эмпирические коэффициенты равны: Н0=297,4. м;; b=0,89·10-6 ч25; с0=0,0566; с1=1,84·10-4 ч/м3; с2=-1,02·10-8 ч26.

Для подачи ,. Так как насосная установка должна обеспечивать напор 719 м, то для выполнения заданного режима работы трубопровода следует выбрать сборку из четырех последовательно включенных насосов, тогда.

Таблица 2.

Характеристики насоса НМ 3600−230

Q, м3

Q, м3

Н, м

?, %

0,00

0,00

291,80

14,60

0,14

500,00

291,59

21,43

0,28

1000,00

290,94

27,92

0,42

1500,00

289,87

34,07

0,56

2000,00

288,36

39,88

0,69

2500,00

286,43

45,35

0,83

3000,00

284,06

50,48

0,97

3500,00

281,27

55,27

1,11

4000,00

278,04

59,72

1,25

4500,00

274,39

63,83

1,39

5000,00

270,30

67,60

1,53

5500,00

265,79

71,03

1,67

6000,00

260,84

74,12

1,81

6500,00

255,47

76,87

1,83

6601,00

254,33

77,38

2.2 Приведение характеристик насосов к входу в трубопровод

Для приведения характеристик насосов к входу в трубопровод построим характеристику H-Q участка магистрального трубопровода для зоны гидравлически гладких труб:

;

;

,

где ?z — разность геодезических отметок, м;

площадь трубопровода, м2;

;

;

;

площадь трубопровода, м2;

.

Уравнение насосов с учетом давления на входе:

;

.

Решение системы из этих уравнений определит режим работы установки:, ,.

Рисунок 3. Характеристика H-Q трубопровода и суммарная характеристика четырех насосов НМ 1000−210.

Для приведения характеристик к рабочей точке используем три метода приведения параметров к входу в трубопровод: метод перепуска части подачи с выхода на вход первого насоса, дросселирование, изменения частоты вращения одного или нескольких насосов.

Первый способ. Рассмотрим приведение этих параметров к входу в трубопровод методом перепуска части подачи с выхода на вход первого насоса.

Для подачи, по характеристике насосов, а по характеристике трубопровода. Следовательно, приведенную характеристику насосов следует опустить на

.

Падение напора на выходе насосной сборки определяется из выражения

.

Решая данное уравнение для четырех насосов относительно получим:

.

Характеристики насосов примут вид:

;

.

Полученные характеристики изображены на графике 4.

Рисунок 4. Регулирование байпасированием.

Коэффициент полезного действия и мощность на валу для

,:

;

.

Для обеспечения полученного режима работы станции необходимо установить регулирующий клапан по следующим данным:

Расход принимаем…

Напор в начале участка принимаем… …

Напор в конце участка… …

Длина трубопровода…

Кинематический коэффициент вязкости…

Плотность нефти… …

Температура нефти… …

Давление насыщенного пара… …

Расчет для определения характеризующих параметров клапана.

Принимаем коэффициент запаса. Определяем условную пропускную способность клапана

.

По ГОСТ 23 866–87 выбираем предварительно клапан с условным проходом и.

Проверяем влияние вязкости на расход нефти. Определяем число Рейнольдса

.

Поскольку число Рейнольдса больше 2000, влияние вязкости на расход нефти не учитывается.

Скорость нефти в байпасной линии

.

Коэффициент гидравлического трения по формуле Альтшуля для? = 0,18 мм

.

Потери напора в трубопроводе

.

Повторим выбор типоразмера клапана с учетом сопротивления трубопровода

.

Выбираем двухседельный сильфонный стальной клапан с условным проходом и.

Проверяем возможность возникновения кавитации.

Определяем коэффициент сопротивления клапана

.

Для двухседельного клапана при подаче жидкости коэффициенты кавитации — подача жидкости на затвор и. — подача жидкости под затвор. Пренебрегая сопротивлением трубопровода до клапана, определяем давление перед клапаном

.

Определяем перепад давления, при котором возникает кавитация.

При.

При.

Перепад давления на клапане

.

Отсутствие кавитации обеспечивается, если. Следовательно, это условие выполняется при применении двухседельного клапана и подаче нефти на затвор. Таким образом, выбираем клапан регулирующий двухседельный с мембранным исполнительным механизмом (МИМ) 25с48 (50) нжDу200Ру10 по ТУ 51−0303−14−98.

Технические данные и характеристики:

1. Назначение арматуры: регулирующая.

2. Условное проход Dу 200.

3. Рабочая среда: жидкая или газообразная, нейтральная к материалам деталей, соприкасающихся со средой.

4. Давление рабочее 10 МПа

5. Расходная характеристика: линейная, равнопроцентная.

6. Набивка в сальниковую камеру в зависимости от заказа: ФУМ-В, Ф4К20, графлекс, Керлар.

7. Температура рабочей среды — не более +300°С

8. Направление подачи среды: на золотник

9. Положение запорного органа: «НО» — нормально открытый; «НЗ» — нормально закрытый.

10. Окружающие условия: влажность от 30 до 80% во всем диапазоне температур; температура от — 50 до + 50 °C.

11. Требования безопасности по ГОСТ 12.2. 063−81.

12. Установочное положение арматуры на трубопроводе: любое, рекомендуемое МИМ вверх.

13. Условия эксплуатации по ГОСТ 15 150 У1, Т1.

14. Герметичность в затворе: протечки в затворе при Р = 0,4 МПа не более 2,6 дм3/мин.

15. Полный средний срок службы — не менее 30 лет.

16. Средняя наработка на отказ не менее 12 000 часов

Рисунок 5. Клапан регулирующий двухседельный с мембранным исполнительным механизмом 25с48 (50) нж.

Второй способ. Приведение характеристик насосов к рабочей точке путем дросселирования. При приведении характеристик насосов к рабочей точке путем дросселирования, дроссель, установленный перед входом в трубопровод должен обеспечить перепад напора при расходе. В качестве дросселя можно установить задвижку. При предварительном расчете можно принять коэффициент расхода. Основываясь на уравнение истечения из малого отверстия, определяем, что

.

Следовательно, при дросселировании диаметр отверстия задвижки должен быть равен 264 мм, но выбираем условный диаметр, тогда:

;

где параметр регулирования дросселя

Характеристика дросселя примет вид

.

Характеристика участка трубопровода будет иметь вид

;

.

Для одного насоса

.

Рисунок 6. Регулирование дросселированием.

Выбираем задвижку 30с547нж-задвижка клиновая штампосварная с выдвижным шпинделем фланцевая с внутренним диаметром = 1000.

Рисунок 7. Задвижка 30с547нж клиновая штампосварная с выдвижным шпинделем фланцевая.

Технические данные задвижек 30с547нж1000.

1. Среда: жидкие и газообразные неагрессивные среды, вода при температуре до 200 °C (для стали 3, 20); жидкие и газообразные слабоагрессивные среды, газ при температуре до 200 °C (для стали 12Х18Н10Т, 10Х17Н13МЗТ)

2. Присоединение к трубопроводу — фланцевое с присоединительными размерами по ГОСТ 12 815–80 (исп. 1, ряд 2). По заказу изготавливаются все виды уплотнительной поверхности, предусмотренные ГОСТ 12 815–80

3. Материал корпуса: сталь 3; сталь 20; сталь 12Х18Н10Т; сталь 10Х17Н13МЗТ

4. Герметичность затвора — по классу «Д» и по классу «С» ГОСТ 9544–93

5. Привод: ручной (редуктор) — исп. I; электропривод — исп. II

Третий способ. Приведение характеристик насосов к рабочей точке путем изменения частоты вращения двух из последовательно включенных насосов.

В этом случае расчет проводится по формуле

,

где mн - число насосов;

i — число регулируемых насосов,;

n0 - частота вращения ротора насоса по паспорту,;

n — частота вращения ротора регулируемого насоса,.

Отсюда

Тогда.

КПД регулируемого насоса

КПД нерегулируемого насоса

.

Напор, создаваемый двумя регулируемыми и двумя нерегулируемыми насосами

.

Напор, развиваемый нерегулируемым насосом

.

Для двух насосов.

Напор, создаваемый регулируемым насосом

.

Для двух насосов. КПД установки

.

Приводная мощность установки

.

Мощность нерегулируемых насосов

.

Мощность одного нерегулируемого насоса 5416 кВт.

Мощность регулируемых насосов

.

Мощность одного нерегулируемого насоса 3673 кВт.

Рисунок 8. Регулирование путем изменения частоты вращения одного из последовательно включенных насосов.

Вывод: Из трех рассмотренных способов регулирования наиболее самым экономичным и эффективным является метод изменения частоты вращения одного из последовательно включенных насосов. Для него требуются 2 насоса мощностью и 2 насоса мощностью, что в сумме дает; КПД установки =81%. Для байпасирования необходимо 4 насоса мощностью, что в сумме дает, КПД установки =62%, и для дросселирования требуется 4 насоса мощностью, что в сумме дает, КПД установки =77%. Следовательно, наиболее энергоемкий и малоэффктивный способ регулирования — путем байпасирования. Поэтому целесообразно и экономически выгодно использовать метод изменения частоты вращения одного из последовательно включенных насосов.

3. Выбор фильтров-грязеуловителей

Функциональным назначением фильтров грязеуловителей является защита арматуры и приборов трубопроводов от загрязнений механическими примесями, инородными телами, смолистыми и парафиновыми отложениями. Установка грязеуловителя требуется в магистральных коммуникациях, транспортирующих нефтепродукты и сырцовую нефть. Фильтрами грязеуловителями оборудуют коммуникации, подающие воду под высоким давлением, парокотельные установки.

Фильтрующие элементы грязеуловителей предназначены для многократного использования. Эффективные грязеуловители повышают качественные показатели транспортируемой рабочей среды и снижают вероятность поломки оборудования.

О работоспособности фильтров судят по разнице давлений на приеме и выходе фильтров. При увеличении перепада давления до величины более 0,05 МПа (0,5 кгс/ см2) или уменьшении до величины менее 0,03 МПа (0,3 кгс/ см2), которое свидетельствуют о засорении или повреждении фильтрующего элемента, должно проводиться переключение на резервный фильтр.

Фильтры устанавливаются в трубопроводных системах от Ду-200 до Ду-1220 мм и рассчитаны на давление от 1,6 до 7,5 МПа. Тонкость фильтрации: от 4,5 до 8,5 мм. Масса аппарата зависит от диаметра трубопровода и давления, на которое он рассчитан, и колеблется в диапазоне от 1,25 до 26 т. Температура рабочей среды от минус 30 С до +80 0С.

Фильтр-грязеуловитель включает: камеру (1) с концевым затвором (2), входной (3) и выходной (4) патрубки, фильтрующий элемент (5), выполненный в виде перфорированной трубы (6). Подача фильтруемой жидкости осуществляется во внутреннюю полость фильтрующего элемента, нижняя часть которого, выполненная без перфорации, служит лотком-грязеуловителем. Роликовые опоры (7) фильтрующего элемента позволяют выдвигать его для очистки по направляющим через концевой затвор. При этом с фильтрующим элементом извлекаются все осевшие из потока загрязнения, и операции по очистке корпуса фильтра производить не нужно.

Штуцера входа и выхода продукта выполняются в виде патрубков для приварки к трубопроводу или заканчиваются фланцевым соединением.

Рисунок 9. Основные части фильтра-грязеуловителя. 1 — камера, 2 — концевой затвор, 3 — входной — 4 — выходной патрубки, 5-фильтрующий элемент, 6 — перфорированная труба, 7 — роликовые опоры

Рассмотрим пример условного обозначения фильтра-грязеуловителя: ФГш-1200−6,4-О-Л (П) — УХЛ или ФГш-1200−6,4-О-Л (П) — УХЛ — ФЛ,

где ФГш — фильтр-грязеуловитель для трубопровода Ду-1200, рассчитанного на давление 6,4 МПа, с подачей продукта вдоль оси корпуса (О) внутрь фильтрующего элемента;

Л (П) — левое (правое) исполнение (по взгляду со стороны подачи продукта), т. е. патрубок выхода продукта расположен слева (или справа);

УХЛ — район установки с умеренным и холодным климатом;

ФЛ — фланцевое соединение на входе и выходе продукта.

Для производительности нефтепровода можно подобрать 2 фильтра-грязеуловителя ФГш-1000−6,3-Л (П) — Ухл по ТУ 3683−013−12 693 592−98 с производительностью 5100 м3/ч и один в качестве резервного, соединяем их параллельно.

Рисунок 10. Расположение фильтров-грязеуловителей на НПС: 1, 2, 3 — фильтры-грязеуловители; 4 — трубопроводы для опорожнения фильтров при их зачистке; 5, 6 — приём и выкид фильтров.

Характеристика выбранных трёх фильтров-грязеуловителей:

1- Условный диаметр присоединяемого трубопровода Dy — 1000 мм

2- Внутренний диаметр корпуса — 1600 мм

3- Максимальная производительность — 5100 м3

4- Давление рабочее до 6,3 МПа

5- Температура рабочая среды от минус 200С до плюс 50 0С

6- Максимальный перепад давления при загрязненном фильтрующем элементе 0,1 МПа

4. Система сглаживания волн давления

Система Сглаживания Волн Давления (ССВД) относится к классу защиты магистральных трубопроводов, работающих на жидких средах. При эксплуатации таких трубопроводов, в момент изменения режима перекачки, расхода по трубопроводу, в нем происходят сложные волновые процессы. Изменение режима перекачки может быть вызвано открытием/закрытием задвижек и/или изменением режимов работы насосных агрегатов.

Последствия таких нарушений могут привести к значительным экономическим потерям. Речь идет не только о финансовых потерях в результате выхода из строя оборудования, но и об экологических катастрофах.

Принцип работы оборудования заключается в своевременном сбросе через специальные клапаны.

Возможные последствия волн давления:

осевое разъединение фланцевых соединений;

усталостное разрушение труб;

нарушение целостности сварных швов;

образование продольных трещин в трубах;

нарушение соосности насосов и подводящих/отводящих труб;

серьезные повреждения трубопроводов и опорных конструкций;

повреждение других компонентов трубопроводов, таких, как наливные рукава, шланги, фильтры, сильфоны и т. п.

Указанные последствия приводят к большим экономическим потерям, связанным с разливом нефти (экологическим катастрофам), и повреждению технологического оборудования.

Система сглаживания волн давления типа Аркрон 1000 предназначена для защиты нефтяных трубопроводов от возникающих крутых волн повышения давления при отключении агрегатов насосных станций магистральных трубопроводов. Часть потока нефти при этом сбрасывают в специальную безнапорную емкость. Система состоит из нескольких клапанов Флекс-фло Dy = 300 мм, установленных параллельно на каждой насосной станции, для регулирования скорости повышения давления. Система рассчитана на работу с сырой нефтью, имеющей следующие характеристики:

Вязкость 0,4 см2

Плотность 0,74 — 0,9 т/м3

Содержание парафина до 7%

Содержание механических примесей до 0,05%

Содержание серы в несвободном состоянии. до 3,5%

Температура от — 5 °C до + 60°С

Максимальное давление до 40 кг/см2

Окружающая среда: закрытое помещение с температурой + 5 — 30 °C. В окружающем воздухе не допустимо наличие паров нефти во взрывоопасной концентрации.

Сброс производят с плавным поддерживанием постоянной скорости повышения давления в защищаемом трубопроводе. До отключения агрегатов насосной станции и по окончании работы системы Аркрон 1000 утечки нефти из приемного трубопровода в безнапорную емкость не происходит.

Каждый клапан Флексфло состоит из цилиндрического сердечника, содержащего множество параллельных щелей, на который натянута эластичная камера. Камера установлена с определенным растяжением. Снаружи она окружена, при посредстве корпуса и крышек перекрытия, воздушной емкостью, именуемой кожухом. Кожух обычно находится под пневматическим давлением.

Если давление в кожухе меньше давления нефти на входе, то нефть растягивает эластичную камеру до максимального внешнего предела корпуса, пропуская нефть через щели сердечника. Когда давление в кожухе поднимается, камера постепенно приближается к сердечнику и емкость потока подвергается дросселированию. При давлении в кожухе, равном или большем давления нефти на входе, камера плотно обжимает сердечник и сброс нефти прекращается.

5. Выбор запорно-регулирующей арматуры

Трубопроводная арматура — устройство, устанавливаемое на трубопроводах, агрегатах, сосудах и предназначенное для управления (отключения, распределения, регулирования, сброса, смешивания, фазоразделения) потоками рабочих сред (жидкой, газообразной, газожидкостной, порошкообразной, суспензии и т. п.) путем изменения площади проходного сечения.

По функциональному назначению арматура делится на следующие основные виды:

I. Запорная арматура — арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью. В том числе:

спускная (дренажная) арматура — запорная арматура, предназначенная для сброса рабочей среды из емкостей (резервуаров), систем трубопроводов;

контрольная арматура — арматура, предназначенная для управления поступлением рабочей среды в контрольно-измерительную аппаратуру, приборы.

II. Регулирующая арматура — арматура, предназначенная для регулирования параметров рабочей среды посредством изменения расхода. В том числе:

редукционная (дроссельная) арматура — арматура, предназначенная для снижения (редуцирования) рабочего давления в системе за счет увеличения гидравлического сопротивления в проточной части;

запорно-регулирующая арматура — арматура, совмещающая функции запорной и регулирующей арматуры.

III. Защитная (отключающая, отсечная) арматура — арматура, предназначенная для защиты оборудования и трубопроводов от аварийного изменения параметров среды путем отключения обслуживаемой линии или участка:

обратная арматура — арматура, предназначенная для автоматического предотвращения обратного потока рабочей среды.

IV. Предохранительная арматура — арматура, предназначенная для автоматической защиты оборудования и трубопроводов от недопустимого превышения давления посредством сброса избытка рабочей среды:

распределительно-смесительная арматура — арматура, предназначенная для распределения потока рабочей среды по определенным направлениям или для смешивания потоков;

фазоразделительная арматура — арматура, предназначенная для разделения рабочих сред, находящихся в различных фазовых состояниях. В том числе:

V. Конденсатоотводчик — арматура, удаляющая конденсат и не пропускающая или ограниченно пропускающая перегретый пар.

К арматуре, устанавливаемой на газо- и нефтепроводах, предъявляется ряд требований, основными из которых являются: прочность, долговечность, безотказность, герметичность, транспортабельность, ремонтопригодность, готовность к выполнению цикла срабатывания (открытие, закрытие) после длительного пребывания в открытом или закрытом положении.

Арматуру классифицируют по основным признакам: ее назначению; условиям работы — давление, температура, агрегатное состояние, химическая активность и токсичность транспортируемой среды, температура и особые свойства (например, взрывоопасность окружающей среды); по диаметру условного прохода (номинальный размер арматуры).

По величине условного давления арматуру можно разделить на три основные группы: низкого давления на ру до 10 кгс/см2, среднего давления на ру от 16 до 64 кгс/см2; высокого давления на ру от 100 до 1000 кгс/см2.

Условное давление ру является основным параметром для изготовляемой арматуры, гарантирующим ее прочность и учитывающим как рабочее давление, так и рабочую температуру. Условное давление соответствует допустимому для данного изделия рабочему давлению при нормальной температуре.

Вторым основным параметром арматуры является диаметр условного прохода — Dy. Это номинальный внутренний диаметр трубопровода, на котором устанавливают данную арматуру. Различные типы арматуры при одном и том же условном проходе могут иметь разные проходные сечения. По размеру условного диаметра различают арматуру малых диаметров (Dy < 40 мм), средних диаметров (Dy = 50 — 250 мм) и больших диаметров (Dy > 250 мм).

5.1 Основные типы запорно-регулирующей арматуры

Задвижки

Задвижка — трубопроводная арматура, в которой запирающий или регулирующий элемент перемещается перпендикулярно оси потока рабочей среды. Они широко применяются практически на любых технологических и транспортных трубопроводах диаметрами от 15 до 2000 миллиметров в системах жилищно-коммунального хозяйства, газо — и водоснабжения, нефтепроводах, объектах энергетики и многих других при рабочих давлениях до 25 МПа и температурах до 565 °C.

Широкое распространение задвижек объясняется рядом достоинств этих устройств, среди которых:

— сравнительная простота конструкции;

— относительно небольшая строительная длина;

— возможность применения в разнообразных условиях эксплуатации;

— малое гидравлическое сопротивление.

К недостаткам задвижек можно отнести:

— большую строительную высоту;

— значительное время открытия и закрытия;

— изнашивание уплотнительных поверхностей в корпусе и в затворе, сложность их ремонта в процессе эксплуатации.

Классифицируют задвижки по величине рабочих давлений, температурам рабочих сред, типу привода и т. п. Наиболее целесообразной является классификация задвижек по конструкции затвора. По этому признаку многочисленные конструкции задвижек могут быть объединены по основным типам: клиновые и параллельные задвижки. По этому же признаку клиновые задвижки могут быть с неупругим, упругим и самовосстанавливающимся клином. Параллельные задвижки можно подразделить на однодисковые и двухдисковые. В зависимости от конструкции винт — гайка и ее расположения (в среде или вне среды) задвижки могут быть с выдвижным и невыдвижным шпинделем.

Задвижки обычно изготовляются полнопроходными, то есть диаметр проходного отверстия арматуры примерно соответствует диаметру трубопровода, на который она устанавливается.

Наиболее распространено управление задвижкой с помощью штурвала (вручную), также задвижки могут оснащаться электроприводами, гидроприводами и, в редких случаях, пневмоприводами. На задвижках большого диаметра с ручным управлением, как правило, устанавливают редуктор для уменьшения усилий открытия-закрытия.

Краны

Кран — запорное устройство, в котором подвижная деталь затвора (пробка) имеет форму тела вращения с отверстием для пропуска потока. Перекрытие потока осуществляется вращением вокруг своей оси подвижной детали затвора. В зависимости от геометрической формы уплотнительных поверхностей пробки и корпуса краны разделяют на два основных типа: конические и шаровые. Краны можно классифицировать и по другим конструктивным признакам: по способу создания удельного давления на уплотнительных поверхностях, по форме окна прохода пробки, по числу проходов, по наличию или отсутствию сужения прохода, по типу управления и привода, по материалу уплотнительных поверхностей и т. д.

Приводы запорной арматуры

В настоящее время запорную арматуру (при условном диаметре выше 500 мм практически всю арматуру) оснащают приводами, наибольшее распространение из которых получили электрические, пневматические, гидравлические и комбинированные.

Электрические приводы

Электроприводы для управления запорной арматурой нашли наибольшее распространение по сравнению с другими приводами благодаря таким преимуществам, как простота и надежность конструкции, а также вследствие широкой оснащенности промышленности электроэнергией.

С помощью электропривода осуществляют: открывание и закрывание запорной арматуры; автоматическое отключение электродвигателя при превышении максимального крутящего момента; звуковую или визуальную сигнализацию крайних положений запорного органа арматуры; дистанционное управление запорной арматурой; автоматическое управление запорной арматурой; местное, а также дистанционное указание положения запорного органа арматуры; ручное управление запорной арматурой при отсутствии электроэнергии.

Пневматические приводы

Пневмоприводы в основном применяют в запорной арматуре (например, в кранах), где не требуется больших усилий и перемещений при управлении. При больших усилиях и перемещениях конструкция привода становится громоздкой и сложной.

Применение пневмоприводов в клиновых задвижках осложняется из-за необходимости значительного усилия для отрыва клина из клиновой камеры корпуса, а для перемещения клина после его отрыва требуется усилие в несколько раз меньше.

Гидравлический приводы

В насосном гидроприводе, получившем наибольшее распространение в технике, механическая энергия преобразуется насосом в гидравлическую, носитель энергии — рабочая жидкость, нагнетается через напорную магистраль к гидродвигателю, где энергия потока жидкости преобразуется в механическую. Рабочая жидкость, отдав свою энергию гидродвигателю, возвращается либо обратно к насосу (замкнутая схема гидропривода), либо в бак (разомкнутая или открытая схема гидропривода). В общем случае в состав насосного гидропривода входят гидропередача, гидроаппараты, кондиционеры рабочей жидкости, гидроёмкости и гидролинии.

Наибольшее применение в гидроприводе получили аксиально-поршневые, радиально-поршневые, пластинчатые и шестерённые насосы.

В магистральном гидроприводе рабочая жидкость нагнетается насосными станциями в напорную магистраль, к которой подключаются потребители гидравлической энергии. В отличие от насосного гидропривода, в котором, как правило, имеется один (реже 2−3) генератора гидравлической энергии (насоса), в магистральном гидроприводе таких генераторов может быть большое количество, и потребителей гидравлической энергии также может быть достаточно много.

Обратные клапаны

Обратные клапаны предназначены для предотвращения обратного потока среды в трубопроводе и, тем самым, предупреждения аварии, например при внезапной остановке насоса и т. д. Они являются автоматическим самодействующим предохранительным устройством. Затвор — основной узел обратного клапана. Он пропускает среду в одном направлении и перекрывает ее поток в обратном.

Принцип действия

При отсутствии потока среды через арматуру золотник в обратном клапане под действием собственного веса или дополнительных устройств (например пружины) находятся в положении «закрыто», то есть затвор находится в седле корпуса. При возникновении потока затвор под действием его энергии открывает проход через седло. Для того, чтобы поток среды изменил своё направление на противоположный он должен остановиться. В этот момент скорость потока становится нулевой, затвор возвращается в исходное закрытое положение, а давление с обратной стороны прижимает золотник, препятствуя возникновению обратного потока среды. Таким образом, срабатывание обратной арматуры происходит под действием самой среды и является полностью автоматическим.

По принципу действия в основном обратные клапаны разделяют на подъемные и поворотные. Преимущество поворотных клапанов заключается в том, что они имеют меньшее гидравлическое сопротивление. Это очень важно при проектировании больших трубопроводов с применением обратных клапанов. Подъемные клапаны более просты и надежны. Они могут быть угловыми и проходными, причем для их изготовления можно использовать корпуса вентилей. На магистральных нефтепроводах чаще всего применяют обратный клапан поворотного типа.

5.2 Выбор кранов для технологической обвязки НПС

Для входного и выходного коллекторов НПС, условным диаметром Dy =1000 мм и условным давлением не менее Ру 5,12 МПа, выбираем два шаровых крана МА 39 033−27ХЛ1,, Dу=1000мм,, с электроприводом исполнением по ТУ 4220−007−5 785 572−2000.

Для входных и выходных коллекторов узла фильтров-грязеуловителей, условным диаметром Dy = 1000 мм и условным давлением не менее 5,12 МПа, выбираем шесть однотипных шаровых крана МА 39 033−08У1, Dy = 1000 мм, , с электроприводом исполнением по ТУ 4220−007−5 785 572−2000.

Для входных и выходных коллекторов магистральных насосов НПС, условным диаметром 600 мм и условным давлением не менее 5,12 МПа, выбираем двенадцать шаровых кранов: МА 39 033−08У1, Dy = 1000 мм, , с электроприводом исполнением по ТУ 4220−007−5 785 572.

Рисунок 11. Шаровой кран с электроприводом МА 39 033−27ХЛ, Dу=1000мм.

Материалы деталей кранов

Корпус… сталь 09Г2С

Пробка… сталь 09Г2С, 20Л, 20ГМЛ + Cr30 мкм

Шпиндель… сталь 40Х, 40ХН, 20ХН3А + Cr30 мкм

Уплотнения … эластомер

5.3 Выбор обратных клапанов для технологической обвязки НПС

Необходимо выбрать четыре обратных клапана для насосного узла НПС, по одному на каждый трубопровод между входным и выходным коллектором в насос, из условия, что Dу = 1000 мм, и Ру не менее 5,12 МПа.

Выбираем клапан (затвор) обратный поворотный 19с49нж1 Ду1000.

Таблица 3

Основные параметры затвора обратного поворотного 19с49нж1

Диаметр, DN (мм)

1000

Давление, PN (кгс/см2)

25

Материал корпуса

углеродистая сталь

Рабочая среда

вода, пар, нефть, нефтепродукты, масло

Температура рабочей среды (С°)

от — 40 до +90

Тип соединения:

под приварку

Рисунок 12. Затвор обратный поворотный 19с49нж1 Ду1000

6. Вспомогательные системы насосного цеха

Для обеспечения нормальной эксплуатации магистральных насосов с заданными параметрами необходимо функционирование следующих вспомогательных систем:

1) разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений;

2) смазки и охлаждения подшипников;

3) сбора утечек от торцевых уплотнений;

4) оборотного водоснабжения и охлаждения воды воздухом;

5) средств контроля и защиты насосного агрегата.

6.1 Система разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений

Устройства, уплотняющие выход вала насоса из корпуса как в процессе работы, так и при остановках агрегатов, находятся под воздействием динамического или статического напора. В основных насосах, перекачивающих нефть или нефтепродукты, величина напора в камерах уплотнений колеблется от двух-трех десятков до 700 — 800 м.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой