2.4 Проверка правильности выбора насосов по высоте всасывания

Для основного насоса:

Где - допустимая высота всасывания насоса, м;

- атмосферное (барометрическое) давление, ;

,

где z – абсолютная высотная отметка насосной станции над уровнем моря, м. Для г. Сыктывкар z=172 м

.

Для определения допустимой высоты всасывания необходимо найти максимальную температуру. Наиболее высокие температуры в г. Сыктывкаре наблюдаются в летнее время – VII, VIII, IX – месяцы.

Так как нам известны температуры только на определенных глубинах, найдем наименьшее значение температуры методом интерполирования:

,

VII:

VIII:

IX:

Таким образом, максимальная температура грунта составит 12,42 °C.

Определим расчетные значения плотности:

где β в соответствии с плотностью при 20 °С = 0,000841 (1/⁰С)

Вязкость при t= 12,42 ºС определим:

где:

Найдем величину термодинамической поправки:

Найдем величину вязкостной поправки Δh_ν, для основного насоса:

_,

по характеристике насоса

Тогда допустимый кавитационный запас будет равен:

_{Найдем высоту всасывания основного насоса:}

Основному насосу требуется подпор величиной -35,11м.

Для подпорного насоса:

.

Так как D_вх подпорного насоса совпадает по величине с D_вх основного насоса, то:

Подпорному насосу требуется подпор величиной -0,18 м.

Производим проверку правильности выбора насосов по допустимой высоте всасывания. Для ГНПС проверка производится только для подпорных насосов по следующим условиям:

1) по развиваемому напору:

;

2) по всасывающей способности:

,

где Н_п – напор подпорного насоса, Н_п=125 м;

Н_sп – допустимая высота всасывания подпорного насоса, Н_sп= -0.18м;

h_вп и h_нп – потери напора на трение и на местные сопротивления во

всасывающем и нагнетательном трубопроводах подпорной НС; при отсутствии данных по протяженности и диаметрам трубопроводов, принимаются ориентировочно равными по 5 м [1];

Δz_п – разность геодезических отметок конца нагнетательного трубопровода подпорной НС (входной патрубок первого основного насоса) и начала всасывающего (патрубок самого удаленного резервуара), Δz_п= 5 м;

H_S ــ допустимая высота всасывания основного насоса, H_S= –30,11м;

Δz_в – разность геодезических отметок всасывающего патрубка подпорного насоса и патрубка самого удаленного от подпорной НС резервуара, Δz_в=-6,5 м (всвязи с тем, что подпорный насос первоначально заглублен на 1,5 м ниже отметки земли);

h₀ – обычно соответствует минимальному уровню взлива жидкости в резервуаре откачки; для стальных наземных резервуаров h₀=1,0 м [14].

1. 

2. 

Проверка выполняется.

2.5 ПРОВЕРКА РАСЧЕТНОГО ЧИСЛА РАБОЧИХ НАСОСОВ ПО ПРОЧНОСТИ КОРПУСА НАСОСА И ПРОЧНОСТИ ТРУБОПРОВОДА.

где n ــ округленное до целого числа количество насосов;

H_н ــ напор развиваемый основным насосом для перекачиваемой жидкости при максимальной подаче (действительный напор одного насоса), м;

h ــ подпор основного насоса, равный

h_H – потери напора в коммуникациях НС со стороны нагнетания, примерно равные 5 м;

ρ_t ــ плотность при расчетной температуре t, кг/м³;

g ــ ускорение свободного падения, м²/с;

P_раб ــ допустимое рабочее давление трубопровода, определяемое из формулы:

где δ ــ толщина стенки трубопровода, мм;

ــ коэффициент надежности по нагрузке, в нашем случае принимаемый равным n = 1,1

R₁ ــ расчетное сопротивление растяжению металла труб, МПа;

D_н - наружный диаметр трубопровода, D_н =1,020 м.

.

где R₁^н ــ нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб, принимаемое равным минимальному значению временного сопротивления (предела прочности), для марки стали 14ХГС оно составляет 500 МПа, [2];

m ــ коэффициент условий работы трубопровода, зависящий от категории участка трубопровода [4, таблица 1]. Для транспортировки нефти или нефтепродуктов по трубопроводам подземной прокладке диаметром ≥ 700 мм категории участка трубопровода будет считаться III [4, таблица 2]. => m = 0,9.

k₁ и k_н ــ коэффициенты надежности, соответственно, по материалу и по назначению трубопровода k₁=1,4, k_н=1.

376,7 м < 723,6 м, условие выполняется.

где P_н ــ допустимое рабочее давление насоса 7,35·10⁶ Н/м² с подачей больше 360 м³/ч , [МПа];

Условие прочности корпуса выполняется.

3. ПРОЕКТ РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА ГНПС

Резервуарные парки на ГНПС магистралей служат аварийной емкостью для обеспечения ритмичной и бесперебойной работы трубопровода при авариях на промыслах и НПЗ или на магистрали, складом товарной продукции и буферной емкостью между технологическими объектами нефтепромыслов и магистрали.

Емкость резервуарного парка ГНПС магистрали принимается в размере 2 – 3 суточной подачи станции.

Принимаем V_п=216048м³

В резервуарных парках для сокращения потерь нефти и светлых нефтепродуктов от испарения должны применяться резервуары с понтоном.

Выбор типа, размера и количества резервуаров выполняется одновременно и в данной курсовой работе выбор может быть сделан по ориентировочному критерию – минимуму капиталовложений в парк. [1] 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 2 варианта: D_н=1020 мм, D_н=820 мм.

1) D_н=1020 мм.

[4, формула 12]

где δ ــ толщина стенки трубопровода, мм;

n ــ коэффициент надежности по нагрузке, в нашем случае принимаемый равным n = 1,15 по [4, таблица 13]

P_раб ــ рабочее давление трубопровода, МПа;

R₁ ــ расчетное сопротивление растяжению металла труб, МПа;

Dн - 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 (придела прочности), для марки стали 14ХГС оно составляет 500 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=1,05 [4, таблица 9], k_н=1,4 [4, таблица 11].

За рабочее давление трубопровода примем:

,

где Н –напор развиваемый станцией.H=396м.

_,

Округляем до ближайшего значения сортамента труб, δ=8. Стоимость трубы 1020х8 составляет 95,7 тыс руб/км, и 4,31 тыс руб/год на эксплуатацию

2) D_н=820 мм.

n = 1,15; R₁^н для марки стали 17Г1С составляет 520МПа, [2]; m=0,9;

k₁=1,05; k_н=1,4.

Округляем до ближайшего значения сортамента труб, δ=6. Стоимость трубы 820х6 составляет 81,96 тыс руб/км, и 3,76 тыс руб/год на эксплуатацию.

Из рассмотренных вариантов следует, что по условиям металоемкости наиболее подходящим является трубопровод D_н=820 мм и δ=6мм.

Определим капиталовложения для нескольких вариантов парка, отличающихся типом и размером резервуаров, рассчитывая их ориентировочно как сумму сметной стоимости всех резервуаров. [1]

Рассмотрим несколько вариантов парка с использованием:

1. РВСП 50000;

2. РВСП 30000;

3. РВСП 20000.

1) РВСП 50000 м³: Определим количество резервуаров для данного варианта. Количество резервуаров находится по формуле [1]:

,

где n – количество резервуаров;

V_п – емкость резервуарного парка V_п= 216048м³;

V_p – геометрическая емкость резервуара, V_p=47460 м³, [9];

k_E – коэффициент использования емкости, k_E=0,79 [2;13].

_{Принимаем n=6.}

Тогда сметная стоимость резервуаров составит:

где S – сметная стоимость всех резервуаров;

S’ – сметная стоимость одного резервуара, S’=417,6 т. руб.

Опредяем металлоемкость резервуара:

_,

_{где k – расход стали на 1 м}³ _{вместимости, кг,}

2) РВСП 30000 м³:

Определим количество резервуаров для данного варианта: V_p=29600 м³, [9]; k_E=0,79 [2;13], S’=210,25 тыс.руб. [9].

Тогда сметная стоимость резервуаров составит:

Опредяем металлоемкость резервуара:

3) РВСП 20000 м³:

Определим количество резервуаров для данного варианта: V_p=20900 м³, [9]; k_E=0,79 [2;13], S’=158,37 тыс.руб. [9].

Тогда сметная стоимость резервуаров составит:

Опредяем металлоемкость резервуара:

Из всех рассмотренных вариантов самым выгодным (по минимуму капиталовложений в парк) является вариант №2 РВСП 30000 и n=10.

4.РАЗРАБОТКА УЗЛА ПРЕДОХРАНИЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ

На узлах предохранительных устройств, применяются предохранительные клапана, количество которых определится путём деления K_p на K_v [1, стр.21].

где Q_K –­ требуемая пропускная способность узла, принимаемая для первого узла равной максимальному расходу жидкости, а для второго 70% расхода через станцию, м³/ч;

ρ –­ плотность жидкости, т/м³;

P₁ –­ давление срабатывания клапана равное Р n, кг/см²;

Р –­ рабочее давление, кг/см²;

n –­ коэффициент надежности по нагрузке (рабочему давлению трубопровода) n = 1,1 [9, Таблица 12];

Р₂ –­ давление за клапаном равное ,кг/см²;

Р_Г –­ полные потери в трубопроводе между клапаном и резервуаром сброса, кг/см²;

ΔΖ = 4 м.

Определим Р_Г для обоих случаев, коэффициенты местного сопротивления составляют: для первого узла обратный клапан ξ = 2,5, тройник ξ = 0,5 (2 штуки), ∑ξ = 3,5; для второго случая обратный клапан ξ = 2,5, поворот ξ = 0,35 (1 штука), ∑ξ = 2,85. Длины трубопроводов L, равны 146 м и 45 м, соответственно.

λ=0,3164/Re^0,25

где λ = коэффициент. гидравлического сопротивления для зоны гидравлически гладких труб;

Для первого случая:

,

,

,

где ξ – коэффициент местного сопротивления;

,

Для второго случая скорость потока в трубопроводе:

,

,

,

Тогда Р₂ будет равно:

1)

2)

Определим P₁:

Определим К_р.

м³/ч

м³/ч

K_v для принятого клапана СППК 4-40 равен 150 м³/ч.

Количество клапанов на первом узле равно 831/150 = 5,54 примем 6 и добавим 2 резервных, в итоге первый узел предохранительных устройств будет иметь 8 клапанов СППК 4-40 с условным диаметром входного патрубка 150 мм и выходного 200 мм.

Количество клапанов на втором узле равно 578,8/150 = 3,9 примем 4 и добавим 2 резервных, в итоге второй узел предохранительных устройств будет иметь 6 клапанов СППК 4-40 с условным диаметром входного патрубка 150 мм и выходного 200 мм.

5. 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]:

Таблица 3

Тип	Условный диаметр Dy, мм	Рабочий диапазон по расходу, м3/ч
		максимальный расход	минимальный расход
6934	250	1900	190

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

Q_раб = 0,6·1900÷0,8·1900 = 1140 (м³/ч) ÷1520 (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 3.

Рабочая зона 3 работающих счетчиков находится в пределах (0,6÷0,8) ·n_раб· и равна Q_раб = 0,6·1900·3÷0,8·1900·3 = 3420 (м³/ч) ÷4560 (м³/ч).

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

n_рез = 0,3·3÷0,5·3 = 0,9÷1,5.

Таким образом принимаем n_рез = 2.

Принимаем одну контрольно измерительную линию.

Общее число измерительных линий: n =3 +2 +1 =6.

Так как 6<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·Q_max = 0,3·4501 = 1350,3(м³/ч) – входит в рабочую зону одного счетчика;

1·Qmax = 1·4501 = 4501(м³/ч) – входит в диапазон работы 4-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 6 измерительных линий. Примем диаметр измерительных линий равным диаметру патрубка счетчика, а толщину стенки выберем по сортаменту труб, т.е. D_н = 250 мм и δ = 6 мм.

6.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 Kv = 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.

7. 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 10 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 двух (2 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.

Схема действует следующим образом:

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

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.

Примем диаметр основных технологических трубопроводов равным ближайшему меньшему по сортаменту диаметру магистрали, т.е. D_н=820 мм, а диаметр трубопроводов утечек равным D_у.н=200 мм.

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