Головная насосная станция магистрального нефтепровода

Камский институт гуманитарных и инженерных технологий

Кафедра «Нефтегазовое дело»

Курсовой проект по дисциплине

«Машины и оборудование газонефтепроводов» на тему «Головная насосная станция магистрального нефтепровода»

вариант № 6

Разработал студент

                                                                             Группы

                                                                                          Руководитель

                                                                                         Лагунов А.Г.

г.Чайковский 2003 г.

Содержание

Техническое задание на проектирование_              _3

Исходные данные для проектирования_              4

1 .Введение                            5

2.Технологическая схема насосной станции_              _6

3.Подбор основного оборудования насосной станции_              9

3.1 .Подбор основных и подпорных насосов                            _ 9

3.2.Анализ работы основных насосов_              _ 14

3.3.подбор электродвигателя к магистральному насосу_              _ 16

4.Подбор вспомогательного оборудования                            17

4.1 .Система смазки_              17

4.2.Система охлаждения масла_              19

4.3.Система сбора откачки утечек нефти_              _21

4.4.Узел подключения к магистральному нефтепроводу_              21

5 .Строительная часть насосной станции                            23

5.1 .Здание насосной станции_              23

5.2.Фундаменты под насосные агрегаты_              _ 23

6.Учет перекачиваемой нефти _              24

7.Резервуарный парк насосной станции                            26

7.1 .Определение вместимости резервуаров                            _ 26

7.2.Оборудование резервуаров _              _27
7.2.1.Оборудование для обеспечения надежной работы резервуаров и

снижения потерь нефти _              _27
7.2.2.Оборудование для ремонта и обслуживания резервуаров_       27

7.2.3.Противопожарнре оборудование_              _30

7.2.4.Приборы контроля и сигнализации                            _30

8.Решение генерального плана насосной станции_              _33

8.1 .Компоновка генплана_              _ 33

8.2.Водоснабжение насосной станции_              _34

8.3.Система канализации_              35

8.4.Грозозащита здания насосной станции_              36

8.5.Грозозащита резервуаров с нефтью_              _36

Литература_              _ 37

Технологическое задание на проектирование

В проекте следует рассчитать и запроектировать; главную нефтеперекачивающую станцию магистрального нефтепровода. В составе проекта описать технологическую схему станции, рассчитать диаметр нефтепровода, подобрать насосно-силовое оборудование и определить режим его работы. Подобрать вспомогательное оборудование (для очистки нефти, для маслоснабжения, для охлаждения масла, для сбора и откачки нефти).

Рассчитать и запроектировать резервуарный парк. Дать соображения о строительной части здания головной насосной станции.

Описать принципы компоновки генплана, устройство систем водоснабжения, водоотведения и очистки производственных сточных вод.

Дать решение по грозозащите здания насосной станции и резервуаров с нефтью.

В графической части проекта дать лист общих данных проекта (формат А 2), изображение генплана, видов насосной станции, отдельного оборудования (формат А 1).

Исходные данные для проектирования

1.Массовый расход нефти по нефтепроводу,              G=30 млн. т./год.;

2.Расчетная температура на оси нефтепровода,              tp= +3°C;

3.Плотность        перекачиваемой        нефти              при        температуре

                  t=20°C, ρ20= 875кг/м3;

4.Коэффициент кинематической вязкости нефти,   υ·106 = 38,4м2/с;
5.Расчетная длина трубопровода,              L=740 км;

6.Остаточный напор,              hкп=32м;

7.Проектируемый вариант расстановки насосных станций: с лупингом; 8.Разность        геодезических        отметок        конца        и        начала нефтепровода,Z=75м.

1.Введение.

Транспортировка по трубопроводам - наиболее прогрессивный в техническом и экономическом отношении способ перемещения нефти и нефтепродуктов на большое расстояние. К магистральным нефтепродуктопроводам относятся трубопроводы диаметром не менее 219мм и протяженностью более 50 км.

Головная перекачивающая станция (ГНС) представляет собой сложный комплекс сооружений для подачи транспортируемой нефти в магистральный трубопровод. Она обеспечивает прием нефти с установок подготовки и закачку ее в трубопровод. ГПС располагает резервуарным парком, вмещающим 2...3-х суточный запас производительности нефтепровода, подпорной насосной, узлом учета нефти, магистральной насосной, узлом регулирования давления, площадкой с предохранительными устройствами для сброса избыточного давления при гидроударе, фильтрами-грязеуловителями, а также технологическими трубопроводами

Оборудование перекачивающих станций условно разделяется на основное и вспомогательное. К основному оборудованию относятся насосы и их привод, а к вспомогательному - оборудование, необходимое для нормальной эксплуатации основного: системы энергоснабжения, смазки, канализация, отопление, вентиляция и т. д.

Настоящий проект состоит из пояснительной записки объемом 37 стр. и двух листов чертежей.

2.Технологическая схема головной насосной станции.

Головная насосная станция магистрального нефтепровода предназначена для приема нефти от нефтяных промыслов и подачи необходимых объемов нефти в магистральный трубопровод с давлением до 7.4 МПа. Основные объекты головной станции - основной насосный цех, цех подпорных насосов, резервуарный парк для нефти, площадки расходомеров и фильтров - грязеуловителей, установка откачки и сбора утечек нефти, предохранительные устройства, узел подключения насосной станции к магистральному трубопроводу с камерой пуска очистных устройств (скребков) и разделителей. В состав головной насосной станции входят системы водоснабжения, канализации, энергоснабжения, технологической связи и административно - хозяйственные здания. Питание электроэнергией электродвигателей насосных агрегатов осуществляется от трансформаторной подстанции на напряжение 110/6 или 110/10 кВт.

Нефть с нефтепромысла под определенным давлением через предохранительные устройства поступает на площадку фильтров-грязеуловителей 4 и затем в камеру расходомеров 3 (см. рис. 2.1.). Из расходомеров нефть поступает в камеру переключения резервуаров 2 и затем по трубопроводной обвязке направляется в резервуары 1. Трубопроводная обвязка позволяет обеспечить закачку нефти в любой резервуар и откачку из него. Из резервуаров нефть откачивают подпорным насосом 5 и через расходомеры подают на прием насосов основного насосного цеха 7. Подпорные насосы - центробежные насосы, предназначенные для подачи нефти к основным и создания во всасывающих трубопроводах постоянного давления всасывания (подпора), примерно равного 0,2 -1 МПа. Подпор на всасывающем трубопроводе основных насосов необходим во избежание возникновения опасного явления кавитации и для обеспечения бескавитационных режимов их работы. Всасывание нефти подпорными насосами из резервуаров и бескавитационный режим работы горизонтальных насосов обеспечиваются расположением подпорной насосной на отметке ниже нулевой. Из основного насосного цеха нефть через камеру регулирующих клапанов 8, а при необходимости через камеру пуска скребков или разделителей 9 поступает в магистральный нефтепровод 10. Охлаждение масла системы смазки насосных агрегатов осуществляют в специальных установках 6.

Резервуарный парк на головной насосной станции играет важную роль в обеспечении ее бесперебойной работы. Он предназначен для создания определенного резерва нефти, позволяющего непрерывно подавать её в магистральный трубопровод при временных перерывах в поступлении нефти с нефтяных промыслов. При проектировании головных насосных станций вместимость резервуарного парка обычно принимают раной трехкратному объему суточной перекачки. На территории резервуарного парка резервуары размещают отдельными группами. Число резервуаров в каждой группе определяется как вместимостью отдельного резервуара, так и допустимой

Рис.2 Технологическая схема обвязки головной перекачивающей станции:

/ — резервуары; 2 — камеры переключения; 3 — камера (площадка) расходомеров; 4 —камера (площадка) фильтров;   5 — подпорная насосная; 6 — маслоохладительная установка; 7 —основная насосная;    8 —камера    регулирующих    клапанов;    9 — камера   пуска

скребка  10 – магистральный нефтепровод

вместимостью всей группы резервуаров по действующим нормам проектирования [1]. Каждую группу резервуаров по внешнему контуру защищают сплошным земляным валом или стенкой из железобетонных плит.

Каждый насосный агрегат насосной станции устанавливают на собственном фундаменте. При этом расположение агрегатов должно обеспечить свободный доступ к ним для проведения обслуживания и ремонта. В связи с этим расстояние между агрегатами должно быть не менее 1,2 м при электродвигателях высокого напряжения и не менее 1 м при электродвигателях низкого напряжения, а расстояние между выступающими частями - не менее 0,7 м.

3.Подбор основного оборудования. 3.1. Подбор основных и подпорных насосов.

Расчетная      часовая      пропускная      способность      нефтепровода определяется исходя из 350 рабочих суток.

м3/час              (3.1)

где: Gr -массовый годовой расход нефти,

-расчетная плотность нефти (при расчетной температуре),

расчетная   плотность   нефти   при   температуре   tp   вычисляется   по формуле [2]

(3.2)

где: ρ20 -плотность нефти при t=20°C, кг/м3.

кг/м3 м3/час

рекомендуемая скорость перекачки нефти определяется по графику на рис.1 [2]. Для нашего случая W=2.0 м/с.

Ориентировочное значение внутреннего диаметра нефтепровода вычисляется по формуле (3.3)

(3.3)

Принимаем ближайший, стандартный наружный диаметр Dh=820mm. Принимаем, марку стали 17Г1С с пределом прочности σв =520МПа. Согласно [3] коэффициенты m, n, k1, kn имеют следующие значения:

n=1.15 ;m=0.9;к1=1.47;кn=1.0. Тогда расчетное сопротивление металла труб

           (3.4)

где: m -коэффициент условий работы трубопровода, зависящий от категории, для подземных магистральных трубопроводов m=0.9;

k1 -коэффициент надежности по материалу; для сварных труб из горячекатаной и нормализованной низколегированной стали k1=1.47 [3];

kn -коэффициент надежности по назначению трубопровода kn =1.0

= 318.4МПа

Необходимая толщина стенки трубы вычисляется по формуле

(3.5)

где: Ρ -рабочее давление в трубопроводе;

n -коэффициент надежности по нагрузке (рабочему давлению):для

труб диаметром от 720 до 1220мм n=1,15[3]. Рабочее давление в трубопроводе определяется по формуле

(3.6)

где: hm, hn -соответственно напор, развиваемый магистральным насосом при рабочей подаче Q, и подпорным насосом;

mp -число рабочих магистральных насосов (обычно 3);

Pg -допустимое давление нефтеперекачивающей станции, исходя из прочности корпуса насоса или запорной арматуры; Рg=7,4МПа.

По производительности 4136 м3/час выбираем магистральный насос НМ 5000-210 (n=3000 o6/mиh,D2=450). При расчетной подаче насос развивает напор hM=230 м(см.рис.З.1).

В качестве подпорного выбираем насос НПВ 3600-90(вертикальный).

Напор насоса Нп=77,4 м.

Тогда давление, развиваемое насосной станцией,

Ρ = 863,5 · 9,81(3 · 230 + 77,4)· 10-6 = 6,5МПа <7,4ΜΠα Необходимая толщина стенки трубопровода

= 9,41мм

Принимаем стандартную толщину стенки δ =10мм.

Тогда внутренний диаметр трубопровода составит

D0=820-2*10=800mm.

Фактическая скорость течения нефти в трубопроводе (3.3)

= 2,29 м /с Вычисляем число Рейнольдса:

(3.7)

10

Первое переходное число Рейнольдса

(3.8)

где: кэ     эквивалентная шероховатость труб; для стальных шовных труб кэ =0,15мм.

Рис 3.1Характеристика насоса НМ 5000-210 (n = 3000 об1мин;
                 D2-450 мм)             

Рис.         3.1.         Характеристика         насоса (n=3000об/мин;D2=450мм).

НМ

5000-210

= 53333

Так выполняется соотношение

47708<53333

То нефтепровод работает с турбулентным режимом течения, в зоне гладкого трения.

Для этого случая значениеопределяется по формуле

(3.9) т.е. =0.0214

= 0.007296

суммарные потери напора в нефтепроводе

(3.10)

Расчетный напор перекачивающей станции при выполнении условия (3.6) определяется по выражению

(3.11)

где :-число установленных последовательно магистральных

насосов.

=690м.

Расчетное число насосных определяется из уравнения баланса напоров.

;        (3.12)

где N э - число эксплуатационных участков, для расчетного случая N3=l; -остаточный напор, м;=32м.

Составляя потери напора и суммарный напор всех насосов, видим, что потери превышают напор, при том расчетная подача не будет обеспечена.

Чтобы обеспечить расчетную подачу, необходимо уменьшить сопротивление трубопровода прокладкой лупинга.

Длина лупинга определяется по формуле:

где-гидравлический уклон лупинга:

12

где-внутренний диаметр лупинга;

=0.297         =0.002169      =115740м

Суммарные потери на трение в трубопроводе с лупингом с учетом hkn

Следовательно, необходимая длина лупинга определена верно.

13

3.2.Анализ работы основных насосов.

Построим совместную характеристику трубопровода и насосных станций. Для построения характеристики трубопровода задаемся рядом расходов в диапазоне (0.8 -1.2) Q от расчетной подачи. С учетом остаточного напора по формуле (3.10) определяем суммарные потери напора в трубопроводе и в координатах Q-H строим характеристику трубопровода (см.рис.3.2).

Построим суммарную характеристику всех насосных с учетом подпорного насоса. Характеристика основного насоса НМ 5000-210 представлена на рис.3.1. При тех же значениях подач определим напор, развиваемый насосом с колесом D=450 мм и по формуле (3.6) для 7 насосных станций определяем развиваемый напор. К этим значениям добавляем напор, развиваемый подпорным насосом, и строим искомую характеристику 1 (рис.3.2). Суммарная характеристика только магистральных насосов представлена кривой 2. Совмещенная характеристика показана на рис.3.2.

Таким образом точка А пересечена суммарной характеристики насосных станций 1 и характеристики трубопровода 2 является рабочей точкой. Как видно на рис. 3.2 рабочей точке соответствует производительность 4136 м /час. При такой подаче коэффициент полезного действия насоса η=84%. Допустимый кавитационный запас -42 м; масса насоса-12350 кг.

Характеристика подпорного насоса НПВ 3600-90. частота вращения п=1500; допустимый кавитационный запас - 4,8 м; КПД - 84%; масса -17000кг.Комплектуется электродвигателем типа ВАОВ710L-4У1 мощностью 1250 кВт, масса 9800 кг.

Пересечение характеристики трубопровода и суммарной характеристики всех рабочих насосов дает рабочую точку (точка «А» на рис. 3.2). Этот анализ показывает, что магистральные насосы обеспечивают подачу Q=4136 м3/час. При этом развивают напор Н=230 м каждый и работают с КПД -84%.

На станции устанавливается четыре магистральных насоса -три рабочих и один резервный.

14

Рис.3.2.   Совмещенная   характеристика   трубопровода   и   насосных станций с насосами НМ 5000-210 (n=3000 об/мин; D2=450mm).

15

З.З.Подбор электродвигателя к магистральному насосу.

Мощность, потребляемая насосом, определяется по формуле

,κΒт        (3.13)

= 2139кВт. Необходимая мощность двигателя

,кВт    (3.14)

где:-коэффициент запаса; при Ν>300 кВт=1.1; -КПД механической передачи; = 0,99;

-КПД электродвигателя; = 0,97. = 1,1*2739=3012 кВт

К   установке   принимается   двигатель   типа   СТДП   3150-2УХЛ4 мощностью 3150 кВт, с массой 12350 кг, с частотой вращения 3000 об/мин. Двигатель взрывобезопасный.

16

4.Подбор вспомогательного оборудования. 4.1.Система смазки.

Вспомогательное оборудование перекачивающих станций условно можно разделить на две категории: вспомогательное оборудование насосных станций и вспомогательное оборудование объектов обслуживающего назначения.

К первой категории относится все оборудование систем смазки, уплотнения и охлаждения, ко второй - котлы, насосы системы канализации, оборудование водоподготовки (бактерицидные установки, установки смягчения воды и др.), насосы пожарного, производственного и хозяйственного - питьевого водоснабжения.

Основное насосно-силовое оборудование перекачивающих станций имеет принципиальную систему смазки, принципиальная схема которой показана на рис. 4.1. С помощью шестеренчатого насоса 3 заполняют маслом бак 2. Основной насос 5 подает масло через фильтры 6 и маслоохладитель 7 в маслопроводы, соединены с узлами, требующими смазки (подшипниками), откуда масло возвращается в бак 4. Отработавшее масло насосом 5 перекачивается в емкость 1.

Подбираем насос для системы смазки 3-ех работающих насосов типа НМ 5000-210 с электродвигателями СТДП3150-2ХЛ4. Мощность на валу двигателя=2739 кВт, КПД подшипников=0.99. Для смазки применяем

масло плотностью=875 кг/м3. Температура масла на входе в подшипник

=293 К, а на выходе из него=323 К.

Определяем энтальпию масла подшипников по формуле:

,кДж1кг        (4.1) = 36,8кДж/ кг

= 91,4кДж1кг Необходимый массовый расход масла определяем по формуле:

;   (4.2)

где :- число работающих насосных агрегатов;

и- соответственно мощность на валу двигателя и его КПД.

= 1,36кг/с Объемный расход масла вычисляется по формуле:

17

Рис.4.1. Схема смазки насосного агрегата: 1-емкость с отработанным маслом; 2-емкость с чистым маслом; 3-насос; 4-рабочие баки; 5-рабочие насосы; 6-фильтры; 7-маслоохладитель.

18

= 0,00155м3/с = 5,58м3/ч

Давление маслонасоса не должно превышать 0,4 МПа. Подбираем насос марки ШФ-8-25 А с характеристиками: Q=5,8 м3/час, давление нагнетания Р=0,25 МПа, мощность 1 кВт. К установке принимаем 2 насоса, один из которых резервный.

4.2.Система охлаждения масла.

Для охлаждения масла используется воздушное охлаждение, как более современное по сравнению с водяным[4].

Расчет воздушного охлаждения масла состоит в следующем: массовый расход масла в системе

= 1,4кг/с

Количество тепла, которое необходимо отводить от масла,

кВт       (4.3) =85,5 кВт

Плотность воздуха, используемого для охлаждения, определяется по формуле:

(4.4)

где-абсолютное давление воздуха, Па;

-молярная масса воздуха;

-универсальная газовая постоянная,=8314 дж/(ккал * к) -абсолютная температура воздуха, К.

=1,19кг/м3 Расход воздуха вычисляется по формуле:

,м3/с      (4.5)

где -соответственно   массовая   теплоемкость   и   плотность

воздуха;

-температура воздуха перед калорифером и после него.

= 7,15м3/с

Пологая весовую скорость воздуха в калорифере =6кг/м2с определяем необходимую площадь живого сечения калорифера

= 1.42м2 (4.6)

19

По табл. 14.4 [4] определяем, что необходимо 3 калорифера типа КФС -9, у каждого из которых поверхность нагрева=41,6 м2, живое сечение по воздуху=0,486 м2, и по теплоносителю=0,0107 м2, внутренний диаметр трубок=0,02 м, а их длина=1 м.

20

4.3.              Система сбора и откачки утечек нефти.

Основные и подпорные насосы перекачивающих станций снабжены сальниковым или торцовым уплотнением. Конструкция уплотнения не исключает небольшой утечки нефтепродукта, предназначенного для смазки и охлаждения трущихся поверхностей. Поэтому предусматривается сбор утечек. Нефтепродукт собирают в резервуар-сборник, откуда специальным насосом его периодически перекачивают в приемный коллектор основных или подпорных насосов.

В резервуаре-сборнике постоянно должен быть незаполненный объем, достаточный для приема максимальных утечек при раскрытии торцов за время закрытия задвижки обвязки магистральных насосов [5], см. рис. 4.2.

Кроме указанных систем вспомогательного оборудования на насосной станции применено блочное оборудование для очистки поступающей нефти от примесей, грязи в виде блока фильтров-грязеуловителей. Блок фильтров-грязеуловителей состоит из трех фильтров и задвижек. Каждый фильтр - труба диаметром 1200 мм и длиной около 5 м с входным и выходным патрубками, с приваренными днищами и трубной обвязкой. Внутри трубы-кожуха расположено фильтрующее устройство.

4.4.              Узел подключения к магистральному нефтепроводу.

Схема камеры пуска скребка и подключения к магистральному нефтепроводу головной насосной станции довольно проста (рис.4.3), так как здесь предусматривается лишь заправка в трубопровод очистных скребков. Также скребки запускаются в трубопровод в процессе его эксплуатации, если снижение пропускной способности достигнет 3% от проектной величины. Пропускная способность уменьшается вследствие образования парафиновых отложений, смолистых отложений, продуктов коррозии труб, см. рис.4.3.

21

Рис. 4.2 Схема системы сбора утечек:

1-концевое уплотнение; 2-линия разгрузки(линия утечек); 3-всасывающая линия магистральных насосов; 4-насос откачки утечек; 5- резервуар утечек

Рис.4.3 Схема камеры пуска скребка и узла подключения головной станции к магистрали: 1-концевой затвор; 2-сигнальное устройство;3-камера пуска скребка или разделителя; 4-отсекающий механизм; 5-обводная линия;6-сигнализатор прохождения смеси; 7-линейный сигнализатор; 8-насос; 9-резервуар

22

5. Строительная часть насосной станции.

5.1.              Здание насосной станции.

Для зданий объектов нефтяной и газовой промышленности применяют унифицированные габаритные схемы. Унифицирование объемно-планировочных параметров здания (пролет L, шаг колонны t и высота Н) выполняют с помощью единой модульной системы (ЕМС), в основу которой положен модуль М=100 мм. Для унифицированных габаритных схем каркасов используют укрупненные модули, равные ЗМ (300 мм), 6М (600 мм), 15М (1500 мм), ЗОМ (3000 мм), 60М (6000 мм).

Пролеты зданий L принимаются кратными укрупненному модулю 60М, а именно L=6, 12, 18 м. Разрешено использовать пролеты, равные 9 м. Шаг колонн принят 6 м [6].

Для насосной станции применено здание со стальным каркасом. Основой стального каркаса служат поперечные рамы, каждая из которых состоит из двух вертикальных элементов (колонн) и верхнего поперечного элемента (строительной балки или ригели). В двухпролетных зданиях рама состоит из трех вертикальных элементов (колонн) и двух ригелей. Колонны и ригели выполнены из стального проката (двутавров № 40,50 и 60).

Колонны опирают на обрез фундаментов через траверсы, симметричные для средних колонн. Жесткое крепление колонн к фундаменту выполняется анкерными болтами нормальной точности М36 и М42.

Поперечные рамы в продольном направлении соединяют между собой такими элементами каркаса как, подкрановые балки, фундаментные балки, специальные горизонтальные и вертикальные связи. Одновременно подкрановые и фундаментные балки являются продольными связями каркаса.

Нефтеперекачивающие агрегаты насосной станции размещают (по четыре агрегата) в общем (групповом) здании с размерами: длина 36 м, ширина 18 м, высота 7,2 м, объем 4700 м3. Грузоподъемность мостового крана в помещении насосов Q=12 т.

5.2.              Фундаменты под насосные агрегаты.

Под насосные агрегаты запроектированы массивные фундаменты из бетона, с минимальным процентом армирования. Такие фундаменты отличаются высокой несущей и демпфирующей способностью, т.е. способностью к гашению колебаний.

23

6. Учет перекачиваемой нефти.

В настоящее время счетчики являются основным средством количественного учета нефти. На магистральных нефтепроводах применяют турбинные счетчики. При установке счетчика создаются условия, обеспечивающие точные показания. В начале замерной линии устанавливается фильтр. Перед счетчиком и после него проектируются прямые участки, перед счетчиком длиной=20 диаметров трубы. После счетчика прямой участок принят равным 5 диаметров трубы. Кроме того, перед счетчиком установлены струе выпрямители, состоящие из набора труб малого диаметра.

Схему установки счетчика см. на рис. 6.1.

Число рабочих измерительных линий в проекте принято равным двум, резервных - одна.

Каждая измерительная линия должна пропускать 2068 м3/час нефти. В данном проекте принят диаметр счетчика 400 мм, с пропускной способностью до 4000 м3/час.

24

Рис.6.1. Схема установки счетчика: 1-отсекающие задвижки; 2-манометр; 3-фильтр; 4-струевыпрямитель; 5-счетчик.; 6-термометр; 7-отвод к контрольному счетчику или пруверу; 8-контрольный кран