Проектирование ГНПС Волгоград

ВВЕДЕНИЕ

 

Перекачивающая станция – это сложный комплекс инженерных сооружений, предназначенный для создания необходимого рабочего давления в магистральных нефтепродуктопроводах. Перекачивающие станции размещаются по трассе трубопровода на расстоянии 80-150 км одна от другой. Расстояние между станциями определяют путем гидравлического расчета в зависимости от рабочего давления и пропускной способности нефтепродуктопровода.

Головная перекачивающая станция (ГНПС), располагаема по технико-экономическим соображениям вблизи нефтеперерабатывающих заводов, нефтяных промыслов или крупных перевалочных нефтебаз, предназначается для приема продукта с заводов, промыслов или нефтебаз.

Головная перекачивающая станция включает в свой состав: основную и подпорную насосную, резервуарный парк с объемом 2 – 3 суточной производительности станции, камеру пуска скребка, совмещенную с узлом подключения перекачивающей станции к магистрали, сеть технологических трубопроводов с площадками фильтров, камер задвижек или узлами подключения и узлами учета, понизительную электростанцию с открытым распределительным устройством или электростанцию собственных нужд, если основные насосы оборудованы приводом от двигателей внутреннего сгорания или газотурбинных установок, комплекс сооружений по водоподготовке и водоснабжению станции и жилого поселка, комплекс сооружений хозяйственно-фекальной и промышленно- ливневой канализации, котельную с тепловыми сетями, объекты вспомогательных служб – инженерно-лабораторный корпус, пожарное депо, узел связи, мастерские КИП, административный блок, складские помещения. В некоторых случаях могут быть использованы отдельные сооружения (котельные, системы канализаций и водоснабжения и т.п.) уже имеющихся предприятий.

Головные перекачивающие станции, являясь наиболее ответственной частью всего комплекса нефтепровода или нефтепродуктопровода, во многом определяют его работу в целом.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ РАСЧЕТНЫХ  ДАННЫХ

        

Проектирование Головной НПС эксплуатационного участка.

Исходные данные

- производительность нефтепровода G = 30 млн. т/год;

- населенный пункт - Волгоград

- длина трубопровода L – 180 км;

- кинематическая вязкость нефти ν20 при t=20С – 75сСт, ν50 при t=50С – 47 сСт;

- плотность нефти ρ20 при 20 0С  – 835 кг/м3,

- давление насыщенных паров перекачиваемой жидкости: Ps =0,050(МПа)

- геометрические параметры трубопровода D x d, (мм): 1220x 14 (мм)

- разность геодезических отметок  начала и конца нефтепровода  ∆Z=18 м;

 

Определяем диаметр магистрального нефтепровода и рабочее давление по массовой производительности:

 

Q=30 млн.т./год, тогда Рраб=5,1–5,5 МПа, D=1220 мм.

 

Определяем расчетную температуру нефти в трубопроводе.

 

Расчетная температура находится в зависимости от условий перекачки.

За расчетную температуру нефти в трубопроводе будем принимать температуру окружающей трубопровод среды. Для заглубленных трубопроводов это минимальная температура грунта на глубине заложения оси трубопровода.

Данная ГНПС расположена  в районе города Волгоград и предназначена для перекачки нефти определенного и неизменного состава по заглубленному нефтепроводу. Отсюда, в зависимости от района расположения ГНПС (г. Волгоград) и глубины заложения трубопровода (принимаемой 1 м) находим расчетную температуру и максимальную температуру. Она будет равна соответственно 2,0 0С и 19,9 0С .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Расчет вязкости.

 

Определяем вязкость жидкости (нефти) при расчетной и максимальной температуре:

                                             

                                                     (1)

где νt ــ вязкость при расчетной температуре t,  сСт;

ν* ــ кинематическая вязкость жидкости при известной температуре t*, сСт;

t ــ расчетная температура, оС;

t* ــ температура для которой известна вязкость жидкости, оС;

U ــ коэффициент крутизны вискограммы.

 

U определяется по двум известным значениям вязкости ν1 и ν2 при температурах  t1 и t2.

 

                                                           

                                                          (2)

 

где   ν1, ν2 ــ известные вязкости жидкости при известных температурах t1 и t2, [сСт];

Подставим значения:

 

 

      Подставим значения  и рассчитаем вязкость жидкости (нефти) при расчетной и максимальной температуре:

 

 

Расчет плотности.

 

 

Определяем плотность при расчетной и максимальной температурах:

 

                                        

                                        (3)

 

где  ρt ــ плотность при расчетной температуре t, кг/м3;

ρ20 ــ плотность жидкости при температуре 20°С, кг/м3;

ζ  ــ температурная поправка.

 

Температурную поправку можно найти по формуле:

 

                                                                               (4)

 

Получим:

 

 

Подставим значения и рассчитаем плотность при расчетной и максимальной температурах:

 

 

 

Расчет часовой подачи станции.

 

Определим требуемую подачу. Для магистральных нефтепроводов подача указывается в млн. тоннах в год. На ее основе находится расчетная часовая Qчас (м3/час) и максимальная часовая  Qмах.час (м3/час) подачи станции:

 

                                               

                                                    (5)

 

где  G ــ производительность станции, т/год;

24 ــ число часов в сутках,

ρt ــ  расчетная плотность жидкости, кг/м3;

τ ــ количество рабочих дней в году принимаем равное 350. Подставим значения: 

 

 

 

Расчет максимальной часовой подачи станции.

 

                                               

                                           (6)

где  Кп  - коэффициент, учитывающий резерв пропускной способности  нефтепровода (подачи НС) на случай перераспределения потоков в системе нефтепроводов в процессе ее эксплуатации. Для нашего трубопровода принимаем Кп = 1,07;

 

Расчет требуемого напора ГНПС

 

Проведем полный гидродинамический расчет трубопровода при Qmax и Qраб.

     При  Qmax :    Определяем скорость потока:

 

                                                   

                                                   (7)

           

    где   υ – скорость течения жидкости, [м/с]

     Qmaxсек – расчетная  максимальная секундная подача  станции, [м3/сек];

      Dвн -  внутренний  диаметр трубопровода, [м].

 

 

                                                            

                                           (8)

 

      где  Dн – наружный  диаметр трубопровода, [мм];

      δ – толщина  стенки трубопровода, [мм].

 

Рассчитаем внутренний диаметр:

 

Рассчитаем скорость потока:

 

 

 Режим течения жидкости в нефтепроводе:

 

                                               

                                                (9)

            

где Qmaxсек – расчетная максимальная секундная подача станции, [м3/сек];                                                                

Dвн -  внутренний диаметр трубопровода, [м]; 

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

 

 

Определяем граничные значение числа Рейнольдса :

                                                    

                                           (10)    

 где  Dвн -  внутренний диаметр  трубопровода, [мм];

e    -  абсолютная шероховатость  трубопровода (0,1÷0,2)мм.

  Режим течения – турбулентный (зона Блазиуса) так как 3000 < Re < ReI                                                                                                                                                                (3000 < 13392 < 119200)

                                               

                                      (11)

 

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

                                               

                                                   (12)

 

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

          λ – коэффициент гидравлического сопротивления;

Dвн -  внутренний диаметр трубопровода, [м];

  L   -  длинна трубопровода, [м];

  υ – скорость течения жидкости, [м/с]

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

 

                              

                            (13)

 

     Определяем полные  потери напора в трубопроводе:

 

                                         

                                              (14)

 

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

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

ΔZ – разность геодезических отметок конца нагнетательного и начала   всасывающего трубопроводов, 18 [м];

Hк –  потери напора в технологических  объектах, следующих после  нагнетательного трубопровода станции, Принимаем Hк=30м.

     Определяем требуемый напор станции:

 

                                                

                                                (15)

 

  где    Hп –  полные  потери в нефтепроводе, [м];

  h  -  подпор насосов станции, ориентировочно равный , [м];

 

 

     Требуемый напор станции  с учетом, по ВНТП 2-86, внутристанционных  потерь равных hвн = 15м.

 

                                        

                                (16)

 

      Аналогично полный  гидродинамический расчет ведем  для Qраб :

 

Таблица 1

Гидродинамический расчет для Qраб

V,м/с	Re	λ	hl, м	Hп, м	Ннс, м	H’нс, м
1,05	12535	0.03	254.5	305	255	270

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. ПОДБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГНПС

 

2.1. Подбор насосов (основный и  подпорных)

 

Так как расчетная температура tр=2,0 0C < 80 0C и вязкость νt=99.7*10-6 м2/с, то перекачку следует осуществлять центробежными насосами. Регламентируемая последовательная схема соединения насосов диктует подбор основных насосов по подаче. Подача насосов должна равняться требуемой подаче станции. Принимаются насосы, для которых Qчас (обязательно) и Qmax час (желательно) попадают в рабочую зону характеристик насосов. Если этому условию удовлетворяют несколько насосов, выбирается тот, который обеспечивает требуемые Qчас и Qmax час при большем КПД и сменном роторе на меньшую подачу.

 Подачи нашей станции Qчас (4211,1 м3/ч) и Qmax час  (4505,8 м3/ч) попадают в рабочую зону характеристик насоса марки:

 

Таблица 2.1

 

Характеристики основного насоса

Марка насоса	Рабочая зона (0,8Qн – 1,2Qн), м3/час	Развиваемый напор Н при Qчас/Qmax час, м	КПД при Qчас/Qmax час, %
НМ 5000-210	4000-6000	200-180	87/86

 

  Для нас подходит насос  марки - НМ 5000-210, так как рабочая  и максимальная производительность ГНПС находится в рабочей зоне. Насос НМ 5000-210 обеспечивает рабочую производительность станции.

 

Определим количество основных насосов

 

 Для создания требуемого   напора H’нс = 296 м на нефтеперекачивающей станции определим требуемое количество рабочих насосов:

 

                                             

                                                   (17)

 

 где  n ــ количество насосов;                                                        

       Н’нс ــ  требуемый напор станции, [м];

         ННАСв.д. -  напор одного насоса по необрезанному диаметру рабочего колеса равному   450 мм и при Q max/час, [м];

 

 

 

 

 

В нашем случаи для Qmax час напор по необрезанному диаметру рабочего колеса, будет равен ННАСв.д.. = 200 м.               

 

 

     

При числе основных рабочих насосов n=2, принимаем число резервных насосов в количестве два.

Действительный напор одного основного насоса:

 

                                                                         (18)

     

Подбор подпорных насосов

 

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

  Подача подпорного насоса должна равняться подаче выбранного основного насоса, при невозможности подбора нужного насоса допускается принимать насос на подачу меньшую подачи основного насоса и предусмотреть параллельное соединение насосов на подпорной НС.

  По характеристикам подпорных  насосов нам подходит  насос  НПВ 5000 – 120 с рабочей зоной (4000-6000) м3/ч. Так как Qmax=4505.8 м3/ч, то для обеспечения данной производительности требуется подпорных насос НПВ 5000-120 рабочих плюс один насос в резерве. Напор одного подпорного насоса составит:  

Hп=125 м.

  Таким образом нам необходимо 2 основных насоса и 2 резервных основных насосов, и 2 подпорных и 2 резервных подпорных насоса.

 

Таблица 2.2

Характеристики насоса

Марка насоса	Подача, м3/час	Рабочая зона (0,8Qн1,2Qн) м3/час	Развиваемый напор Н при Qчас/Qmax час, м	КПД при Qчас/Qmax час, %
НПВ5000-120	5000	4000-6000	125	85

 

Для внутристанционных перекачек выберем насос марки 14НДсН имеющий следующие характеристики:

 

 

 

 

 

 

Таблица 2.3

Характеристики насоса

Марка насоса	Подача, м3/час	Рабочая зона (0,8Qн– 1,2Qн), м3/час	Развиваемый напор Н при Qчас/Qmaxчас, м	КПД при Qчас/Qmax час, %
14НДсН	1260	1008-1512	37	87

 

2.2. Пересчет характеристик насосов  с воды на нефть

      

При перекачке вязких жидкостей напор и подача на режиме максимального к.п.д. меньше, чем при работе на воде, так как увеличиваются потери на трение, а мощность возрастает главным образом из-за увеличения дисковых потерь. На основании чисто теоретических заключений невозможно определить характеристику насоса, перекачивающего вязкий нефтепродукт, даже если известна его характеристика при работе на воде.

Характеристику насоса, перекачивающего вязкие нефтепродукты, строят путем пересчета характеристик, построенных для воды,  с учетом поправочных коэффициентов.

Значения поправочных коэффициентов kQ, kH, kη определяют либо по графикам , либо по таблицам, путем интерполяции .Число Рейнольдса, необходимое для определения поправочных коэффициентов, вычисляют по формуле

 

                                               

                                            (19)

    

  где      Re - число Рейнольдса;

    Qном ــ оптимальная подача насоса, м3/с;

   νt ــ  кинематическая вязкость жидкости при температуре перекачки,                                                                              

    D2 - наружный диаметр рабочего колеса, м;

    b2 -  ширина лопатки рабочего колеса на наружном диаметре, м;

    ψ -   коэффициент сжатия сечения каналов лопатки на выходе

               (ψ= 0,9÷0,95).

 

 Произведем пересчет характеристик  для основного насоса НМ 5000-210:

 

 Характеристику насоса, перекачивающего  вязкие нефтепродукты, строят путем  пересчета характеристик, построенных  для воды,  с учетом поправочных коэффициентов.

Значение поправочных коэффициентов kQ, kH, kη определяют по графику рис.1. Зависимость поправочного коэффициента для определения необходимого избытка удельной энергии на приеме от числа Рейнольдса представлена на рис.2

 

 

       

    

       Рис.1. Зависимость  поправочных              Рис.2. Зависимость поправочных 

     коэффициентов от числа Рейнольдса                     коэффициентов избытка                                      

                                                                               удельной энергии на входе  в насос

 

 

  Число Рейнольдса, необходимое  для определения поправочных коэффициентов, вычисляют по формуле

                                                                                        (20)

    где      Re - число  Рейнольдса;

      Qном ــ производительность насоса, м3/с;

       νt ــ  кинематическая вязкость жидкости при температуре перекачки, м2/с;

      D2 - наружный диаметр  рабочего колеса, [м];

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

      ψ -   коэффициент сжатия сечения каналов лопатки на выходе                                                                                                                                           (ψ= 0,9÷0,95). 

 

 

        При Re > 7·103 коэффициенты kQ и kH мало отличается от единицы, т.е. увеличение гидравлических потерь при пересчете с воды на нефть незначительно. Коэффициент kη при этих значениях Re существенно отличается от единицы, что объясняется увеличением потерь на дисковое трение. И только при Re = 5·104 значение  kη соответствует единице.     В нашем случае kQ = kH =1 ,  kη =0,982;

     

       Характеристика  ∆hдоп.н - Q пересчитывается по формуле:

                                      

                                     (21)

       где     ∆hдоп.н ــ допустимый кавитационный запас для нефтепродукта, м; 

       ∆hдоп   - допустимый  кавитационный запас для воды, м;

       ∆Hкрt  ــ термодинамическая поправка, м;

       ∆hν ــ вязкостная поправка, м.

 

                          

                     (22)

                 

где  PS – давление насыщенных паров жидкости при максимальной  

                          температуре перекачки, Мпа;

     ρmax -  плотность жидкости при максимальной температуре перекачки, т/м3.

 

                                  (23)

 

       где      Re - число Рейнольдса во входном  патрубке насоса;

      υвх - скорость потока  во входном патрубке насоса, м/с;

       g ــ ускорение свободного падения, м/с2.        

 

       Согласно расчетам (см. раздел 1 данной курсовой работы) ρmax=835,1 кг/м3. Рs=0,050 МПа, Dвх=0,7 м – диаметр  входного патрубка насоса. 

                              

 

                    

                  (24) 

                                 

                                (25)

 

        по характеристике насоса

         =  40 м  при Qmax=4505.8 м3/ ч

 

          (26)

 

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

 

                                             (27)

 

       где        ρ – плотность, кг/м3;

       Q – макс. часовая  подача станции, м3/ч;

       Hв и ηв – напор и к.п.д для воды

        

 Пересчет выполняем для трех  – четырех подач из рабочей  зоны характеристики насоса. Полученные данные сводим в таблицу 2.4.

 

Таблица 2.4

Пересчет характеристик основного насоса (η- Q, N-Q, ∆hдоп-Q) при подачах из рабочей зоны насоса.

Q, м3/ч	υвх, м/с	Re	η, %	∆hдоп.н, м	H, м	N, кВт
4505,8	3,25	30274	0,86	40,13	200	2421,6
4000	2,89	26911	0,89	35,06	220	2285,3
4800	3,47	32293	0,85	48,17	180	2349
5600	4,04	37675	0,82	60,3	160	2525,2

 

  Произведем пересчет характеристик для подпорного насоса НПВ 5000-120:

 

             

                   (28)

   

В нашем случае kQ=kH =1,  kη = 0,984

При QП.MAX=4505,8  м3/ч:

 

           (29)

 

                            

                             (30)

       по характеристике насоса

               

                      (31)

              

                   (32)

 

 

 

 Таблица  2.5

Пересчет характеристик подпорного насоса (η- Q, N-Q, ∆hдоп-Q) при подачах из рабочей зоны насоса

Q, м3/ч	υвх, м/с	Re	η, %	∆hдоп.н, м	H, м	N, кВт
3200	2.3	16225	0,78	5,5	140	1310,8
4200	3	21295	0,85	5,66	120	1370,3
4505,8	3,25	22845	0,82	5,73	110	1396,9
5200	3,7	26265	0,80	5,83	100	1502,2

 

2.3. Подбор двигателей к  насосам

 

Подбор двигателей для привода насоса проводится по мощности и частоте вращения вала насоса nн и двигателя nд на основе технических характеристик двигателей

                                         

                                        (33)

 

  где        N ــ требуемая мощность двигателя, Вт;