Выбор насосного оборудования НПС и расчет рабочего давления

 

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

Введение……………………………………………………………………………..4

1.Технологическое описание……………………………………………………….5

    1.1 Основное оборудование  НПС, участвующее в перекачке нефти…………7

2.Определение расчетных свойств нефти………………………………………...10

   2.1 Расчетная плотность………………………………………………………..10

    2.2 Расчетная вязкость перекачиваемой нефти………………………………..10

3.Выбор насосного оборудования НПС и расчет рабочего давления…………..11

    3.1 Выбор насосов по номинальной подаче…………………………………11

    3.2 Выбор насосов по рабочему давлению…………………………………….11

Заключение…………………………………………………………………………18

Список используемых источников………………………………………………..19

 

ВВЕДЕНИЕ

Перекачка нефти и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам  – наиболее прогрессивный в техническом  и экономическом отношении способ транспортировки, позволяющий обеспечить ритмичную поставку широкого ассортимента продуктов потребителям.

Развитие трубопроводного  транспорта тесно связано с историей нефтяной промышленности.

Несмотря на то, что единовременные первоначальные затраты на проектирование и сооружение магистральных трубопроводов сравнительно велики, себестоимость перекачки нефти значительно ниже, а выработка на одного работающего в несколько раз выше, чем при перевозке нефти и нефтепродуктов другими видами транспорта.

Для проведения технологического расчета режимов  работы МН необходимо определить физические характеристики нефтепродуктов при  температуре перекачки. Посчитаем плотность, вязкость перекачиваемой нефти и подберем насосы по номинальной подаче.

      

 

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ

Перекачка осуществляется по схеме “из насоса в насос”, т.е. подпор на первой НПС обеспечивается за счет подпорного насоса, на остальных НПС за счет остаточного напора предыдущей НПС. Рассмотрим назначение и состав оборудования головной НПС и промежуточных НПС.

ГНПС  предназначена  для приема нефти из нефтепровода, хранения нефти в резервуарах  и перекачку из резервуаров в  магистральный трубопровод. Отличительной  особенностью ГНПС является наличие  резервуарного парка (8 РВС-20000 и 2 РВС-10000) и, соответственно, подпорной НПС. На остальных НПС исследуемого участка установлены только магистральные насосы, перекачка осуществляется по схеме “из насоса в насос”.

     Генеральный план ГНПС содержит комплексное решение планировки и благоустройства территории, размещение зданий и сооружений, транспортных коммуникаций и инженерных сетей в соответствии с существующими нормами проектирования и конкретными геологическими и гидрогеологическими условиями и рельефом местности.

        Генеральный план станции обеспечивает рациональное размещение зданий и сооружений с учетом сторон света и преобладающего направления ветров, предусматривает возможность выполнения строительным и монтажных работ современными методами с применением строительных машин новых конструкций.

 В состав  основных технологических сооружений  ГНПС входят: основная насосная, подпорная насосная, резервуарный  парк, узел учета нефти, площадка  с предохранительными клапанами,  фильтры-грязеуловители, блок регуляторов  давления, емкости для сбора и насосы для откачки утечек.

       Технологическая схема ГНПС. Технологическая  схема трубопроводов предусматривает  выполнение технологических операций, вытекающих из назначения станции,  условий приема нефти, ее хранения  и перекачки по магистральному  трубопроводу. Поступая на ГНПС, нефть проходит через площадку фильтров-грязеуловителей, где очищается от механических примесей. Затем через площадку расходомеров и по коллекторам через манифольды в любой из резервуаров. Нефть из резервуаров поступает в подпорную насосную, а  из нее через площадку предохранительных клапанов и узел учета подается во всасывающую линию основной насосной. Пройдя последовательно работающие насосные агрегаты и камеру регуляторов давления, нефть под давлением через камеру пуска скребка поступает в магистральный нефтепровод. Кроме того, технологическая схема позволяет выполнить следующие вспомогательные операции:

• размыв парафина в резервуарах при заполнении через размывающие головки или одним из подпорных насосов;
• зачистка резервуаров и трубопроводов резервуарного парка вертикальным насосом НПВ 1250-60;
• пуск очистных и диагностирующих устройств с помощью камеры пуска скребка;

На нефтепроводе СГП расположены следующие основные технологические сооружения:

• общее укрытие магистральных насосных агрегатов;
• блок фильтров-грязеуловителей с диаметром корпуса 1400 мм и патрубками диаметром 700 мм;
• блок-бокс гашения ударной волны;
• подземные заглубленные резервуары для сброса нефти из системы защиты нефтепровода от повышенного давления при внезапной остановке станции. Эти резервуары используются также для сброса нефти из системы разгрузки торцевых уплотнений основных насосов, а также утечек и дренажа;
• блок с двумя электроприводными регулирующими заслонками и байпасом с двумя последовательно установленными задвижками;
• две площадки с предохранительными клапанами;
• площадки с узлами сдвижек

Основные технологические  операции, производимые на этих промежуточных  насосных станциях:

• перекачка нефти по схеме «из насоса в насос»;
• перекачка нефти по магистральному нефтепроводу мимо станции.

 

   1.1 Основное оборудование НПС, участвующее в перекачке нефти  

 К основному  оборудованию НПС относятся насосы  основные и подпорные и соответствующие  приводы к ним. На всех станциях  нефтепровода  установлены в общем  укрытии центробежные магистральные насосы НМ-10000-210. Насос НМ-10000-210 имеет следующие характеристики:

• производительность Q = 10000 м³/ч;
• напор Н = 210 в.ст.ж.;
• допустимый противокавитационный запас h_доп = 65 м;
• скорость вращения ротора насоса n = 3000 об/мин;
• предельное давление, выдерживаемое корпусом насоса Р_max = 75 атм.;
• мощность (при r = 860 кг/м³) N = 5550 кВт;
• КПД на воде h ³ 89%;
• внешняя утечка через одно концевое уплотнение не более 0,25 л/ч;
• давление в камере уплотнения Р £ 55 атм.;
• уровень звука на расстоянии 3 метра не более 100 дБа;
• габариты 2505 х 2600 х 2125 мм;
• масса 9791 кг;
• произведен на Сумском насосном заводе.

       Выбор центробежного насосного агрегата определяется технико-экономическими показателями с учетом условий эксплуатации.

К преимуществам  использования центробежных насосов  типа НМ относятся:

• Относительно небольшие габаритные размеры при больших подачах и высоких напорах;
• Простота непосредственного соединения вала насоса к приводящему его двигателю;
• Меньшая относительная стоимость по сравнению с поршневыми, простота ремонта и эксплуатации;
• Возможность широкой регулировки режима работы без остановки агрегата;
• Возможность последовательной работы при недостаточно высоком напоре;
• Высокий КПД при перекачке маловязких нефтей;
• Сравнительная простота автоматизации насосных станций с центробежными насосами.

         Насосы НМ имеют исполнение  «У4» и в соответствии с ГОСТ 15150-69 размещаются в общем укрытии,  относящемуся по пожаро- и взрывоопасности  к классу В-Iа, категории группы смеси 2Т3.

         Магистральный насос НМ-10000-210 предназначен  для транспортирования нефти  с температурой t = -5…80 °С, вязкостью u £ 3 см²/с, содержанием механических примесей не более 0,05% и размером не более 0,2 мм, а также для транспортирования нефтепродуктов сходных свойств. Он является одноступенчатой центробежной горизонтальной машиной с двухсторонним подводом жидкости к рабочему колесу (т.е. гидравлически разгруженным ротором) и двухзавитковым спиральным отводом жидкости от рабочего колеса. Ротор насоса вращается на подшипниках скольжения с принудительной смазкой. Концевые уплотнения торцового типа, гидравлически разгруженные. Охлаждаются они за счет прокачивания жидкости импеллером через камеру торцового уплотнения. Корпус насоса имеет горизонтальный разъём. Входной и выходной патрубки насоса направлены в противоположные стороны от оси насоса и расположены в нижней части корпуса, что обеспечивает удобный доступ к ротору и внутренним деталям насоса без отсоединения патрубков от технологических трубопроводов. Соединение входного и напорного патрубков с технологическими трубопроводами выполняется сваркой. Концевые уплотнения ротора торцевого типа рассчитаны на рабочее давление 4,9 МПа (50 кгс/см²). Насосы НМ-10000-210 рассчитаны на работу по последовательной схеме перекачки тремя насосами, при этом давление в напорном патрубке последнего работающего насоса (по ходу нефти) не должно превышать 7,4 МПа (75 кгс/см²). Чтобы повысить экономичность работы при поэтапном наращивании пропускной способности магистрального трубопровода предусматривается в насосах НМ-10000-210 применять сменные роторы на подачу 0,7 и 0,5 от номинальной.

В качестве привода  к основным насосам используются электродвигатели СТД - 8000 со следующими характеристиками:

• мощность N = 8000 кВт;
• обороты n = 3000 об/мин
• произведён на ТГЗ город Лысьва.

Основные насосы размещены в общем укрытии, разделённом  воздухонепроницаемой огнестойкой  стеной на два отдельных помещения: зал насосов и зал электродвигателей. Насосы с электродвигателями соединяются между собой без промежуточного вала, через специальные отверстия с герметизирующей камерой в разделительной стене. Для проведения ремонтных и наладочных работ при обслуживании насосов в общем укрытии установлен мостовой кран грузоподъемностью 20 тс, пролетом 10,5 м во взрывозащищенном исполнении.

Площадка с подпорными насосами предназначена для размещения основного технологического и механического  оборудования и для создания надлежащих условий для их нормальной работы при длительной эксплуатации на открытом воздухе. Площадка относится к взрывоопасным установкам класса В-Iг группы смеси Iiа.

   

 

 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ СВОЙСТВ НЕФТИ

2.1 Расчетная плотность

Для проведения технологического расчета режимов  работы МН необходимо определить физические характеристики нефтепродуктов при  температуре перекачки.

Плотность нефти  зависит от температуры: при повышении  температуры она уменьшаются, а  при понижении - увеличивается.

Для определения  расчётной плотности нефти необходимо определить температурную поправку:

x=1,825 – 0,001315×r₂₉₃ =1,825-0,001315∙852=0,705 кг/(м³∙К)

r₂₉₃ – плотность нефти при 293К, кг/м³.

Расчетная плотность  нефти при температуре Т=Т_р=273+10=283К определяем по формуле

 

2.2 Расчетная вязкость перекачиваемой нефти

Вязкость - это  свойство жидкости оказывать сопротивление  сдвигу и характеризующее ее текучесть  и подвижность. Кинематическую вязкость нефтепродукта при заданной температуре определяем по формуле Вальтера:

                                (1.1)

где  n_Т – кинематическая вязкость нефти, мм²/с;

А_ν и В_ν – постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости n₁ и n₂ при двух температурах Т₁ (Т₁=273+50=323К) и Т₂ (Т₂=273+20=293К):

Определяем  расчетную вязкость, выразив её из формулы (1.1)

 

3.ВЫБОР НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ НПС И РАСЧЕТ РАБОЧЕГО ДАВЛЕНИЯ

3.1 Выбор насосов по номинальной подаче

Выбор насосного  оборудования нефтеперекачивающих  станций производится исходя из расчетной  часовой производительности нефтепровода, определяемой при r=r_Т по формуле:

где  G_Г – годовая (массовая) производительность нефтепровода, млн. т/год;

r – расчетная плотность нефти, кг/м³;

N_р – расчетное число рабочих дней в году, согласно, принимаем N_р=350 суток.

k_нп – коэффициент неравномерности перекачки, величина которого принимается равной для однониточных нефтепроводов, подающих нефть к нефтеперерабатывающему заводу, а также однониточных нефтепроводов, соединяющих систему k_нп=1,07.

В соответствии с расчетной часовой производительностью  выбираем насосы: подпорный насос  НПВ 5000-120 и магистральные НМ 10000-210.

3.2  Выбор насосов по рабочему давлению

 

По напорным характеристикам насосов вычисляем  рабочее давление  (МПа) из условия

         (2)

где  g=9,81м/с – ускорение свободного падения;

h_п, h_м – соответственно напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами при расчетной производительности нефтепровода;

m_м –  число работающих магистральных насосов на  нефтеперекачивающей станции;

P_доп =6,4МПа – допустимое давление запорной арматуры.

При определении  допустимого давления необходимо учитывать  ряд факторов: требуемую прочность арматуры, требуемую прочность корпусов.

На магистральных  нефтепроводах используется арматура, относящаяся к группе среднего давления (Р=1,6 – 6,4МПа).

Корпуса насосов  марок НМ и НПВ рассчитаны на предельное рабочее давление 7,4МПа.

Напорная характеристика центробежных насосов магистральных  нефтепроводов (зависимость напора h от производительности Q) имеют вид 

полого падающей кривой

где a, b – постоянные коэффициенты, определяемые по заводской  характеристике насоса (см. таблицы 3, 4).

Таблица 1 – Основные параметры магистральных насосов серии НМ

Марка насоса	Ротор	Диапазон изменения  подачи насоса, м3/ч	Номинальные параметры
			Подача, м3/ч	Напор, м	Допус-тимый  кавитационный запас, м	к. п. д., %
1	2	3	4	5	6	7
НМ 7000-210	0,7·Qн	3500 – 5400	5000	210	50	84
	1,0·Qн	4500 – 8000	7000	210	60	89
НМ 10000-210	0,5·Qн	4000 – 6500	5000	210	42	80
	0,7·Qн	5500 – 8000	7000		50	85

 

Таблица 2 – Технические характеристики подпорных насосов серии НПВ

Показатель	НПВ 5000-120
Диапазон изменения подачи насоса, м3/ч	2700-6000
Подача Q, м3/ч	5000
Напор H, м	120
Допускаемый кавитационный  запас ΔhД, м	5,0
Частота вращения, (об/мин)	1500
К.П.Д., %	85
Тип электродвигателя	ВАОВ800L-4У1
Мощность  электродвигателя, кВт	800
Масса агрегата, кг	30300

 

В соответствие с заданием выбираем следующую схему  подключения: два подпорных  насоса параллельного соединения с одним  резервным и три магистральных  последовательного соединения с  одним резервным (рис 1.)

Рисунок 1 – Схема подключения насосов

 

Таблица 3 – Коэффициенты характеристики нефтяных подпорных насосов серии НПВ

Марка насоса	Диаметр рабочего колеса D2, мм	Коэффициенты H(Q) характеристики насоса	Коэффициенты η(Q)  характеристики насоса
1	2	3	4
НПВ 5000-120	645	a= 151,8 b= 1,2760×10-6	k1= 4,1321·10-2 k2= -5,8701·10-6 k3= 1,9961·10-10
	613	a= 137,7 b= 1,2839×10-6
	580	a= 123,1 b= 1,2315×10-6

 

 

Таблица 4 – Коэффициенты характеристики нефтяных магистральных насосов серии НМ

Марка насоса		Ротор		Диаметр рабочего колеса D2, мм		Коэффициенты H(Q) характеристики насоса		Коэффициенты η(Q)  характеристики насоса
1		2		3		4		5
НМ 7000-210		0,7×QН		475		a=282,2 b=3,0980×10-6		k1= 3,8849·10-2 k2= -5,6121·10-6 k3= 2,4527·10-10
		1,0×QН		475		a=295,1 b=1,8752×10-6		k1= 2,6881·10-2 k2= -2,0512·10-6 k3= 3,9694·10-12
			450		a=262,5 b=1,8173×10-6		k1= 2,6881·10-2 k2= -2,0512·10-6 k3= 3,9694·10-12
			430		a=240,9 b=1,9873×10-6
НМ 10000-210	0,5×QН		475/455		a=265,0 b=2,0560×10-6		k1= 3,2503·10-2 k2= -4,3071·10-6 k3= 1,9703·10-10
	0,7×QН		506/486		a=304,8 b=2,1443×10-6		k1= 3,0975·10-2 k2= -3,7765·10-6 k3= 1,5515·10-10

 

Задаваясь наибольшими  значениями диаметров рабочих колес D₂, определим напоры, развиваемые насосами при расчетной производительности перекачки. Определим рабочее давление по формуле 1 при условии, что число последовательно работающих магистральных насосов на НПС m_М=3.

Таблица 5 – Рабочее давление различных комбинаций насосов

Марка насоса	Ротор	D2М, мм	НМ, м	D2П, мм	НП, м	Р, МПа
НМ 7000-210	0,7QН	475	162,59	645	111,29	5,05
				613	96,94	4,93
				580	84,00	4,82
				1,0QН 475 235,56		645	111,29	6,89
				613	96,94	6,77
				580	84,00	6,66
				450 204,80		645	111,29	6,12
				613	96,94	5,99
				580	84,00	5,89
				430 177,80		645	111,29	5,43
				613	96,94	5,31
				580	84,00	5,20
НМ 10000-210	0,5QН	475/455	199,72	645	111,29	5,99
				613	96,94	5,87
				580	84,00	5,76
	0,7QН	506/486	236,72	645	111,29	6,92
				613	96,94	6,80
				580	84,00	6,69

 

 Вариант 1. НПВ 5000-120 с D₂=645мм и НМ 10000-210 (0,5·Q_н) с D₂=475/455

Условие выполняется, в этом варианте запас рабочего давления более 10% просчитываем следующий вариант.

Вариант 2. НПВ 5000-120 с D₂=645мм и НМ 7000-210 (0,7·Q_н) с D₂=506/486

Условие выполняется

Величина потребляемой мощности находится по известным  зависимостям:

;

,

где η_Н ,  η_Э , η_МЕХ – величины к. п. д. соответственно насоса, электродвигателя и механической передачи.

Зависимость к. п. д. насоса от подачи описывается полиномом  вида

;               (3)

где k₁ , k₂, k₃ – коэффициенты аппроксимации, определяемые методом наименьших квадратов и приведенные в табл. 2 приложения 2  и табл. 2 приложения 3.

        Коэффициент полезного действия механической передачи может быть принят равным η_МЕХ =0,99.

Коэффициент полезного  действия электродвигателя h_Э в зависимости от его загрузки определяется выражением

                                               ,          (4)

где r₀ , r₁ , r₂ – эмпирические коэффициенты;

K_З – коэффициент загрузки электродвигателя, равный отношению мощности на валу электродвигателя N_Э  к его номинальной мощности N_ЭН:

                                         .                                  (5)                           

Значения коэффициентов  в формуле (4) определяются методом  наименьших квадратов по паспортным характеристикам электродвигателей  насосных агрегатов. В случае отсутствия этих данных коэффициенты r₀ , r₁ и r₂ могут быть приняты в соответствии с типом электродвигателя по табл. 6.

Таблица 6 – Значения коэффициентов уравнения

Тип электродвигателя	r1	r2	r3
Синхронный	0,890	0,114	-3,601·10-2
Асинхронный	0,452	0,987	-0,592

 

Марка насоса	Подача Q, м3/ч	Напор H, м	Допускаемый кавитационный  запас ΔhД, м	Частота вращения, (об/мин)	Тип электродвигателя	Мощность  электродвигателя, кВт	Масса агрегата, кг
НМ 7000-210	7000	210	52	3000	СТДП4000-2УХЛ4	4000	19770
					СТДП5000-2УХЛ4	5000	21490
					СТДП6300-2УХЛ4	6300	28120
НМ 10000-210	1000	210	65	3000	СТДП5000-2УХЛ4	5000	25620
					СТДП6300-2БУХЛ4	6300	33640
					СТДП8000-2БУХЛ4	5000	33290

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Таким образом, для дальнейших расчетов примем вариант 2.

Принимаем следующие  насосы:

-подпорный насос  НПВ 5000-120 (диаметр рабочего колеса D₂=645 мм)

 -магистральный насос НМ 10000-210 (0,7·Q_н) (диаметр рабочего колеса                            

D₂=506/486 мм).

 

 

 

 

 

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.Трубопроводный транспорт нефти: Учебник для вузов: В 2 т. / Г. Г. Васильев, Г. Е. Коробков, А. А. Коршак и др.; Под ред. С. М. Вайнштока – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002.– Т. 1.– 407 с.

2.Тугунов П. И., Новоселов В. Ф., Коршак А. А., Шаммазов А. М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: Учеб. пособие для вузов. – Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002. – 658 с.

3.РД 153-39.4-113-01. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов.– М.: Гипротрубопровод, 2002.

4.РД 153-39.4-056-00. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов.– М.: Недра, 2001, 194 с.

5.СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России: ГП ЦПП, 1997.– 52 с.