Проектирование насосной установки промежуточной нефтеперекачивающей станции
Министерство образования и науки
Российской Федерации
Национальный минерально-сырьевой
университет "Горный"
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
Кафедра ТХНГ
Машины и оборудование
газонефтепроводов
Тема:
Проектирование насосной установки
промежуточной нефтеперекачивающей станции
Автор: студент гр. ТНГ-09-1 / Деменцов В.В. /
Проверил
Руководитель проекта ассистент / Любин Е.А. /
Санкт-Петербург 2012
Аннотация
Основной задачей курсового проекта по дисциплине машины и
оборудование нефтепроводов является закрепление теоретических знаний и
приобретение практических навыков проектирования и эксплуатации машин и
оборудования нефтеперекачивающих станций, которое включает в себя обязательную
разработку всех вопросов, необходимых для воплощения выбранного оборудования в
реальную схему. Правила проектирования и оформления рабочего проекта определены
стандартами ГОСТ и ЕСКД.
Содержание
1. Теоретическая часть
1.1 Виды НПС
1.2 Виды применяемых насосов
2. Выбор магистральных насосов промежуточной нефтеперекачивающей
станции
3. Приведение характеристик насоса к входу в трубопровод
3.1 Построение характеристики трубопровода
3.2 Метод байпассирования
3.3 Метод дросселирования
3.4 Метод изменения частоты вращения
4. Выбор фильтров-грязеуловителей
5. Система сглаживания волн давления
6. Выбор запорно-регулирующей арматуры
7. Основные типы запорно-регулирующей арматуры
7.1 Задвижки
7.2 Краны
7.3 Обратные клапаны
Заключение
Библиографический список
1.
Теоретическая часть
1.1 Виды НПС
На магистральных нефтепроводах используется в основном три
вида нефтеперекачивающих станций (НПС): головные нефтеперекачивающие
станции нефтепроводов (ГНПС), промежуточные нефтеперекачивающие станции (ПНПС)
и головные нефтеперекачивающие станции эксплуатационных участков нефтепровода
(ГНПС эксплуатационных участков).
ГНПС предназначена, главным образом, для приёма нефти с
промыслов и подачи её в нефтепровод. Они имеют резервуарный парк, играющий роль
буферной ёмкости между промыслами и магистралью и роль аварийной ёмкости при
аварии на магистрали или промыслах.
ПНПС служат для восполнения потерь энергии жидкости,
возникающих при движении потока нефти по магистрали. Данные станции
располагаются по трассе через 100¸150 км.
ГНПС эксплуатационных участков нефтепровода в основном
предназначены для гидродинамического разобщения магистралей на относительно
небольшие участки (400¸600 км) с целью облегчения управлением перекачкой
и локализации гидродинамических возмущений потока (гидроударов) в пределах
данных участков. Эта функция подобных НПС выполняется за счёт размещения на них
резервуарных парков. Последние являются средством гидродинамического разобщения
магистралей на эксплуатационные участки.
Технологические схемы ГНПС нефтепровода и ГНПС
эксплуатационных участков практически аналогичны. Оборудование этих станций
включает узел предохранительных устройств (УП), защищающий силовое оборудование
и трубопроводы от повышенных давлений, узел учёта (УУ), измеряющий количество
поступающей с промыслов нефти, резервуарный парк (РП), откуда нефть отбирается
насосами подпорной станции (ПНС) и подаётся с требуемым подпором на вход
насосов основной насосной станции (НС). Между ПНС и НС нефть проходит второй
узел предохранительных устройств и второй узел учета. Второй узел учета
используется для измерения количества нефти, поступающей в магистраль.
После НС нефть через узел регулирования давления (УР) и
камеру пуска скребка (КП) направляется непосредственно в магистральный
нефтепровод.
Узел регулирования давления служит для изменения
производительности и давления на выходе ГНПС с помощью дросселирования потока
на регулирующих заслонках или в регуляторах давления, установленных на узле.
Камера пуска скребка представляет собой устройство,
предназначенное для запуска в магистраль средств очистки ее от внутренних
загрязнений
Узел предохранительных устройств состоит из соединенных
параллельно предохранительных клапанов настроенных на определенное давление.
Если давление в трубопроводе превышает давление настройки, они открываются и
сбрасывают часть нефти в резервуарный парк.
Узлы учета существующих ГНПС в качестве средства измерения
количества перекачиваемой нефти в основном имеют турбинные счетчики.
На промежуточной нефтеперекачивающей станции нефть от узла
подключения к магистрали движется на вход насосной станции (НС) через площадку
фильтров-грязеуловителей (ФГ) и систему сглаживания волн давления (ССВД), затем
после НС вновь поступает в магистраль через узел регуляторов давления (УР) и
узел подключения (УМ).
Узел подключения к магистрали УМ представляет собой
объединённые в одно целое камеры приёма и пуска скребка
Для очистки нефти от загрязнений установлены
фильтры-грязеуловители.
нефтеперекачивающая станция магистральный насос
Система сглаживания волн давления (ССВД) применяется на
нефтепроводах диаметром 720 мм и выше для защиты линейной части магистралей и
оборудования НПС от гидравлического удара возникающего при резком прикрытии
задвижек, остановках насосов и т.п.
Сглаживание волн давления состоит в уменьшении скорости
нарастания давления в трубопроводе путём сброса части нефти из приёмного
трубопровода ПНПС в безнапорную ёмкость. Сброс происходит через специальные
безинерционные клапаны, срабатывающие только при интенсивном нарастании
давления и не реагирующие на постепенное его повышение.
1.2 Виды
применяемых насосов
На НПС магистральных нефтепроводов используется два вида
технологических насосов - подпорные и основные.
Основными насосами оборудуются основные НС ГНПС и ПНПС.
Данные насосы предназначены для непосредственного транспорта нефти. Подпорные
насосы используются только на ГНПС (на их подпорных станциях) и играют
вспомогательную роль. Они служат для отбора нефти из резервуарного парка и
подачи ее на вход основным насосам с требуемым давлением (подпором),
предотвращающим кавитацию в основных насосных агрегатах.
Современным типом основных насосов являются насосы НМ,
которые выпускаются на подачу от 125 до 12500 м3/ч. Данные насосы
имеют две конструктивные разновидности.
Насосы на подачу от 125 до 710 м3/ч секционные,
трёхступенчатые
Ротор насоса включает вал, насаженные на него три
центробежных колеса и одно предвключенное литое колесо типа шнек. Опорами
ротора служат подшипники скольжения с кольцевой смазкой. Охлаждение масла
осуществляется с помощью змеевиков, размещенных в корпусах подшипниковых узлов.
Через змеевики циркулирует вода или перекачиваемая нефть.
Ротор имеет гидравлическую разгрузку от осевых сил,
осуществляемую с помощью разгрузочного диска. Остаточные осевые силы
воспринимаются радиально-упорным шарикоподшипником.
Конструкция таких насосов рассчитана на давление до 9,9 МПа.
Поэтому они допускают последовательное соединение не более двух насосов на
подачу от 125 до 360 м3/ч и не более трех насосов на подачу 500 и
710 м3/ч.
Насосы НМ производительностью от 1250 м3/ч до
12500 м3/ч спиральные одноступенчатые. Корпус их имеет
улиткообразную форму с разъёмом в горизонтальной плоскости по оси ротора. Ротор
состоит из вала и центробежного колеса двухстороннего входа, обеспечивающего
ротору, благодаря своей конструкции, гидравлическую разгрузку от осевых сил.
Опорами ротора служат подшипники - скольжения с принудительной смазкой (под
давлением). Неуравновешенные остаточные осевые силы воспринимает
радиально-упорный сдвоенный шарикоподшипник.
В подобных насосах используются торцевые уплотнения, которые
монтируются в корпусе в месте выхода из него вала.
Конструкция спиральных насосов типа НМ рассчитана на давление
7,4 МПа, что допускает последовательное соединение не более трёх насосов
данного вида.
Для повышения экономичности нефтепроводного транспорта при
изменении производительности перекачки у спиральных насосов предусмотрено
применение сменных роторов с рабочими колёсами на подачу 0,5 и 0,7 от
номинальной (насос на подачу 1250 м3/ч имеет один сменный ротор на
0,7 номинальной подачи, а насос на подачу 10000 м3/ч - дополнительный
ротор на подачу 1,25 от номинальной).
При проектировании оборудования насосной станции наиболее
экономичным способом регулирования центробежных насосов является изменение их
режимных параметров путем изменения частоты вращения ротора. Однако следует
учитывать, что этот способ требует дополнительных капитальных затрат на
приобретение устройств для изменения частоты вращения.
Полная маркировка насосов типа НМ содержит группу буквенных
обозначений, например: НМ 7000 - 210, где НМ обозначает нефтяной магистральный,
7000 - подачу в м3/ч, 210 - напор в метрах столба перекачиваемой
жидкости.
Кроме отечественных насосов для перекачки нефти могут быть
применены насосы зарубежных фирм, например "Suizer pumps", серий HSD
(Q≤10200 м3/ч, H≤200м); MSH (Q≤10000 м3/ч,
H≤200м); MSD (Q≤2700 м3/ч, H≤2525м).
Современным типом подпорных насосов являются насосы НПВ
(нефтяные подпорные вертикальные). Они выпускаются четырёх типоразмеров: НПВ
1250-60, НПВ 2500-80, НПВ 3600-90, НПВ 5000-120. Цифры в маркировке указывают
на производительность (м3/ч) и напор насоса (м).
Такие насосы размещаются в стакане, расположенном под уровнем
земли, практически на отметке трубопровода. Приводящий двигатель находится на
поверхности.
Конструкция насоса включает центробежное рабочее колесо
двухстороннего входа, и предвключенные с каждой стороны колеса типа шнек.
Направляющие подшипники ротора - подшипники скольжения, они смазываются и
охлаждаются перекачиваемой нефтью.
Удерживание ротора от перемещения в осевом направлении
производится сдвоенными радиально-упорными шарикоподшипниками, имеющими
консистентную смазку. Ротор насоса гидравлически уравновешен применением на нём
центробежного колеса двухстороннего входа, уплотнение ротора - механическое,
торцевого типа.
Помимо насосов НПВ на ГНПС достаточно широко ещё используются
подпорные насосы типа НМП (нефтяные магистральные подпорные). Эти насосы
горизонтальные, наземной установки. Ротор их аналогичен ротору насоса НПВ,
уплотнения торцевые, подшипники качения с кольцевой смазкой. Корпус спиральный
с разъёмом в горизонтальной плоскости - подобен корпусу насосов НМ. Маркировка
насосов НМП аналогична маркировке насосов НМ.
Основные насосы на НПС соединяются между собой главным
образом последовательно. При этом допускается иметь не более трёх рабочих
насосов, исходя из прочности агрегатов. В дополнение к трём рабочим насосам на
станциях устанавливается по одному резервному агрегату.
В отдельных случаях, например, при прохождении в одном
коридоре нескольких нефтепроводов, на НПС параллельно уложенных магистралей
помимо последовательного соединения насосов предусматривается возможность
перехода к смешанной параллельно-последовательной схеме соединения всех четырёх
агрегатов, включая резервный, а также переход к параллельной схеме работы
насосов.
Такие возможности предусматриваются на аварийный случай. При
выходе из строя какой-либо НПС, соседняя с ней станция на параллельной
магистрали переводится на смешанную или параллельную работу насосов. При этом к
станции подключаются сразу два нефтепровода - собственный нефтепровод
рассматриваемой станции и нефтепровод аварийной НПС. Отмеченное позволяет не
прекращать перекачку по аварийному нефтепроводу и поддерживать его
производительность на достаточно удовлетворительном уровне.
Подпорные насосы соединяются между собой только параллельно.
В основном на подпорной станции используется один или два рабочих насоса и один
резервный.
При выборе типа насоса следует обратить внимание на его
характеристики, т.е. графические или аналитические зависимости основных параметров
насосов (напора мощности К.П.Д., допустимого кавитационного запаса или высоты
всасывания) от подачи.
Центробежные насосы, к которым относятся агрегаты НМ, НПВ и
НМП, могут иметь два вида характеристик - комплексную и универсальную. Основной
характеристикой подобных насосов является комплексная.
Рекомендуемая заводом-изготовителем область применения
насосов по подаче называется рабочей зоной. Рабочей зоне отвечают
наиболее высокие значения К.П.Д. насоса.
Область применения насоса может быть расширена обточкой их
рабочих колёс. Насосы магистральных нефтепроводов допускается обтачивать не
более чем на 10%, т.к. при большем значении обточки рабочих колёс наблюдается
заметное снижение К.П.Д. насосов.
Допустимый кавитационный запас, приводимый на
характеристике насоса - есть минимально допустимый избыток удельной энергии
перекачиваемой жидкости на входе в насос над удельной энергией насыщенных паров
жидкости, при котором не происходит холодного кипения жидкости в насосе или
кавитации. С помощью этой величины рассчитывают минимально допустимое давление
на входе в насос Рвхmin
При давлениях на входе в насос, больших Рвхmin,
кавитации в насосе не наблюдается.
Насосы НПС и линейная часть нефтепровода составляют единую
гидродинамическую систему. Режим работы такой системы определяется её рабочей
точкой.
Рабочей точкой системы, состоящей из нескольких
насосов и нескольких трубопроводов, называется точка пересечения суммарной Н-Q характеристики всех
насосов с суммарной H-Q
характеристикой всех трубопроводов системы.
Рабочая точка системы характеризует гидродинамическое
единство её элементов (насосов и трубопроводов) и показывает, что насосы
развивают только такие напоры и подачи, которые равны гидравлическому
сопротивлению и пропускной способности трубопроводов.
Рабочая точка системы определяет рабочие точки отдельных
насосов, входящих в систему. Рабочие точки насосов (их Н и Q координаты) показывают
напор и подачу, развиваемые насосами при работе их в данной системе.
При определении рабочей точки системы часто режимы работы
насосов необходимо изменять - регулировать.
Существующие методы регулирования работы НПС
подразделяются на методы плавного и ступенчатого регулирования. К теоретически
возможным методам плавного регулирования относятся: перепуск, дросселирование,
изменение числа оборотов ротора насосов.
К методам ступенчатого регулирования относят: изменение числа
работающих насосов НПС, изменение схемы соединения насосов на НПС, изменение
числа ступеней у многоступенчатых насосов, замена роторов (рабочих колёс)
насосов, изменение диаметра рабочего колеса насосов.
Метод регулирования перепуском состоит в перепуске части
жидкости с выхода насоса вновь на его вход. При этом происходит изменение
характеристики трубопроводной системы, на которую работает насос и изменяется месторасположение
рабочей точки НПС. Это влечёт за собой изменение режима работы нефтепровода и
дополнительные потери энергии. При этом производительность нефтепровода всегда
только снижается.
Регулирование режима работы НПС дросселированием
состоит в изменении сопротивления потоку жидкости путем сужения площади его
поперечного сечения в каком-либо его месте. Реализуется данный метод на узлах
регулирования НПС с помощью регуляторов давления или регулирующих заслонок.
Данный метод регулирования также неэкономичен, т.к. НПС непроизводительно
развивает излишний напор, что увеличивает стоимость транспорта нефти.
При регулировании режима работы НПС изменением частоты
вращения ротора насосов происходит изменение Н-Q характеристик насосов
без изменения КПД. Поэтому этот способ наиболее экономичный, но его реализация
требует дополнительный капитальных затрат на приобретение и монтаж
оборудования, с помощью которого можно менять частоту вращения ротора.
Методы ступенчатого регулирования имеют в своём
большинстве один общий недостаток - режим работы НПС и нефтепровода при их
осуществлении изменяется ступенчато, что не всегда отвечает необходимой степени
изменения режима работы и часто требует подрегулирования с помощью
неэкономичного метода дросселирования. Поэтому методы ступенчатого
регулирования не всегда обеспечивают транспорту нефти минимально возможные
энергозатраты.
К тому же при обточке диаметров рабочих колёс центробежных
насосов НМ, НПВ и НМП без изменения их ширины законы подобия перестают
действовать, и расчеты режимов работы производятся по экспериментальным
формулам.
Эффективность работы основного оборудования НПС определяется
главным образом энергозатратами на перекачку нефти, которые находятся в прямой
зависимости от режима работы станций и применяемых на них методов
регулирования.
Для обеспечения НПС необходимой эффективности работы насосы
станций следует эксплуатировать только в их рабочей зоне, а из всех возможных
методов регулирования применять наиболее экономичный для конкретных условий
эксплуатации НПС.
2. Выбор
магистральных насосов промежуточной нефтеперекачивающей станции
Находим секундную производительность трубопровода
.
Средняя скорость определяется по формуле
.
Число Рейнольдса равняется
.
Определяем границы зон гидравлического трения.
Для зоны гидравлически гладких труб
,
где 
.
Поскольку заданный режим находится в зоне гидравлически гладких
труб, определяем коэффициент гидравлического трения по формуле Блазиуса
.
Напор на входе в магистраль при заданном режиме работы можно
определить по формуле для не квадратичного режима течения
.
Расчет показал, что рабочим режимом НПС являются Н0 =
635,32 м и Q0 = 1,1 м3/с = 3963,7 м3/ч. При этом насосная
установка должна обеспечивать напор
Поскольку выбор оборудования не должен влиять на работу предыдущей
и последующей станций, эти параметры должны быть неизменны.
Далее необходимо определиться с выбором насоса и вычислить
необходимое для обеспечения перекачки количество насосов. Из условия
обеспечения требуемого расхода нефти при перекачке Q0 =3963,7 м3/ч целесообразным является выбор
насоса НМ 3600-230, который в номинальном режиме работы обеспечивает расход 3600
м3/ч, так как данный расход является наиболее близким к требуемому
по условиям перекачки. Напор, обеспечиваемый насосом НМ 3600-230 в номинальном
режиме, равняется 230 м. При включении трёх таких насосов последовательно можно
будет получить в номинальном режиме напор H=3∙230=690 м, но по условиям обеспечения перекачки требуемый
напор равен 
м, а значит, включения трёх насосов НМ
3600-230 последовательно - достаточно. Таким образом, выбираем три
последовательно включенных магистральных насоса НМ 3600-230.
Таблица 1 - Паспортные характеристики насоса НМ 3600-230
(напор, допускаемый кавитационный запас, КПД указаны для воды кинематической
вязкостью 1·10-6м2/с)
|
Подача
|
3600 м3/с
|
|
Напор
|
230 м
|
|
Частота
вращения
|
3000 об/мин
|
|
КПД насоса
|
87 %
|
|
Допуск.
кавитац. запас
|
38 м
|
|
Вес
|
4490 кг
|
Для построения графических характеристик зависимостей напора
и коэффициента полезного действия насоса от расхода воспользуемся аналитический
выражением этих характеристик, которые имеют вид:
; 
;
где Н0, а, b, c0, c1, c2 - эмпирические коэффициенты.
Для насоса НМ 3600-230 коэффициенты равны:
Hо=319,1; a=0; b=5,43*10-6; c0=0,0151; c1=0,0004; c2=-4,57*10-8.
После подстановки коэффициентов в аналитические выражения
характеристик получим следующие уравнения:
;
.
Для подачи Q =3963,7 м3/час
Н1н= 233,78 м, η = 88,26%. Для трех последовательно включенных насосов Нн
= 701,36 м.
Таблица 2. Данные для построения графических характеристик
зависимостей напора и коэффициента полезного действия насоса НМ 3600-230 от
расхода.
|
Q, м3/ч
|
0
|
500
|
1000
|
1500
|
2000
|
2500
|
3000
|
3500
|
4000
|
|
Нн, м
|
319,1
|
317,7425
|
313,67
|
306,8825
|
297,38
|
285,1625
|
270,23
|
252,5825
|
232,22
|
|
Ƞ, %
|
1,51
|
20,3675
|
36,94
|
51,2275
|
63,23
|
72,9475
|
80,38
|
85,5275
|
88,39
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q, м3/ч
|
4500
|
5000
|
5500
|
|
|
|
|
|
|
|
Нн, м
|
209,1425
|
183,35
|
154,8425
|
|
|
|
|
|
|
|
Ƞ, %
|
88,9675
|
87,26
|
83,2675
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 3 - Значения требуемого расхода нефти в трубопроводе,
напора и коэффициента полезного действия насоса НМ 3600-230 при этом расходе
|
Q, м3/ч
|
3963,7
|
|
Нн, м
|
233,78
|
|
Ƞ, %
|
88,26
|
Рисунок 1 - Графическое выражение характеристик напора и
коэффициента полезного действия насоса НМ 3600-230 от расхода
Проверяем необходимость учета вязкости. Число Рейнольдса
Коэффициент быстроходности определяем по формуле
.
Переходное значение числа Рейнольдса
.
Число Рейнольдса ReН > ReП, следовательно делать пересчет характеристик насосов с
воды на нефть нет необходимости.
3. Приведение
характеристик насоса к входу в трубопровод
3.1
Построение характеристики трубопровода
Для приведения характеристик насосов к входу в трубопровод
построим характеристику H-Q участка магистрального трубопровода, аналитическое выражение
которой имеет вид
.
После подстановки известных нам данных получим уравнение
.
Аналитические виды характеристик зависимостей напора и
коэффициента полезного действия системы трех включенных последовательно насосов
НМ 3600-230 от расхода определяются следующими зависимостями:
;
.
Таблица 4 - Данные для построения графических характеристик
зависимостей напора и коэффициента полезного действия системы трех включенных
последовательно насосов НМ 3600-230 и напора в трубопроводе от расхода
|
Q, м3/ч
|
0
|
500
|
1000
|
1500
|
2000
|
2500
|
3000
|
3500
|
4000
|
|
Нн, м
|
999,3
|
995,2275
|
983,01
|
962,6475
|
934,14
|
897,4875
|
852,69
|
799,7475
|
738,66
|
|
Ƞ, %
|
1,51
|
20,3675
|
36,94
|
51,2275
|
63,23
|
72,9475
|
80,38
|
85,5275
|
88,39
|
|
Нт, м
|
23
|
38,5
|
75,502
|
130,25
|
201,3
|
287,6
|
388,79
|
504, 19
|
633,52
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q, м3/ч
|
4500
|
5000
|
5500
|
|
|
|
|
|
|
|
Нн, м
|
669,43
|
592,05
|
506,53
|
|
|
|
|
|
|
|
Ƞ, %
|
88,9675
|
87,26
|
83,2675
|
|
|
|
|
|
|
|
Нт, м
|
776,5
|
932,9
|
1102,523
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 5 - Значения требуемого расхода нефти в трубопроводе,
напора и коэффициента полезного действия системы трех включенных
последовательно насосов НМ 7000-210 и напора трубопроводе при этом расходе
|
Q, м3/ч
|
3963,724
|
|
Нн, м
|
743,36
|
|
Ƞ, %
|
88,26
|
|
Нт, м
|
623,76
|
Рисунок 2 - Графическое выражение характеристик напора и
коэффициента полезного действия системы трех включенных последовательно насосов
НМ 3600-230 и напора в трубопроводе от расхода
Для подачи Q0=3963,724 м3/ч по характеристики
насосов Нн=743,1 м, а по характеристике трубопровода Нт=623,67
м.
Следовательно, характеристику насосов следует опустить на
.
3.2 Метод
байпассирования
Для обеспечения необходимого напора при заданном расходе
можно применить байпассирование, то есть перепуск части объема перекачиваемой
нефти с выхода нефтеперекачивающей станции на вход.
Для обеспечения работы данного метода регулирования
необходимо определить, какой именно объем нефти нужно отправить на перепуск.
Для этого требуется решить уравнение относительно ΔQ уравнение
.
После подстановки известных нам данных оно примет вид
.
Из данного уравнения получаем, что ΔQ=838,2м3/ч. С учетом объема нефти, отправляемого
на перепуск с выхода НПС на вход, аналитические выражения характеристик системы
насосов примут вид:
;
.
Для Q0+ΔQ=3963,724+838,2=4801,924 м3/ч, ηк=0,881 определим коэффициент полезного действия и мощность
на валу.
Коэффициент полезного действия находится по формуле
.
Мощность на валу равна
.
Таблица 6
Исходные данные для расчета клапана, применяемого при
регулировании методом байпассирования
|
Расход Q, м3/ч
|
|
|
Напор в начале
участка Нн, м
|
623,67
|
|
Напор в конце
участка Нк, м
|
42
|
|
Длина
трубопровода Lт, м
|
20
|
|
Кинематический
коэффициент вязкости ν, м2/с
|
|
|
Плотность нефти
ρ, кг/м3
|
864
|
|
Температура
нефти Т, К
|
289
|
|
Давление
насыщенного пара pнп, Па
|
|
Принимаем коэффициент запаса 
. Условную пропускную способность клапана определяем по формуле
.
По ГОСТ 23866-87 выбираем предварительно клапан с условным
проходом 
и условной пропускной способностью 
.
Проверяем влияние вязкости на расход нефти.
Число Рейнольдса
Поскольку число Рейнольдса больше 2000, влияние вязкости на расход
нефти не учитывается. Скорость нефти в трубопроводе
Коэффициент гидравлического трения для ∆ = 0,2 мм по формуле
Альтшуля
Потери напора в трубопроводе равны
Повторим выбор типоразмера клапана с учетом сопротивления
трубопровода
Выбираем двухседельный сальниковый стальной (направление потока -
под затвор) клапан с условным проходом 
и .
Рисунок 3 - Клапан регулирующий двухседельный
Проверяем возможность возникновения кавитации.
Коэффициент сопротивления клапана равен
.
Для двухседельного клапана при подаче жидкости под затвор
коэффициент кавитации 
.
Пренебрегая сопротивлением трубопровода до клапана, определяем
давление перед клапаном по формуле
.
Определяем перепад давления, при котором возникает кавитация, с
учетом по формуле
.
Перепад давления на клапане
.
Отсутствие кавитации обеспечивается, если 
. Следовательно, это условие выполняется
при применении выбранного двухседельного клапана.
Таблица 7
Данные для построения графических характеристик зависимостей
напора и коэффициента полезного действия системы трех включенных
последовательно насосов НМ 3600-230 и напора в трубопроводе от расхода при
регулировании методом байпассирования
|
Q, м3/ч
|
0
|
500
|
1000
|
1500
|
2000
|
2500
|
3000
|
3500
|
4000
|
|
Нн, м
|
987,85
|
970,12
|
944,25
|
868,076
|
817,76
|
759,31
|
692,72
|
617,97
|
|
Ƞ, %
|
0
|
7,61
|
20,09
|
32,86
|
44,55
|
54,63
|
62,83
|
69
|
73,07
|
|
Нт, м
|
23
|
38,5
|
75,502
|
130,25
|
201,3
|
287,6
|
388,79
|
504, 19
|
633,52
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q, м3/ч
|
4500
|
5000
|
5500
|
|
|
Нн, м
|
535,09
|
444,05
|
344,88
|
|
|
Ƞ, %
|
74,99
|
74,73
|
72,25
|
|
|
Нт, м
|
776,5
|
932,9
|
1102,523
|
|
Таблица 8
Значения требуемого расхода нефти в трубопроводе, напора и
коэффициента полезного действия системы трех включенных последовательно насосов
НМ 7000-210 и напора трубопроводе при этом расходе при регулировании методом
байпассирования
|
Q, м3/ч
|
3963,724
|
|
Нн, м
|
623,67
|
|
Ƞ, %
|
72,85
|
|
Нт, м
|
623,67
|
Рисунок 4 - Графическое выражение характеристик напора и
коэффициента полезного действия системы трех включенных последовательно насосов
НМ 3600-230 и напора в трубопроводе от расхода при регулировании методом
байпассирования
3.3 Метод
дросселирования
При приведении характеристик насосов к рабочей точке путем дросселирования,
дроссель, установленный перед входом в трубопровод должен обеспечить перепад
напора 
при расходе Q =3963,724 м3/час. В качестве дросселя можно установить
задвижку. При предварительном расчете можно принять коэффициент расхода 
. Основываясь на уравнении истечения из
малого отверстия
,
определяем, что
.
Тогда аналитическое выражение характеристики дросселя примет вид 
.
С учетом наличия дросселя на трубопроводе аналитический вид
характеристики зависимости напора в трубопроводе от расхода будет определяться
выражением
.
Коэффициент полезного действия при дросселировании равен
.
Мощность на валу определяется по формуле
.
Рисунок 5 - Графическое выражение характеристик напора и
коэффициента полезного действия системы трех включенных последовательно насосов
НМ 3600-230 и напора в трубопроводе от расхода при регулировании методом
дросселирования
Для обеспечения необходимой площади сечения выбираем по ГОСТ
9698-86 задвижку с Dу=800 мм, которую необходимо будет открыть
на 12,5%.
Рисунок 6 - Задвижка стальная
3.4 Метод
изменения частоты вращения
Если номинальная частота вращения ротора составляла 
, а измененная частота вращения составляет
, то их отношение будет определяться
следующей формулой:
.
При регулировании частоты вращения всех трех установленных насосов
данное отношение будет равно 0,81. При изменении частоты вращения насоса
аналитические виды характеристик зависимости его напора и к. п. д. будут изменяться
в соответствии со следующими законами:
;
.
Применительно к системе трех включенных последовательно насосов НМ
3600-230 характеристики примут следующий вид:
;
.
Таблица 9. Данные для построения графических характеристик
зависимостей напора и коэффициента полезного действия системы трех включенных
последовательно насосов НМ 3600-230 и напора в трубопроводе от расхода при
регулировании методом изменения частоты вращения
|
Q, м3/ч
|
0
|
500
|
1000
|
1500
|
2000
|
2500
|
3000
|
3500
|
4000
|
|
Нн, м
|
815,413
|
811,34
|
799,12
|
778,76
|
750,25
|
713,6
|
668,8
|
615,86
|
554,77
|
|
Ƞ, %
|
1,51
|
24,460
|
43,92
|
59,91
|
72,41
|
81,43
|
86,97
|
89,02
|
87,59
|
|
Нт, м
|
23
|
38,5
|
75,502
|
130,25
|
201,3
|
287,6
|
388,79
|
504, 19
|
633,52
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q, м3/ч
|
4500
|
5000
|
5500
|
|
|
|
|
|
|
|
Нн, м
|
485,54
|
408,16
|
322,64
|
|
|
|
|
|
|
|
Ƞ, %
|
82,68
|
74,28
|
62,41
|
|
|
|
|
|
|
|
Нт, м
|
776,5
|
932,9
|
1102,5
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 10 - Значения требуемого расхода нефти в
трубопроводе, напора и коэффициента полезного действия системы трех включенных
последовательно насосов НМ 3600-230 и напора трубопроводе при этом расходе при
регулировании методом изменения частоты вращения
|
Q, м3/ч
|
3963,724
|
|
Нн, м
|
623,67
|
|
Ƞ, %
|
82,6
|
|
Нт, м
|
623,67
|
Напор, развиваемый регулируемым насосом 
.
КПД установки равен
.
Требуемая мощность на валу
.
Рисунок 7 - Графическое выражение характеристик напора и
коэффициента полезного действия системы трех включенных последовательно насосов
НМ 3600-230 и напора в трубопроводе от расхода при регулировании методом
изменения частоты вращения
Таблица 11 - Общая оценка эффективности методов регулирования
|
К.П.Д.
|
Требуемая
мощность
|
|
Метод
регулирования
|
%
|
кВт
|
|
Байпассирование
|
72,95
|
2483,6
|
|
Дросселирование
|
72,6
|
2471,9
|
|
Изменение
частоты вращения
|
82,6
|
2190,6
|
4. Выбор
фильтров-грязеуловителей
На приеме насосной станции устанавливаются
фильтры-грязеуловители для улавливания крупных механических частиц. 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 Dу=200 до Dу=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 - 30 С
до +80 0С.
Фильтр-грязеуловитель включает: камеру (1) с концевым
затвором (2), входной (3) и выходной (4) патрубки, фильтрующий элемент (5),
находящийся внутри 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.
В качестве примера рассмотрим следующее условное обозначение
ФГш-800-6,3-О-Л (П) - УХЛ - Ф, где ФГш - фильтр-грязеуловитель для трубопровода
Dу=800 мм, рассчитанного на
давление 6,3 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; Ф - фланцевое соединение на
входе и выходе продукта.
По заданным нам условиям перекачки диаметр трубопровода Dу=800мм. Максимальный
напор Н=743,34 м, что соответствует давлению 5,286 МПа. Предполагаем, что наша
ПНПС будет расположена в районах с умеренным или холодным климатом. В
соответствии с технологической схемой ПНПС фильтр будет направлен влево
относительно входного трубопровода. Принимаем фланцевое соединение фильтра с
входным и выходным трубопроводами. В соответствии со всеми перечисленными
условиями для нашей нефтеперекачивающей станции выберем фильтр
ФГш-800-6,3-Л-УХЛ-Ф, рассчитанный на работу с трубопроводом Dу=800 мм, максимальным
давлением 6,3 МПа, в левом исполнении, в исполнении для района с умеренным и
холодным климатом, фланцевыми соединениями с трубопроводом.
Рисунок 8 - Основные части фильтра-грязеуловителя
- камера; 2 - концевой затвор; 3 - входной патрубок; 4 -
выходной патрубок; 5 - фильтрующий элемент; 6 - перфорированная труба; 7 -
роликовые опоры
Рисунок 9 - Расположение фильтров-грязеуловителей на НПС
, 2, 3 - фильтры-грязеуловители; 4 - трубопроводы для
опорожнения фильтров при их зачистке; 5, 6 - приём и выкид фильтров
5. Система
сглаживания волн давления
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 в диапазоне 0,1 - 0,3 кг/см2·с. Система рассчитана на
работу с сырой нефтью, имеющей следующие характеристики:
Таблица 11 - Характеристики нефти, приемлимые при
эксплуатации системы сглаживания волн давления Аркрон 1000
|
Вязкость, м2/с
|
до 4∙10-6
|
|
Плотность, кг/м3
|
740 ÷ 900
|
|
Содержание
парафина, %
|
до 7
|
|
Содержание
механических примесей, %
|
до 0,05
|
|
Содержание серы
в несвободном состоянии, %
|
до 3,5
|
|
Температура, 0С
|
-5 ÷ +60
|
|
Максимальное
давление, МПа
|
до 4
|
Окружающая среда: закрытое помещение с температурой + 5 -
30°С. В окружающем воздухе недопустимо 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.
6. Выбор
запорно-регулирующей арматуры
Арматура - неотъемлемая часть любого трубопровода. Расходы на
нее составляют, как правило, до 10 - 12 % капитальных вложений и
эксплуатационных затрат. Трубопроводная арматура представляет собой устройства,
предназначенные для управления потоками жидкостей или газов, транспортируемых
по трубопроводам.
По принципу действия арматуру делят на три основных класса:
запорную, регулирующую и предохранительную. Запорная арматура служит для
полного перекрытия потока в трубопроводе, регулирующая - для изменения давления
или расхода, предохранительная - для предохранения трубопроводов, сосудов и
аппаратов от разрушения при превышении допустимого давления среды.
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 (Dу < 40 мм), средних
диаметров (Dy = 50 - 250 мм) и больших диаметров (Dy > 250 мм).
7. Основные
типы запорно-регулирующей арматуры
7.1 Задвижки
К задвижкам относят запорные устройства, в которых проход
перекрывается поступательным перемещением затвора в направлении,
перпендикулярном движению потока транспортируемой среды. Задвижки широко
применяют для перекрытия потоков газообразных или жидких сред в трубопроводах с
диаметрами условных проходов от 50 до 1400 мм при рабочих давлениях 4 - 200
кгс/см2 и температурах среды от 60 до 450°С.
В сравнении с другими видами запорной арматуры задвижки имеют
следующие преимущества: незначительное гидравлическое сопротивление при
полностью открытом проходе; отсутствие поворотов потока рабочей среды;
возможность применения для перекрытия потоков среды большой вязкости; простота
обслуживания; относительно небольшая строительная длина; возможность подачи
среды в любом направлении.
К недостаткам задвижек следует отнести их относительно
большую высоту, поэтому в тех случаях, когда затвор в соответствии с
технологическим процессом большую часть времени должен быть закрыт, а
открывается он редко, в целях экономии места при Dy 200 мм, как правило,
применяют вентили.
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.
7.2 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.
Наибольшее распространение на магистральных трубопроводах
получили шаровые краны.
В конструкции шаровых кранов сохранены основные преимущества
конических кранов (простота конструкции, прямоточность и низкое гидравлическое
сопротивление, постоянство взаимного контакта уплотнительных поверхностей).
Во-первых, пробка и корпус крана благодаря сферической форме
имеют меньшие габаритные размеры и массу, а также большую прочность и жесткость
(им не нужны ребра жесткости, усложняющие технологию отливки).
Во-вторых, при изготовлении кранов с коническим затвором
технологически трудно получить одинаковую геометрию конусов корпуса и пробки.
В-третьих, изготовление шаровых кранов менее трудоемко (при
наличии необходимого оборудования). Это объясняется тем, что наиболее
трудоемкие операции при изготовлении кранов - механическая обработка и притирка
уплотнительных поверхностей корпуса и пробки. В шаровых кранах, в отличие от
конических, уплотнительных поверхностей в корпусе нет, они есть только на
уплотнительных кольцах, размеры которых во много раз меньше, чем размеры
корпусов конических кранов (отсюда и резкое снижение трудоемкости).
7.3 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.
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.
Заключение
В ходе решения курсового проекта были решены задачи по
обеспечению необходимого расхода нефти на заданном трубопроводе. Для
транспортировки были выбраны три насоса НМ 3600-230, которые устанавливаются
последовательно для обеспечения заданного напора. Во второй части курсового
проекта были изучены методы регулировки характеристик насоса и трубопровода для
обеспечения заданного режима транспортирования нефти. Подсчеты показали, что
для заданных условий наиболее эффективным методом регулировки является
изменение частоты вращения, производимое на всех трех насосах. Коэффициент
полезного действия при обеспечении необходимого расхода максимальный - 82,6%, а
требуемая мощность на валу минимальна - 2190,6 кВт, что в свою очередь значит,
что расход энергии на транспортировку насосами с измененной частотой вращения
(а значит, и экономические затраты) минимизируются.
Библиографический
список
1.
Машины и оборудование газопроводов. Механическое оборудование
нефтеперекачивающих станций: методические указания по курсовому проектированию/
О.В. Кабанов, Е.И. Крапивский, В.А. Воронов; СПГГИ (ТУ), 2010. - 73с.
.
Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов.
Учебное пособие для ВУЗов/ П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов, А.А. Коршак, А.М.
Шаммазов; Уфа; ООО Дизайн-Полиграф сервис, 2002. - 658с.
.
ГОСТ 23866-87. Клапаны односедельные, двухседельные и клеточные. Основные
параметры.
.
ТУ 3683-013-12693592-98. Фильтры-грязеуловители нефтепроводов типа ФГш, ФГ,
ФГГ.