Сооружение насосных и компрессорных станций

Министерство энергетики Российской Федерации

Краснодарский межрегиональный монтажный  техникум

К У Р С О В О Й    П Р О Е К Т

Сооружение  насосных и компрессорных  станций

 

ПНК0. 090602. Э17 00

 

 

 

 

 

Руководитель  20.04.04  Л.А. Начовка

 

Разработал      В.А. Лушпаев

 

 

 

 

 

 

2004 год

 

СОДЕРЖАНИЕ

                                    
1. ВВЕДЕНИЕ.

1.1. История и перспективы развития  хранения и транспортировки нефти  и нефтепродуктов

За годы Советской власти нефтяная промышленность превратилась в мощную отрасль. Ежегодно сооружалось и вводилось в эксплуатацию тысячи километров магистральных нефтегазопроводов, технологических трубопроводов, строились и вводились в эксплуатацию тысячи резервуарных парков для нефти и нефтепродуктов. К сожалению в годы перестройки в нефти- газовой промышленности произошёл огромный спад. Не разрабатывались новые месторождения. Остановилась перекачка нефтепродуктов по некоторым трубопроводам. Остановились многие заводы бывшего СССР.

И только в последние годы нефти- газовая промышленность начала подъём. Строятся новые нефти- газопроводы большой и малой протяжённостью. Открываются новые заводы.

У нефти- газовой промышленности огромные перспективы в будущем.

 

2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ.

2.1. Расчётная схема технологических трубопроводов НС.

Расчёт технологического трубопровода делится на расчёт всасывающего трубопровода и расчёт нагнетательного трубопровода

Расчет всасывающего трубопровода

 

2.1.1 Определяем объемную секундную пропускную способность трубопровода

, м³/с

где

G_т - массовая годовая пропускная способность трубопровода, кг/год;

G_сут - массовая суточная пропускная способность трубопровода, кг/сут;

G_ч - массовая часовая пропускная способность трубопровода, кг/ч;

365 - число суток в году;

24 - число часов в сутках;

3600- число секунд в часе;

ρ - плотность перекачиваемой нефти (нефтепродукта), кг/м³. Выбирается по паспорту на нефть или из справочника.

2.1.2 Выбирается скорость движения нефти или нефтепродукта v_т во всасывающем трубопроводе в зависимости от кинематической вязкости нефти или нефтепродукта ν (см. таблицу 1).

 

Таблица 1.

Кинематическая вязкость жидкости, ν•104, м2/с	Скорость, м/с
	на линии всасывания	на линии нагнетания
0,01 - 0,11	1.5	2,5
0,11 - 0,28	1,3	2,0
0.28 - 0,72	1,2	1,5
0,72 - 1,46	1,1	1,2
1,46 - 4,38	1,0	1,1
4,38 - 8,77	0,8	1,0

 

2.1.3 . Определяется расчетный диаметр трубопровода

, м,

где

4 -коэффициент;

π - число Архимеда, π = 3,14;

ν_т - теоретически принятая скорость движения нефти (нефтепродукта) по трубопроводу, м/с.

 

2.1.4. Выбираются по ГОСТ или ТУ (техническим условиям) наружный диаметр трубопровода D (ближайший к расчетному) и толщина стенки трубопровода δ, которая проверяется механическим расчетом

D=  , м

δ=  , м

 

2.1.5. Определяется внутренний диаметр трубопровода

d=D-2•δ, м

 

2.1.6.Определяется фактическая (действительная) скорость движения нефти (нефтепродукта) по трубопроводу

ν=(4•Q_с)/(π•d²), м/с

 

2.1.7.Определяется режим движения нефти (нефтепродукта), который характеризуется величиной числа Рейнольдса

Re=v•d/v,

где

v - кинематическая  вязкость нефти (нефтепродукта), м²/с. Выбирается по паспорту на нефть или из справочника.

Если Re < 2300 , то режим движения ламинарный.

Если Re > 2300 , то режим движения турбулентный.

 

Ламинарное движение - это движение жидкости, наблюдаемое при малых скоростях, при котором отдельные струйки жидкости движутся параллельно друг другу и оси потока.

 

Турбулентное  движение - это движение жидкости при  больших скоростях, при котором  в движении жидкости нет видимой закономерности и отдельные частицы, перемешиваясь между собой, движутся по самым причудливым все время изменяющимся траекториям весьма сложной формы (хаотично).

 

2.1.8 Определяются линейные потери напора в трубопроводе по формуле Дарси-Вейсбаха

h_лп=λ•(L/d)•(ν²/2g), м,

где

λ- коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий от режима движения нефти (нефтепродукта) и зоны трения (закона сопротивления),

L- длина трубопровода, м;

g - ускорение свободного падения, м/с²; g =9,81м/с²

 

2.1.8.1 Ламинарный режим: Rе < 2300. Коэффициент гидравлического сопротивления зависит только от числа Рейнольдса и определяется по формуле Стокса

λ=64/Rе

 

2.1.8.2 Турбулентный режим, зона гидравлически гладких труб (гладкого трения, зона Блазиуса): 2300 < Rе < Rе_1пер, где Rе_tпер - первое переходное число Рейнольдса

 Rе_1пер =40•d/e,

где

е - абсолютная шероховатость труб, м. Можно принимать абсолютную шероховатость труб «е» равной  эквивалентной абсолютной  шероховатости 
труб k_э.

В этой зоне коэффициент гидравлического сопротивления зависит только от числа Рейнольдса и определяется по формуле Блазиуса

λ=0,3164/

 

2.1.8.3 Турбулентный режим, зона гидравлически шероховатых труб (зона смешанного трения): Rе_1пер < Rе < Rе_2пер, где Rе_2пер- второе переходное число Рейнольдса

Rе_tпер =500•d/ е

В этой зоне коэффициент гидравлического  сопротивления зависит от числа  Рейнольдса и эквивалентной шероховатости  k_э и определяется по формуле Альтшуля

λ = 0,1•( )

 

2.1.8.4 .Турбулентный режим, зона вполне шероховатых труб (квадратичная зона):

Rе > Rе_1пер. В этой зоне коэффициент гидравлического сопротивления зависит только от относительной шероховатости труб ε

ε = 2•е/d 
и определяется по формуле Никурадзе

λ=1/[(1,74+2•lg(1/ε)]²

 

2.1.9 Определяются местные потери напора в трубопроводе

h_мп=φ•∑ξ•[ν²/(2•g)],м

где

φ - поправочный коэффициент, зависящий от режима движения нефти (нефтепродукта)

∑ξ - сумма коэффициентов местных сопротивлений

∑ξ= ξ₁+ ξ₂+…+ ξ_n= ∑ξ_i,

где

 ξ_i - коэффициенты местных сопротивлений, зависящие от вида местного сопротивления

 

2.1.10 Определяются скоростные потери напора в трубопроводе

h_сп= ν²/(2•g), м

 

2.1.11 .Определяется сумма потерь напора в трубопроводе

∑h = h_лп + h_мп + h_сп, м

 

2.1.12 Определяется общие потери напора в трубопроводе (сопротивление трубопровода)

Н₀ = ∑h + Δz, м,

где

Δz —разность нивелирных отметок между конечной и начальной точками трубопровода, , м

 

2.2 Проверка надежности всасывания

При расчете всасывающего трубопровода производится проверка неразрывности  струи с учетом упругости паров перекачиваемых нефти или нефтепродуктов, т.е. проверка надежности всасывания.

Надежность всасывания обеспечивается, если соблюдается неравенство

Н_i ≥ р_у/(ρ•g), м,

где

Н_i -пьезометрический (остаточный) напор в любой точке всасывающего трубопровода, м

Н_i =р_абс/(ρ•g) + h_рез – H₀, м

где

р_абс - абсолютное давление в резервуаре из которого производится откачка нефти или нефтепродукта. Па

р_абс = р₀ + р_изб, Па,

где

р₀ - атмосферное давление, Па;

р_изб - избыточное давление в резервуаре, Па;

h_рез - минимальная высота уровня нефти или нефтепродукта в резервуаре над верхней кромкой выходящего из него всасывающего трубопровода,м.

р_у - упругость паров (давление насыщенных паров) перекачиваемых нефти или нефтепродукта, Па.

Если неравенство Н_i ≥ р_у/(ρ•g) соблюдается, то надежность всасывания обеспечена.

 

Расчет нагнетательного трубопровода.

Гидравлический расчет нагнетательного  трубопровода проводится аналогично гидравлическому расчету всасывающего трубопровода.

 

Примечания.

1.Выбирается скорость движения нефти или нефтепродукта ν_т в нагнетательном трубопроводе ( на линии нагнетания) в зависимости от кинематической вязкости перекачиваемых нефти или нефтепродукта ν.

2.При изменяющемся по длине трубопровода расходе, что, например, характерно для коллекторов железнодорожных эстакад, при практических расчетах учитывается полный расход, а потери напора уменьшают при ламинарном режиме в 2 раза, а при турбулентном режиме в 3 раза.

 

2.2 Подбор насосного оборудования

Напор насоса для перекачки нефти или нефтепродукта по технологическому трубопроводу

Н_н ≥ Н_{о вс} + Н_{о нг} + h_к, м,

где

Н_овс - общие потери напора во всасывающем трубопроводе (сопротивление всасывающего трубопровода), м;

Н_онг - общие потери напора в нагнетательном трубопроводе (сопротивление нагнетательного трубопровода), м;

h_к- требуемый конечный напор, то есть напор в конце трубопровода, необходимый по условиям перекачки, м

h_к= р_к/(ρ•g), м,

где

р_к- требуемое конечное давление, то есть давление в конце трубопровода, необходимое по условиям перекачки, Па

Для подбора насосного оборудования по данным гидравлического расчета  трубопровода строится его характеристика Q - Н. Наложение характеристики 
Q - Н соответствующего насоса на характеристику трубопровода дает точку пересечения, которая определяет параметры (подачу, напор) системы насос - трубопровод. В тех случаях, когда требуемые подача и напор не обеспечиваются одним насосом, устанавливают два (и более) насоса и соединяют их трубопроводами параллельно (для увеличения подачи) и последовательно (для увеличения напора).

 

3 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Назначение и классификация насосных станций

Магистральный трубопровод включает в себя комплекс сооружений, обеспечивающий перекачку нефтепродуктов от газовых  или нефтяных промыслов к потребителям. Состав сооружений от назначения трубопровода и включает в себя следующие основные комплексы: головные сооружения, перекачивающие станции, линейную часть, конечные пункты.

Для транспортировки нефти и  нефтепродуктов служат перекачивающие станции, предназначенные для поддержания давления перекачиваемых продуктов на расчётном значении. Перепад давления на участке между станциями определяет степень повышения давления в перекачивающих агрегатах. Давление в конце участка должно быть равно давлению на входе в перекачивающий агрегат, а давление в начале участка – давлению на выходе из перекачивающего агрегата.

Таким образом насосные (НС) станции  являются движителями. С их помощью  нефть и нефтепродукты приводятся в движение в трубопроводе. Ясно, что от надёжной работы НС зависит бесперебойная работа трубопровода в целом. В зависимости от расположения на трассе трубопровода НС могут быть головные (ГНС). Они сооружаются в близи промыслов и предназначаются для приёма нефти, её очистке и повышения давления в трубопроводе до рабочего.

Промежуточные (ПНС) размещают между  начальной и конечной точкой трубопровода. Они служат для поддержания давления в трубопроводе.

К специальным относятся НС пикового подъёма и кустовые или дожимные. НС пикового подъёма располагают  вблизи перевальных точек для поддержания равномерной пропускной способности трубопровода не зависимо от рельефа местности по которой он проходит. На нефтяных промыслах групповую установку по сбору нефти оснащают дожимной НС предназначенную для перекачки нефти к головной НС.

По типу основных агрегатов НС разделяются  на поршневые с приводом от двигателя  внутреннего сгорания или электродвигателя, и центробежные с приводом от газовой  турбины или электродвигателя.

3.2 Требования к устройству трубопроводов

Применяются для стальных технологических трубопроводов трубы, фасонные и соединительные детали, фланцы, прокладки и крепёжные детали по качеству и технологической характеристике материала должны отвечать требованиям соответствующих государственных и отраслевых стандартов и технических условий.

Трубы выбираются в зависимости  от параметров и транспортируемой среды.

Для трубопроводов транспортирующих сжиженные газы  следует применять бесшовные горячее-, тепло-, холоднодеформированные трубы по ГОСТ 9831 – 74; ГОСТ 8733 – 74.

Для трубопроводов  транспортирующих трудно горючие и не горючие вещества разрешается применять электросварные  прямошовные трубы в пределах давлений и температур.

Электросварные трубы, применяемые при условном давлении более 1,6 МПа должны быть в термообработанном состоянии.

Фланцы и материалы для них  выбираются по государственным и  отраслевым стандартам на фланцы с  учётом рабочих параметров среды. Для  сред высокоагрессивных и сред с  температурами, на которые указанные документы не распространяются,  устанавливают по рекомендациям научные исследовательские организации.

Фланцы и арматура разделяются  по соединительной части трубопровода. Они бывают: гладкие, гладкие с  уплотнительными канавками, под  линзовую прокладку, под кольцевую  прокладку овального сечения, выступ – впадина,  
шип – паз.

При выборе типа уплотнительной поверхности  фланцев для соединения трубопроводов  в зависимости от транспортируемой среды и давления необходимо руководствоваться  следующими данными:

Среда	Давление Ру, МПа (кгс/см2)	Тип уплотняющей поверхности
Все вещества группы В	≤ 2,5 (25)	Гладкая
Все вещества группы А и Б, кроме  А(а) и ВОТ	≤ 2,5 (25)	Гладкая с уплотнительными канавками
Все группы, кроме ВОТ	> 2,5 (25)	Выступ – впадина
Вещества гр.А(а)	≤ 2,5 (25)	Гладкая с уплотнительными канавками
Группа А(а)	≤ 2,5 (25)	Выступ – впадина
ВОТ	независимо	Шип – паз
Фреон, аммиак	независимо	Выступ – впадина