Головная насосная станция магистрального нефтепровода

Камский институт гуманитарных и инженерных технологий

Кафедра «Нефтегазовое дело»

Курсовой проект по дисциплине

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

вариант № 6

Разработал студент

                                                                             Группы

                                                                                          Руководитель

                                                                                         Лагунов А.Г.

г.Чайковский 2003 г.

Содержание

Техническое задание на проектирование_              _3

Исходные данные для проектирования_              4

1 .Введение                            5

2.Технологическая схема насосной станции_              _6

3.Подбор основного оборудования насосной станции_              9

3.1 .Подбор основных и подпорных насосов                            _ 9

3.2.Анализ работы основных насосов_              _ 14

3.3.подбор электродвигателя к магистральному насосу_              _ 16

4.Подбор вспомогательного оборудования                            17

4.1 .Система смазки_              17

4.2.Система охлаждения масла_              19

4.3.Система сбора откачки утечек нефти_              _21

4.4.Узел подключения к магистральному нефтепроводу_              21

5 .Строительная часть насосной станции                            23

5.1 .Здание насосной станции_              23

5.2.Фундаменты под насосные агрегаты_              _ 23

6.Учет перекачиваемой нефти _              24

7.Резервуарный парк насосной станции                            26

7.1 .Определение вместимости резервуаров                            _ 26

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

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

7.2.3.Противопожарнре оборудование_              _30

7.2.4.Приборы контроля и сигнализации                            _30

8.Решение генерального плана насосной станции_              _33

8.1 .Компоновка генплана_              _ 33

8.2.Водоснабжение насосной станции_              _34

8.3.Система канализации_              35

8.4.Грозозащита здания насосной станции_              36

8.5.Грозозащита резервуаров с нефтью_              _36

Литература_              _ 37

Технологическое задание на проектирование

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

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

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

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

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

Исходные данные для проектирования

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

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

3.Плотность        перекачиваемой        нефти              при        температуре

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

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

6.Остаточный напор,              hкп=32м;

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

1.Введение.

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

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

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

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

2.Технологическая схема головной насосной станции.

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

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

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

Рис.2 Технологическая схема обвязки головной перекачивающей станции:

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

скребка  10 – магистральный нефтепровод

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

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

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

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

м3/час              (3.1)

где: Gr -массовый годовой расход нефти,

-расчетная плотность нефти (при расчетной температуре),

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

(3.2)

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

кг/м3 м3/час

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

Ориентировочное значение внутреннего диаметра нефтепровода вычисляется по формуле (3.3)

(3.3)

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

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

           (3.4)

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

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

kn -коэффициент надежности по назначению трубопровода kn =1.0

= 318.4МПа

Необходимая толщина стенки трубы вычисляется по формуле

(3.5)

где: Ρ -рабочее давление в трубопроводе;

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

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

(3.6)

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

mp -число рабочих магистральных насосов (обычно 3);

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

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

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

Напор насоса Нп=77,4 м.

Тогда давление, развиваемое насосной станцией,

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

= 9,41мм

Принимаем стандартную толщину стенки δ =10мм.

Тогда внутренний диаметр трубопровода составит

D0=820-2*10=800mm.

Фактическая скорость течения нефти в трубопроводе (3.3)

= 2,29 м /с Вычисляем число Рейнольдса:

(3.7)

10

Первое переходное число Рейнольдса

(3.8)

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