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.