Проектирование насосной установки промежуточной нефтеперекачивающей станции (ПНПС)

Мощность одного нерегулируемого  насоса :

Мощность одного регулируемого насоса :

 

Рис. 9. Регулирование частотой вращения ротора насоса

 

2.4 Вывод

При регулировании режима работы НПС  изменением частоты вращения ротора насоса происходит изменение (Q-H)-характеристики насосов без изменения КПД. Поэтому этот способ наиболее экономичен, но его реализация требует дополнительных капитальных затрат на приобретение и монтаж оборудования, с помощью которого можно менять частоту вращения ротора. Для него требуется три насоса суммарной мощностью 20225,6 кВт. Тогда как для байпасирования нужны три насоса суммарной мощностью 15105,2 кВт, а для дросселирования необходимо использовать три насоса суммарной мощностью 14916,4 кВт. Следовательно, наиболее энергоемкий способ – путем изменения частоты вращения ротора насоса.

Целесообразно использовать метод  изменения частоты вращения одного из последовательно включенных насосов.

 

2.5 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 Ду-200 до Ду-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 -30⁰С до +80⁰С.

Фильтр–грязеуловитель включает: камеру (1) с концевым затвором (2), входной (3) и выходной (4) патрубки, фильтрующий элемент (5), выполненный в виде 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.

Рис. 10. Основные части фильтра-грязеуловителя

Пример условного обозначения:

ФГш-1200-6,3-О-Л(П)- УХЛ или ФГш-1200-6,3-О-Л(П)- УХЛ – ФЛ,

где ФГш – фильтр-грязеуловитель для трубопровода Ду-1200, 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; ФЛ – фланцевое соединение на входе и выходе продукта.

Для производительности нефтепровода можно подобрать фильтры-грязеуловители «ШЭРЫКЪ-5» ТУ 3683-013-12693592-98 с производительностью 3500 м³/ч в количестве трех штук, соединяя их параллельно.

Условное обозначение: ФГш-800-6,3-Ухл.

Рис. 11. Расположение фильтров-грязеуловителей на НПС: 1, 2, 3 - фильтры-грязеуловители; 4 - трубопровод для опорожнения фильтров при их зачистке; 5, 6 – приём и выкид фильтров.

 

Характеристика выбранных трёх фильтров-грязеуловителей:

Условный диаметр присоединяемого  трубопровода Dy   800 мм

Внутренний диаметр корпуса        1300 мм

Максимальная производительность      3500 м³/ч

Давление рабочее         до 6,3 МПа

Температура рабочая       от минус 20 до плюс 50⁰С

Максимальный перепад давления при 

загрязненном фильтрующем элементе      0,1 МПа

 

2.6 Выбор системы  сглаживания волн давления

Система сглаживания волн давления типа Аркрон 1000 предназначена для защиты нефтепроводов 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 D_y = 300 мм, установленных параллельно на каждой насосной станции, для регулирования скорости повышения давления в диапазоне 0,1 - 0,3 кг/см².

 

Система рассчитана на работу с сырой  нефтью, имеющей следующие характеристики:

Вязкость..........................................................................0,4 см²/с

Плотность.......................................................................0,74 - 0,9 т/м³

Содержание парафина...................................................до 7 %

Содержание механических примесей..........................до 0,05 %

Содержание серы в несвободном  состоянии...............до 3,5 %

Температура....................................................................от - 5 °С до + 60 °С

Максимальное давление................................................до 40 кг/см²

Окружающая среда: закрытое помещение  с температурой + 5 - 30 °С. В окружающем воздухе не допустимо 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 Флекс-фло 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.

 

2.7 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 р_у до 10 кгс/см², среднего давления на р от 16 до 64 кгс/см²; высокого давления на р_у от 100 до 1000 кгс/см².

Условное давление р_у 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 — D_y. 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 (D < 40 мм), средних диаметров (D_y = 50 - 250 мм) и больших диаметров (D_y > 250 мм).

Основные типы запорно-регулирующей арматуры

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.

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).

Приводы запорной арматуры

В настоящее время запорную арматуру (при условном диаметре выше 500 мм практически всю арматуру) оснащают приводами, наибольшее распространение из которых получили электрические, пневматические, гидравлические и комбинированные.

Электрические приводы

Электроприводы для управления запорной арматурой нашли наибольшее распространение по сравнению с другими приводами благодаря таким преимуществам, как простота и надежность конструкции, а также вследствие широкой оснащенности промышленности электроэнергией.

С помощью электропривода осуществляют: открывание и закрывание запорной арматуры; автоматическое отключение электродвигателя при превышении максимального крутящего момента; звуковую или визуальную сигнализацию крайних положений запорного органа арматуры; дистанционное управление запорной арматурой; автоматическое управление запорной арматурой; местное, а также дистанционное указание положения запорного органа арматуры; ручное управление запорной арматурой при отсутствии электроэнергии.