Проектирование насосной станции для магистрального нефтепровода

Российский  Государственный Университет нефти  и газа 

Кафедра транспорта и хранения нефти и  газа 
 
 
 

КУРСОВАЯ  РАБОТА 

«Проектирование насосной станции для магистрального нефтепровода» 
 
 
 
 
 

                                                                                               Выполнил: студент

                                                                                          
 
 
 
 
 
 

Москва

2010 год.

СОДЕРЖАНИЕ

 

1. Введение……………………………………………………………………3
2. Классификация нефтеперекачивающих станций………………………..4
3. Технологические схемы нефтеперекачивающих станций……………...6
4. Вспомогательное оборудование и резервуарные парки………………10
5. Привод насосов…………………………………………………………...11
6. Нефтяные центробежные насосы типа НМ……………………………..12
7. Изменение насосных характеристик…………………………………….13
8. Исходные данные………………………………………………………....16
9. Порядок расчета…………………………………………………………..16
10. Список литературы……………………………………………………….24

 

     

     Ведение.

     Для создания и поддержания в трубопроводе напора, достаточного для обеспечения транспортировки нефти, необходимы нефтеперекачивающие станции. Основное назначение каждой нефтеперекачивающей станции состоит в том, чтобы забрать нефть из сечения трубопровода с низким напором, с помощью насосов увеличить этот напор и затем ввести нефть в сечение трубопровода с высоким напором. Основными элементами НПС являются насосные агрегаты, резервуары, системы подводящих и распределительных трубопроводов, узлы учета, устройства приема и пуска очистных устройств и поточных средств диагностики, а также системы смазки, вентиляции, отопления, энергоснабжения, водоснабжения, автоматики, телемеханики и т.п.

     В данной курсовой представлен пример проектирования НПС для МН диаметром 1220 мм. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     Классификация НПС.

     Нефтеперекачивающие (насосные) станции подразделяются на головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). Головная нефтеперекачивающая станция предназначена для приема нефти с установок ее подготовки на промысле или из других источников и последующей закачки нефти в магистральный нефтепровод. Промежуточные станции обеспечивают поддержание в трубопроводе напора, достаточного для дальнейшей перекачки.

     Объекты, входящие в состав ГНПС и ПНПС, можно  условно подразделить на две группы: первую — объекты основного (технологического) назначения и вторую — объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения.

     К объектам первой группы относятся: резервуарный парк; подпорная насосная; узел учета нефти с фильтрами; магистральная насосная; узел регулирования давления и узлы с предохранительными устройствами; камеры пуска и приема очистных устройств; технологические трубопроводы с запорной арматурой.

     К объектам второй группы относятся: понижающая электроподстанция с распределительными устройствами; комплекс сооружений, обеспечивающих водоснабжение станции; комплекс сооружений по отводу промышленных и бытовых стоков; котельная с тепловыми сетями; инженерно-лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; механические мастерские; мастерские ремонта и наладки котрольно-измерительных приборов (КИП); гараж; складские помещения; административно-хозяйственный блок и т.д.

     На  головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются следующие технологические операции: прием и учет нефти; краткосрочное хранение нефти в резервуарах; внутристанционные перекачки нефти (из резервуара в резервуар); закачка нефти в магистральный трубопровод; пуск в трубопровод очистных и диагностических устройств. На ГНПС может производиться подкачка нефти из других источников поступления, например, из других нефтепроводов или попутных нефтепромыслов.

     На  промежуточных нефтеперекачивающих станциях происходит повышение напора транспортируемой нефти с целью обеспечения ее дальнейшей перекачки. При работе ПНПС в режиме "из насоса в насос" (т.е. режиме, при котором конец предыдущего участка нефтепровода подключен непосредственно к линии всасывания насосов следующей НПС) промежуточные НПС не имеют резервуарных парков; в других случаях, когда перекачка ведется через резервуары или с подключенными резервуарами такие парки на ПНПС имеются. На ПНПС устанавливаются также системы сглаживания волн давления и защиты от гидравлических ударов.

     Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на так называемые эксплуатационные участки с протяженностью 400 — 600 км, состоящие из 3 — 5 участков, разделенных ПНПС, работающих в режиме "из насоса в насос", и, следовательно, гидравлически связанных друг с другом.

 

     Технологическая схема НПС.

     Технологической схемой НПС называют внемасштабный рисунок, на котором представлена принципиальная схема работы НПС в виде системы внутристанционных коммуникаций (трубопроводов) с установленным на них основным и вспомогательным оборудованием, а также с указанием диаметров и направлений потоков (рис. 1).

     Основными элементами, изображаемыми на технологической схеме НПС, являются:

• система обвязки (соединение трубопроводных коммуникаций) НПС, отражающая принятую технологическую схему перекачки;
• схема обвязки резервуарного парка (если таковой имеется);
• схема обвязки подпорных (если они имеются) и основных насовов;
• узлы технологических задвижек (манифольды);
• размещение технологического оборудования (фильтров-грязеуловителей, регуляторов давления, улавливания и сбора утечек, дренажа и т.д.);
• узлы учета нефти (если таковые имеются);
• узлы приема и ввода в трубопровод очистных и диагностических устройств;
• предохранительные клапаны.

     Принятая  на данном нефтепроводе технология перекачки  нефти диктует схему соединения насосов и резервуаров. Среди возможных схем можно выделить три основные :

• из насоса в насос,
• постанционную,
• с подключением резервуаров.

     При использовании схемы перекачки "из насоса в насос", резервуары промежуточных НПС (если они имеются) отключаются от трубопровода и нефть с предыдущего участка подается непосредственно в насосы этих станций для дальнейшей транспортировки по следующему участку. Такая схема перекачки весьма прогрессивна, поскольку исключает промежуточные технологические операции и неизбежно связанные с ними потери нефти. Кроме того, она значительно удешевляет технологию, поскольку исключает сооружение дорогостоящих резервуарных парков. Недостатком этой схемы является "жесткая" гидравлическая связь всех участков, работающих в этом режиме, поскольку любое изменение на одном из них вызывает изменение на всех остальных. В частности, аварийная остановка одного участка ведет к остановке всех участков, связанных с ним режимом перекачки.

     При использовании постанционной схемы перекачки нефть на НПС принимают поочередно в один из резервуаров станции, в то время как закачку нефти в трубопровод осуществляют из другого резервуара. Преимущества постанционной схемы перекачки заключаются в том, что отдельные участки нефтепровода оказываются не связанными той жесткой гидравлической зависимостью, которая имеет место в случае перекачки "из насоса в насос", поэтому нефтепровод имеет большую степень надежности и способности к бесперебойной поставке нефти потребителю. Кроме того, при постанционной схеме возможен порезервуарный учет количества транспортируемой нефти, что очень важно для контроля за сохранностью продукции. Основным недостатком постанционной схемы перекачки являются высокая стоимость сооружения и эксплуатации резервуарных парков, а также потери нефти при больших дыханиях резервуаров, связанных с выбросами паров нефти в атмосферу при заполнении резервуаров. Постанционная схема перекачки применяется в основном на головных НПС нефтепровода и его эксплуатационных участков.

     При использовании схемы перекачки  с подключением резервуаров возможны два варианта: через резервуары и с подключенными резервуарами. В первом варианте нефть с предыдущего участка поступает в резервуар ПНПС и закачивается также из этого резервуара. Такая схема делает соединение участков нефтепровода более "мягким" в гидравлическом отношении. Кроме того, в резервуаре происходит гашение волн давления, связанных с изменениями режима перекачки, что повышает надежность эксплуатации нефтепровода, однако этому способу присущи все недостатки предыдущего способа и в настоящее время он практически не используется. Во втором варианте схема предусматривает, что основное количество нефти прокачивают по трубопроводу, минуя резервуар, однако при этом допускается, что расходы нефти на предыдущем и последующем участках могут в течение некоторого времени отличаться друг от друга, а дебаланс расходов компенсируется сбросом или подкачкой части нефти в подключенный резервуар. При синхронной работе участков, т.е. перекачке с одним и тем же расходом, уровень нефти в подключенном резервуаре остается постоянным.

     Обвязка насосов должна обеспечивать работу НПС при выводе в резерв любого из агрегатов станции. Приведенная схема обвязки позволяет осуществлять обратную перекачку нефти из магистрали в резервуарный парк при помощи коллектора и подпорных насосов.

     Возможны  также параллельное и последовательно-параллельное соединения основных насосов НПС. В этом случае используется дополнительный коллектор.

     Обратный  клапан, разделяющий линию всасывания и нагнетания каждого насоса, пропускает жидкость только в од ном направлении. При работающем насосе давление, действующее на заслонку клапана справа (давление нагнетания), больше, чем давление, действующее на эту заслонку слева (давление всасывания), вследствие чего заслонка закрыта, и нефть идет через насос. При неработающем насосе давление слева от заслонки клапана больше, чем давление справа от нее, вследствие чего заслонка открыта, и нефть поступает через КО к следующему насосу, минуя неработающий.

     Важным  элементом НПС магистральных  нефтепроводов являются узел учета нефти на потоке. Как правило, узел учета размещают на пути движения нефти от резервуарного парка к нефтепроводу между подпорной и магистральной насосными.

     Другим  типичным элементом технологической  схемы НПС является узел приема-пуска средств очистки и диагностики внутренней полости нефтепровода. На головных НПС сооружают только камеры пуска, на промежуточных НПС - как камеры пуска, так и камеры приема, в конечных пунктах — только камеры приема. 

 

 
 
 
 
 
 

Вспомогательные системы.

     Для обеспечения нормальной эксплуатации перекачивающих агрегатов НПС на ней устанавливают следующие вспомогательные системы:

• разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений;
• смазки и охлаждения подшипников;
• сбора утечек от торцевых уплотнений;
• средств контроля и защиты насосных агрегатов;
• подготовки и подачи сжатого воздуха;
• оборотного водоснабжения и охлаждения воды воздухом.

 

Резервуарный  парк.

     Неотъемлемой  частью системы магистрального нефтепровода являются резервуарные парки, которые служат для обеспечения основного технологического процесса — надежной и бесперебойной перекачки нефти по нефтепроводу, Резервуарные парки необходимы:

• для приема нефти от добывающих предприятий;
• для учета нефти;
• для обеспечения заданных свойств нефти, включая возможное компаундирование;
• для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти.