Н и ПС Лекции НАСОСЫ и НПС 14-17. Лекции по дисциплине Насосы и перекачивающие станции насосы и перекачивающие станции составил доцент
 Скачать 16.77 Mb.
|
|
Кафедра «Трубопроводный транспорт» Лекции по дисциплине « Насосы и перекачивающие станции » НАСОСЫ и ПЕРЕКАЧИВАЮЩИЕ СТАНЦИИ Составил: доцент В.И. Пименов Самара 2014 ОГЛАВЛЕНИЕ ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ……………………………………………………4 ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ………………………………………………6 СОСТАВ СООРУЖЕНИЙ И ПАРАМЕТРЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ………………………………………………………………8 ПЕРЕКАЧИВАЮЩИЕ СТАНЦИИ………………………………………………10 ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ СХЕМАМ НПС 12 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА НПС С РЕЗЕРВУАРНЫМ ПАРКОМ 18 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА НПС БЕЗ РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА 18 НАСОСЫ…………………………………………………………………………19ТЕХНИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ……………22ГИДРОДИНАМИКА ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ ЦЕНТРОБЕЖНЫХНАСОСОВ…………………………………………………………………………25ХАРАКТЕРИСТИКИ ЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА…………………………27РАСЧЕТ НАПОРНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЦЕНТРОБЕЖНЫХНАСОСОВ…………………………………………………………………………27КОЭФФИЦИЕНТ ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ ЦЕНТРОБЕЖНОГОНАСОСА …………………………………………………………………………31КАВИТАЦИЯ, ДОПУСТИМЫЙ КАВИТАЦИОННЫЙ ЗАПАС……………33КОЭФФИЦИЕНТ БЫСТРОХОДНОСТИ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ…38ВЛИЯНИЕ СВОЙСТВ ЖИДКОСТИ НА ХАРАКТЕРИСТИКУЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА…………………………………………………38ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЕ И ПАРАЛЛЕЛЬНОЕ СОЕДИНЕНИЕ НАСОСОВ…41 РАБОТА СИСТЕМЫ «НАСОС – ТРУБОПРОВОД»…………………………44ИЗМЕНЕНИЕ РЕЖИМОВ РАБОТЫ НПС НА НЕФТЕПРОВОД……………46ОБЪЕМНЫЕ НАСОСЫ…………………………………………………………53МАРКИРОВКА ЛОПАСТНЫХ НАСОСОВ……………………………………58 НАСОСЫ НЕФТЕПРОВОДОВ И НЕФТЕБАЗ……………………………………60 ГОСТ НА МАГИСТРАЛЬНЫЕ ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ НАСОСЫ………………63МАГИСТРАЛЬНЫЕ НАСОСНЫЕ АГРЕГАТЫ…………………………………… 73 ПОДПОРНЫЕ НАСОСНЫЕ АГРЕГАТЫ ……………………………………………78 ЗАЩИТА ПО ДАВЛЕНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ И ОБОРУДОВАНИЯ………………………………………………………………… 79 ОЧИСТКА ПЕРЕКАЧИВАЕМОЙ НЕФТИ …………………………………………81 РЕГУЛИРОВАНИЕ ДАВЛЕНИЯ ……………………………………………………83 СИСТЕМА СГЛАЖИВАНИЯ ВОЛН ДАВЛЕНИЯ (ССВД) ………………………86 СИСТЕМА ДРЕНАЖА, СБОРА И ОТКАЧКИ УТЕЧЕК ……………………………88 СИСТЕМЫ ВЕНТИЛЯЦИИ …………………………………………………………89 СИСТЕМЫ ПРОТИВОПОЖАРНОЙ ЗАЩИТЫ …………………………………90 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРУБОПРОВОДЫ …………………………………………93 ЗАПОРНАЯ АРМАТУРА И ОБРАТНЫЕ ЗАТВОРЫ ………………………………95 ТРУБЫ НЕФТЕПРОВОДНЫЕ …………………………………………………107 СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ДЕТАЛИ …………………………………………………110 СОСТАВ НПС С РЕЗЕРВУАРНЫМ ПАРКОМ ……………………………………110 СОСТАВ СООРУЖЕНИЙ НПС БЕЗ РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА ………………112 Термины и определения агрегат электронасосный полупогружной: Насосный агрегат с погружным насосом, двигатель которого расположен над поверхностью жидкой среды. арматура запорная: Промышленная трубопроводная арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью. блок системы сглаживания волн давления: Сооружение, оснащенное комплексом технических устройств, обеспечивающее защиту магистральных нефтепроводов и промежуточных нефтеперекачивающих станций от перегрузок по давлению при аварийной остановке одного или нескольких насосных агрегатов. гидрант пожарный: Устройство для отбора воды из водопроводной сети для тушения пожара. давление насоса предельное: Максимальное давление на выходе из насоса, на которое рассчитана конструкция насоса. давление рабочее: Наибольшее избыточное давление секции нефтепровода из всех предусмотренных в проектной документации стационарных режимов перекачки. давление рабочее на входе НПС: Наибольшее избыточное давление в нефтепроводе на входе НПС из всех предусмотренных в проектной документации стационарных режимов перекачки. давление рабочее минимальное на входе МНС: Наименьшее избыточное давление в нефтепроводе на входе магистральной насосной станции, устанавливаемое исходя из условия обеспечения кавитационного запаса магистральных насосов. давление рабочее на выходе МНС: Избыточное давление в нефтепроводе в точке до регулятора давления (при его наличии) на выходе магистральной насосной станции для проектного режима перекачки, обеспечивающего расчетную пропускную способность нефтепровода для рассматриваемого этапа развития. давление рабочее на выходе НПС: Избыточное давление в нефтепроводе в точке после регулятора давления (при его наличии) на выходе магистральной насосной станции для проектного режима перекачки, обеспечивающего расчетную пропускную способность нефтепровода для рассматриваемого этапа развития. давление проходящее на входе НПС: Давление на линейной части нефтепровода в точке подключения промежуточной НПС при ее отключении для всех этапов развития данного участка нефтепровода. диаметр номинальный: Параметр, применяемый для трубопроводных систем в качестве характеристики присоединяемых частей арматуры (по ГОСТ Р 52720-2007). Примечание – Номинальный диаметр приблизительно равен внутреннему диаметру присоединяемого трубопровода, выраженному в миллиметрах и соответствующему ближайшему значению из ряда чисел, принятых в установленном порядке. запас кавитационный: Минимально необходимый для нормальной работы насоса на входе в него, избыток давления над упругостью паров рабочей жидкости при заданной температуре. Коллектор НПС – участок технологического трубопровода НПС от первого (по ходу нефти) сварного стыка между технологическим нефтепроводом и тройником на магистральный агрегат до заслонки клапана регулятора давления. нефтепровод магистральный: Единый производственно-технологический комплекс, состоящий из нефтепроводов и связанных с ними нефтеперекачивающих станций, а также других технологических объектов, обеспечивающий транспортировку, приемку, сдачу нефти, от пунктов приема до пунктов сдачи потребителям или перевалку на другой вид транспорта. парк резервуарный: Комплекс взаимосвязанных резервуаров и другого технологического оборудования, с помощью которого осуществляется выполнение технологических операций приема, накопления, измерения объема и откачки нефти. подпорная насосная: Сооружение на нефтеперекачивающей станции, включающее подпорные насосные агрегаты и комплекс другого технологического оборудования, с помощью которого осуществляется подача нефти из резервуарного парка на вход магистральных насосных агрегатов с давлением, обеспечивающим их работу вне зоны кавитации. резерв горячий: Резервный агрегат, готовый к немедленному пуску. резерв холодный: Резервный агрегат, для пуска которого требуется проведение подготовительных операций (не готовый к немедленному пуску). станция насосная головная: Нефтеперекачивающая станция с резервуарным парком, расположенная непосредственно в начале магистрального нефтепровода, осуществляющая прием нефти от предыдущего технологического участка, и/или от поставщиков, ее накопление, учёт и транспортирование по магистральному нефтепроводу и имеющая технологическую схему, позволяющую работать только по схеме «через ёмкость» или «с подключенной ёмкостью». станция насосная магистральная: Сооружение на нефтеперекачивающей станции, включающее магистральные насосные агрегаты и комплекс другого технологического оборудования, с помощью которого осуществляется повышение давления в магистральном нефтепроводе. станция насосная промежуточная: Нефтеперекачивающая станция без резервуарного парка, предназначенная для поддержания необходимого режима транспорта нефти по магистральному нефтепроводу и имеющая технологическую схему, позволяющую работать только по схеме «из насоса в насос». станция насосная промежуточная с ёмкостью: Нефтеперекачивающая станция с резервуарным парком, предназначенная для поддержания необходимого режима транспорта нефти по магистральному нефтепроводу и имеющая технологическую схему, позволяющую работать по схеме «через ёмкость» или «с подключенной ёмкостью». станция нефтеперекачивающая: Объект магистрального нефтепровода, включающий комплекс зданий, сооружений и устройств для приема, накопления, учета и перекачки нефти по магистральному нефтепроводу. схема перекачки нефти из насоса в насос: Схема перекачки нефти, при которой необходимое давление для безкавитационной работы на входе насосов промежуточных НПС обеспечивается за счет остаточного давления, развиваемого предыдущей НПС. схема перекачки нефти с подключённым резервуаром: Схема перекачки нефти, при которой приём и откачка нефти производится через один и тот же резервуар или группу резервуаров. схема перекачки нефти через резервуар: Схема перекачки нефти, при которой приём нефти производится в одну группу резервуаров, откачка нефти ведётся из другой группы резервуаров. система сглаживания волн давления - комплекс оборудования и сооружений, осуществляющий уменьшение скорости роста давления на приеме промежуточной НПС при полном ее отключении или при отключении отдельных МНА с целью защиты трубопровода от повышенного давления в переходном процессе. система автоматического регулирования давления - комплекс программно-технических средств, предназначенных для поддержания давления на входе и выходе НПС в соответствии с заданием. трубопроводы вспомогательные: Технологические трубопроводы дренажа и утечек от насосных агрегатов, дренажа фильтров-грязеуловителей, регуляторов давления, узлов учета нефти; сброса давления от предохранительных клапанов, системы сглаживания волн давления; обвязки емкостей сброса и гашения ударной волны; откачки из емкостей сбора утечек. трубопроводы технологические: Внутриплощадочные нефтепроводы, между точками врезки в магистральный нефтепровод на входе и выходе нефтеперекачивающих станций, трубопроводы дренажа и утечек от насосных агрегатов, дренажа фильтров-грязеуловителей, регуляторов давления, узлов учета нефти; сброса давления от предохранительных клапанов, системы сглаживания волн давления; обвязки емкостей сброса и гашения ударной волны; откачки из емкостей сбора утечек. Обозначения и сокращения В настоящем документе применены следующие обозначения и сокращения: АВГ - аппарат воздушный горизонтальный; АВО - аппарат воздушного охлаждения; АВР - автоматическое включение резерва; АСТВ - автоматическая система тушения пожаров высокократной пеной; ДЭС - дизельная электростанция; ЕП - емкость подземная; ЗРУ - закрытое распределительное устройство; КПП - контрольно-пропускной пункт; КТП - комплектная трансформаторная подстанция; МДП - местный диспетчерский пункт; МН - магистральный нефтепровод; МНА - магистральный насосный агрегат; МНС - магистральная насосная станция; НПС - нефтеперекачивающая станция; ОСТ - организация системы «Транснефть»; ПНА - подпорный насосный агрегат; ПНС - подпорная насосная станция; ПЧ - преобразователь частоты; РВС - резервуар вертикальный стальной со стационарной крышей; РВСП - резервуар вертикальный стальной с понтоном; РВСПА - резервуар вертикальный стальной с купольной крышей из алюминиевых сплавов; РВСПК - резервуар вертикальный стальной с плавающей крышей; РД - регулятор давления; РНУ - районное нефтепроводное управление; РП - резервуарный парк; САиТМ - система автоматизации и телемеханизации САР - система автоматического регулирования; СБК - служебно-бытовой корпус; СДКУ - система диспетчерского контроля и управления; СИКН - система измерений количества и показателей качества нефти; СОД - средство очистки и диагностики; ССВД - система сглаживания волн давления; ТМ - телемеханика; ФГУ - фильтры-грязеуловители; ЧРП - частотно регулируемый привод; ЭД - электродвигатель; СОСТАВ СООРУЖЕНИЙ И ПАРАМЕТРЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ К магистральным нефтепроводам(МН) относятся трубопроводы от 219 до 1220 мм включительно, рабочим давлением в до 14,0 МПа, предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта.  Рис. 1. Схема устройства магистрального нефтепроводаМагистральный нефтепровод - инженерное сооружение, состоящее из подземных, подводных, наземных и надземных трубопроводов с арматурой и связанных с ними нефтеперекачивающих станций, хранилищ нефти и других технологических объектов, обеспечивающих приемку, транспортировку, сдачу нефти потребителям или перевалку на другой вид транспорта. Начальным пунктом магистрального нефтепровода является головная НПС. Конечным пунктом – НПС с резервуарным парком этого или другого нефтепровода, предприятие нефтепереработки, нефтехимии, пункты перевалки на другие виды транспорта (железная дорога, морские и речные суда). В состав магистральных нефтепроводов входят: головные, промежуточные перекачивающие, наливные насосные станции; резервуарные парки; пункты подогрева нефти; нефтеналивные эстакады и причалы. линейная часть магистральных нефтепроводов К основным параметрам магистрального нефтепровода относятся: производительность, диаметр, протяженность, число нефтеперекачивающих станций, рабочее давление и емкость резервуарных парков. Основные параметры магистральных нефтепроводов приведены в таблице 1 Таблица 1
Максимальная пропускная способность, диаметр нефтепровода и предельная скорость движения нефти в магистральном нефтепроводе указаны в таблице 2. Таблица 2
ПЕРЕКАЧИВАЮЩИЕ СТАНЦИИ. Перекачивающая станция (ПС) - это сложный комплекс инженерных сооружений, предназначенных для обеспечения перекачки заданного количества нефти (НПС) или нефтепродуктов по МН (МНПП) номинальным диаметром до DN 1200 с рабочим давлением до 7,5 МПа. Перекачивающие станции магистральных трубопроводов подразделяют на головные (ГНПС, ГПС) и промежуточные (НПС, ППС). Головная насосная станция - это перекачивающая станция с резервуарным парком, расположенная непосредственно в начале магистрального нефтепровода (МН) или нефтепродуктопровода (МНПП), осуществляющая прием нефти или нефтепродукта от предыдущего технологического участка, и/или от поставщиков, ее накопление, учёт и транспортирование по МН, МНПП. Промежуточные перекачивающие станции предназначены для повышения давления перекачиваемой жидкости в трубопроводе и размещаются по трассе согласно гидравлическому расчету через 50—200 км. Промежуточные перекачивающие станции могут быть с РП и без РП. РП устанавливаются для НПС, расположенных на границе технологического участка, и в местах перераспределения потоков. Длина участка нефтепровода на котором теряется напор 3-х магистральных насосов НПС указаны в таблице 3. Таблица 3
Сравнительные расчетные и фактические данные по расстановке НПС Нефтепровод НКК Диаметр – 1220 мм Длина – 2265 км Расчетное кол-во НПС: при 1,0 Q – 16, : при 1,25 Q – 27 Фактическое кол-во НПС – 31 Нефтепровод «Куйбышев-Унеча 1» Диаметр – 1020 мм Длина – 1275 км Расчетное кол-во НПС: при 1,0 Q – 12, : при 1,25 Q – 22 Фактическое кол-во НПС – 12 Нефтепровод «Куйбышев- Тихорецк» Диаметр – 820 мм Длина – 1280 км Расчетное кол-во НПС: при 1,0 Q – 10, : при 1,25 Q – 19 Фактическое кол-во НПС – 14 ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ СХЕМАМ НПС На технологических схемах НПС должны быть показаны: - все трубопроводы, в том числе: трубопроводы основные (линии всасывания и напора насосов, технологические трубопроводы) и вспомогательные (линии дренажа, откачки утечек, аварийного сброса и др.) с указанием условного диаметра, толщины стенки и направления движения нефти; - основное и вспомогательное механо-технологическое оборудование; - запорная и регулирующая арматура, обратные затворы; - резервуары и емкости; - системы измерения количества и показателей качества нефти; - узлы приема-пуска СОД с сигнализаторами прохождения СОД; - точки контроля и измерения давления, температуры, плотности, вязкости и расхода нефти; - высотные отметки осей магистральных и подпорных агрегатов, днищ каждого резервуара. Все показанные на технологической схеме элементы должны иметь технологические номера, соответствующие номерам, указанным в проектной документации. Все показанные на технологической схеме элементы должны быть внесены в перечень элементов (спецификацию), выполняемый на самой схеме или в виде отдельного документа. Форматы Технологические схемы НПС, разрабатываемые в процессе эксплуатации, выполняются: - для НПС без резервуарного парка: на листах формата не менее А2; - для НПС с резервуарным парком: на листах формата не менее А1. Построение схем Схемы выполняются немасштабно. Расположение элементов схемы, соединенных между собой трубопроводами, должно учитывать действительное пространственное расположение соответствующих объектов и оборудования на площадке НПС. Линии, изображающие трубопроводы (далее - линии), выполняют толщиной от 0,2 до 1,0 мм в зависимости от форматов схемы и назначения трубопровода. На схемах расстояние между соседними параллельными линиями должно быть не менее 3,0 мм, расстояние между отдельными условными графическими обозначениями должно быть не менее 2,0 мм. Нумерация элементов схемы, текстовая информация Все элементы, изображенные на схеме, должны быть пронумерованы. Номера элементов на схеме могут быть буквенные, буквенно-цифровые и цифровые. Буквы и цифры выполняются одинаковым размером шрифта. Номера элементов проставляют рядом с их условными графическими обозначениями с правой стороны или над ними. Обозначения основных трубопроводов указывают на полках линий-выносок или над линией трубопровода; обозначения вспомогательных трубопроводов указывают в разрывах линий трубопроводов. В текстах на схемах не должны применяться сокращения слов, за исключением общепринятых в трубопроводном транспорте нефти (например: НПС, ФГУ, МНА и т.д). Графические обозначения При выполнении технологических схем НПС применяют условные графические обозначения, соответствующие ГОСТ. Перечень условных графических обозначений приведен в табл. 1. Таблица 1 – Основные условные обозначения в схемах НПС
 Технологическая схема НПС с резервуарным парком Технологическая схема НПС с РП должна обеспечивать: а) перекачку нефти по схеме «через емкость», «с подключенной емкостью».; б) последовательную работу МНА при работе на один нефтепровод. При соответствующем обосновании допускается проектирование параллельной схемы включения МНА; в) поддержание давления на приеме магистральной насосной станции не ниже заданного и поддержание давления на выходе НПС не выше заданного (при помощи САР давления); г) приём нефти в специальные резервуары аварийного сброса через узел с предохранительными устройствами, в случае повышения давления на входе НПС, при повышении давления в трубопроводе между подпорной насосной и магистральной насосной станцией в случае остановки МНА, при срабатывании автоматической защиты по давлению в трубопроводе резервуарного парка; е) приём утечек нефти от магистральных и подпорных насосов; ж) откачку нефти из подземных ёмкостей для сбора утечек нефти и дренажа в приемный трубопровод подпорной насосной или в резервуарный парк, приемный трубопровод магистральной насосной; и) опорожнение магистральных и подпорных насосов, ФГГ, узла регулирования давления, СИКН в подземные ёмкости для сбора утечек нефти и дренажа; к) внутрипарковую перекачку подпорным насосом при режиме работы НПС «с подключенной емкостью»; л) зачистку резервуаров и подающего трубопровода резервуарного парка резервным подпорным насосом при режиме работы НПС «с подключенной емкостью»; м) откачку нефти подпорным насосом из резервуаров аварийного сброса; н) очистку перекачиваемой нефти от механических примесей и посторонних предметов с помощью ФГГ; п) сбор аварийного розлива нефти из зала насосных агрегатов. Технологическая схема НПС без резервуарного парка Технологическая схема промежуточной НПС без РП должна обеспечивать: а) перекачку нефти по схеме «из насоса в насос»; б) последовательную работу МНА. При соответствующем обосновании допускается проектирование параллельной схемы включения МНА; в) поддержание давления на приеме магистральной насосной станции не ниже заданного и на выходе НПС не выше заданного (при помощи САР давления); г) прием нефти от блока ССВД в резервуары-сборники нефти при резком изменении давления на приеме НПС в результате остановки НПС или насосного агрегата; д) перекачку, минуя НПС при ее отключении; е) прием утечек от магистральных насосов; ж) откачку нефти из резервуаров-сборников в приемный трубопровод магистральной насосной станции; к) опорожнение в резервуары-сборники нефти трубопровода на выходе блока ССВД; л) опорожнение магистральных насосов, ФГГ, узла регулирования давления и надземных трубопроводов блока ССВД в резервуары-сборники; н) очистку перекачиваемой нефти от механических примесей и посторонних предметов с помощью ФГГ. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
