Разработка узла учета количества перекачиваемой жидкости

⇐ ПредыдущаяСтр 5 из 5

Узлы учета предусматриваются на МТ в месте получения ими жидкости или передачи ее другим транспортным организациям или потребителям. На ГНПС магистралей они служат для коммерческого учета перекачиваемой жидкости.

В состав коммерческого узла учета входят: рабочие измерительные линии; резервные линии; контрольная измерительная линия, трубопоршневая установка для поверки счетчиков (ТПУ); устройство регулирования расхода.

Общее число измерительных линий должно быть не более 10 [1].

Выберем для нашего узла в качестве средств замера турбинные счетчики расхода «Турбоквант», которые зарекомендовали себя как достаточно простые, точные и надежные. Данные счетчики обеспечивают измерение расхода с погрешностью не более 0, 5% в рабочем диапазоне расхода [1].

Выбираем счетчик «Турбоквант» [2]:

Тип	Условный диаметр D_y, мм	Рабочий диапазон по расходу, м³/ч
максимальный расход	минимальный расход

Рабочая зона 1 счетчика находится в пределах (0, 6÷ 0, 8) и равна

Q_раб = 0, 6*4000÷ 0, 8*4000 = 2400 (м³/ч) ÷ 3200 (м³/ч).

Определим количество рабочих счетчиков, учитывая рабочую зону по расходу для счетчика:

где Q_max – максимальная подача ГНПС, м³/ч;

- максимальная подача счетчика, м³/ч.

Принимаем количество рабочих линий равным 2.

Рабочая зона 2 работающих счетчиков находится в пределах (0, 6÷ 0, 8)*n_раб* и равна Q_раб = 0, 6*4000*2÷ 0, 8*4000*2 = 4800 (м³/ч) ÷ 6400 (м³/ч).

Количество резервных линий принимается в размере (30÷ 50)% от числа рабочих:

n_рез = 0, 3*2÷ 0, 5*2 = 0, 6÷ 1.

Таким образом принимаем n_рез = 1.

Общее число измерительных линий: n = 2 + 1 = 3.

Так как 3< 10, то условие по количеству измерительных линий выполняется.

Проверка правильности выбора числа рабочих линий:

- входит в рабочую зону счетчика.

Проверка условия обеспечения заданной точности измерения в диапазоне 30÷ 100% производительности НС [2]:

0, 3*Qmax = 0, 3*4362, 6 = 1308, 78(м³/ч) – входит в рабочую зону одного счетчика;

1*Qmax = 1*4362, 6 = 4362, 6(м³/ч) – входит в диапазон работы 2-х работающих счетчиков.

Так как на ГНПС располагаются 2 узла учета перекачиваемой жидкости (перед входом в резервуарный парк и на выходе из подпорной насосной станции) проектируем 2 площадки узлов учета, которые содержат по 3 измерительных линий. Примем диаметр измерительных линий равным диаметру патрубка счетчика, а толщину стенки выберем по сортаменту труб, т.е. D_н = 400 мм и δ = 8 мм.

5. Разработка технологической схемы

Технологическая схема насосной станции представляет собой технологическую обвязку основных объектов станции. К таким объектам относятся:

- Основная насосная станция;

- Подпорная насосная станция;

- Резервуарный парк;

- Узел учета;

- Узел предохранительных клапанов;

- Узел регуляторов давления;

- Узел подключения к магистрали;

- Узел фильтров-грязеуловителей.

1.Фильтры-грязеуловители. В типовом варианте на узле устанавливаются 3 параллельно соединенных фильтра;

2.Узлы предохранительных устройств, которые защищают входные коммуникации и оборудования на них от повышенного давления;

3.Узлы учета комбинированного типа;

4.Резервуарный парк емкость которого будет составлять двух – трех суточную производительность магистрали в количестве 5 штук (согласно расчетов);

5.Узлы предохранительных устройств 2, которые служат для защиты коммуникаций и оборудования после резервуарного парка;

6.Узлы учета 2, которые служат для измерения количества нефти, поступающей в магистраль;

7.Основная насосная станция и подпорная. В типовом варианте основная комплектуется насосами НМ в количестве четырех (3 рабочих, 1 резервный). Схема соединения последовательная.

8.Узел регулирования давления. Он регулирует режим работы НПС и всего нефтепровода. Регулирующих устройств должно быть не менее двух, причем параллельно соединенных, на случай выхода из строя одного из них;

9.Узел подключения к магистрали в большинстве случаев представляет камеру пуска скребка и диагностического снаряда.

Примем диаметр основных технологических трубопроводов равным ближайшему меньшему по сортаменту диаметру магистрали, т.е. D_н=820 мм.

Схема действует следующим образом:

Принимаемая с промыслов нефть проходит предварительную очистку от механических примесей с помощью фильтров-грязеуловителей. Затем нефть поступает в узел предохранительных устройств, защищающих входные коммуникации и оборудование на них от повышенного давления путем сброса части нефти из коммуникаций в резервуарный парк. После чего нефть поступает на узел учета, где производится не только измерение количества поступающей нефти, но и определение ее качества.

После узла учета нефть поступает в резервуарный парк, откуда идет на подпорную насосную станцию, на входе каждого насоса устанавливается сетчатый фильтр тонкой очистки, на выходе – обратные клапаны. После подпорной НС нефть идет на второй узел предохранительных устройств, защищающий коммуникации и оборудование после подпорной насосной.

Затем нефть поступает на второй узел учета, где производится измерение количества нефти, поступающей в магистраль. Далее идет основная насосная станция (3 рабочих насоса и один резервный) с последовательным соединением насосов. На выходе основной станции устанавливается обратный клапан с демпфером.

Для защиты коммуникаций резервуарного парка, а также оборудования узла учета и фильтров-грязеуловителей от повышенного давления на приеме устанавливаются предохранительные устройства прямого действия (принимаем число предохранительных клапанов, равное 10).

Для поддержания требуемого давления в магистрали на выходе основной насосной предусмотрен узел регулирования давления методом дросселирование при помощи регулирующей заслонки.

Перекачивающую станцию с магистральным нефтепроводом связывает узел подключения к магистрали, оборудованный в нашем случае камерой скребка.

С учетом всего вышесказанного и опираясь на соответствующие нормы проектирования и типовые схемы [4, 6, 7, 12], проектируем свою технологическую схему.

6. Регулирование режима работы ГНПС

Для того чтобы наглядно показать режим работы станции построим совместную H-Q характеристику трубопровода и НПС.

Для построения H-Q характеристики трубопровода воспользуемся формулой:

где: β, m – коэффициенты, принимаемые в соответствии с режимом течения (для зоны Блазиуса β = 0, 0246, m = 0, 25);

ν – вязкость при расчетной температуре, м2/с;

Dвн – внутренний диаметр трубопровода, мм;

Q – подача насоса, м3/с;

L – длина трубопровода, м;

Δ z – разность геодезических отметок начала и конца трубопровода, м;

Нк – максимальный напор в конце нагнетательного трубопровода (Нк принимаем равным 170 м с учетом потерь напора в трубопроводах конечного пункта и высоты уровня в заполненном резервуаре), м;

Подставив в формулу различные значения производительности Q получим:

При Q = 800 м3/ч

= 137, 5м

При Q = 1600 м3/ч

= 190, 6м

При Q = 2400 м3/ч

= 268, 7м

При Q = 3200 м3/ч

= 369, 3 м

При Q = 4000 м3/ч

= 499, 8 м

При Q = 4800 м3/ч

= 672м

Снимем с H-Q характеристики насосов значения напоров при разных производительностях.

Для основных насосов: Для подпорных насосов:

Q= 0 м3/ч H=300 м Q= 0 м3/ч H=142, 9 м

Q= 800 м3/ч H=285, 7 м Q= 800 м3/ч H=142, 7 м

Q= 1600 м3/ч H=278, 6 м Q= 1600 м3/ч H=142, 9 м

Q= 2400 м3/ч H=271, 4 м Q= 2400 м3/ч H=140, 9м

Q= 3200 м3/ч H=264, 4 м Q= 3200 м3/ч H=139, 7 м

Q= 4000 м3/ч H=242, 9 м Q= 4000 м3/ч H=131, 4 м

Q= 4800 м3/ч H=235, 7 м Q= 4800 м3/ч H=120 м

Зная H-Q характеристику насосов получим характеристику НПС:

При Q = 0 м3/ч = 1042, 9 м

При Q = 800 м3/ч = 999, 8м

При Q = 1600 м3/ч = 978, 7 м

При Q = 2400 м3/ч = 955, 1 м

При Q = 3200 м3/ч = 932, 9 м

При Q = 4000 м3/ч = 860, 1 м

При Q = 4800 м3/ч = 827, 1 м

При Q = 4154, 9 м3/ч = 859, 2 м

Строим совмещенную характеристику трубопровода и НПС (см. приложение 3).

Q, м3/ч
Hп, м	142, 7	142, 9	140, 9	139, 7	131, 4
Но, м	285, 7	278, 6	271, 4	264, 4	242, 9	235, 7
Нп+Но, м	428, 4	421, 5	412, 3	404, 1	374, 3	355, 7
Нп+2Но, м	714, 1	700, 1	683, 7	668, 5	617, 2	591, 4
Нтруб., м	137, 5	190, 6	268, 7	369, 3	499, 8

⇐ Предыдущая 1 2 3 45