(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование и эксплуатация головной перекачивающей станции
Введение
Перекачивающая станция — это непростой комплекс инженерных сооружений, созданный для сотворения нужного рабочего давления в магистральных нефтепродуктопроводах. Перекачивающие станции располагаются по трассе трубопровода на расстоянии 80-150 км одна от иной. Расстояние меж станциями определяют методом гидравлического расчета зависимо от рабочего давления и пропускной возможности нефтепродуктопровода.
Головная (в части тела человека или животного в которой находится головная (в части тела человека или животного в которой находится обычно расположенный в головном отделе тела и представляющий собой компактное скопление нервных клеток и их отростков»>мозг) перекачивающая станция включает в собственный состав: насосную; резервуарный парк; камеру запуска скребка, совмещенную с узлом подключения перекачивающей станции к магистральному продуктопроводу; сеть технологических трубопроводов с площадками фильтров и камерами задвижек либо узлами переключения; понизительную электростанцию с открытым распределительным устройством либо электростанцию собственных нужд, если главные насосы оборудованы приводом от движков внутреннего сгорания либо газотурбинных установок; комплекс сооружений по водоподготовке и водоснабжению станции и жилого поселка; комплекс сооружений хозяйственно-фекальной и промышленно-ливневой канализации; котельную с термическими сетями; объекты вспомогательных служб — инженерно-лабораторный корпус, пожарное депо, узел связи, мастерские КИП, административный блок, складские помещения. В неких вариантах могут быть применены отдельные сооружения уже имеющихся компаний.
Головные перекачивающие станции, являясь более ответственной частью всего комплекса нефтепродуктопровода, почти во всем определяют его работу в целом.
В данной курсовой работе делается проект ГНПС, включающий выбор основного оборудования станции, расчет режима работы НС, разработку технологической схемы станции и резервуарного парка. Целью работы является углубление и закрепление познаний по проектированию и эксплуатации НС.
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ РАСЧЕТНЫХ ДАННЫХ
Определяем поперечник магистрального нефтепровода и рабочее давление по массовой производительности.
Q=32 млн.т./год, тогда Рраб=5, 3-5, 9 МПа, D=1020 мм.
Определяем расчетную температуру нефти в трубопроводе.
За расчетную температуру нефти в трубопроводе будем принимать температуру окружающей трубопровод среды. Для заглубленных трубопроводов это малая температура грунта на глубине заложения оси трубопровода, которая определяется интерполяцией. [6]
Потому что D=1020 мм, то средняя глубина заложения трубы составит hо=1 м. [4], а расстояние до оси трубопровода h=1+1,02/2=1,51м. Тогда t=2.4 0C, а наибольшая температура составит: tmax=20.8 0C.
Определяем вязкость воды (нефти) при расчетной температуре.
где нt ЬЬ вязкость при расчетной температуре t, сСт;
н* ЬЬ кинематическая вязкость воды при известной температуре t*, сСт;
t ЬЬ расчетная температура, оС;
t* ЬЬ температура для которой известна вязкость воды, оС;
U ЬЬ коэффициент крутизны вискограммы.
U определяется по двум известным значениям вязкости н1 и н2 при температурах t1 и t2.
где н1, н2 ЬЬ известные вязкости воды при узнаваемых температурах t1 и t2, [сСт];
Определяем плотность при расчетной и наибольшей температурах
где сt ЬЬ плотность при расчетной температуре t, кг/м3;
с20 ЬЬ плотность воды при температуре 20°С, кг/м3;
ж ЬЬ температурная поправка.
Расчет часовой подачи станции.
Определим требуемую подачу. Для магистральных нефтепроводов подача указывается в млн. тоннах в год. На ее базе находится расчетная часовая Qчас (м3/час) и наибольшая часовая Qмах.час (м3/час) подачи станции
где G ЬЬ производительность станции, т/год;
24 ЬЬ число часов в сутках,
сt ЬЬ расчетная плотность воды, кг/м3;
ф ЬЬ количество рабочих дней станции в году выбирается зависимо от протяженности и поперечника нефтепровода [3].
Для нефтепровода протяженностью 130 км и поперечником 1020 мм
ф — количество рабочих дней станции в году принимаем равное 353.
Расчет наибольшей часовой подачи станции.
где Кп — коэффициент, учитывающий резерв пропускной возможности
нефтепровода (подачи НС) на вариант перераспределения потоков в системе нефтепроводов в процессе ее эксплуатации. Для нашего трубопровода принимаем Кп = 1,07 [3];
Qчас — расчетная часовая подача станции, [м3/час].
Определяем требуемый напор станции.
Требуемый напор станции находим по формуле:
где с — расчетная плотность воды, кг/м3;
g — убыстрение вольного падения, м/с2;
hH — утраты напора в коммуникациях НС со стороны нагнетания, приблизительно равные 5 м;
h — подпор насосов станции, приблизительно равный 50 м;
Р — рабочее давление магистрального трубопровода, принимаемое зависимо от годичный производительности станции [3]. Т.к. для нашей производительности Рраб=5,3-5,9 МПа, то приблизительно примем Рраб=5,7 МПа.
2. ПОДБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГНПС
2.1 Подбор насосов
Потому что расчетная температура tр=2.40C < 800C и вязкость нt=59*10-6 м2/с < 3*10-4 м2/с, то перекачку следует производить центробежными насосами. Регламентируемая [3] поочередная схема соединения насосов диктует подбор главных насосов по подаче. Подача насосов обязана приравниваться требуемой подаче станции. Принимаются насосы, для которых Qчас (непременно) и Qmax.час (лучше) попадают в рабочую зону черт насосов [2, приложение 21]. Если этому условию удовлетворяют несколько насосов, выбирается тот, который обеспечивает требуемые Qчас и Qmax.час при большем КПД и сменном роторе на наименьшую подачу.
Подачи нашей станции Qчас (непременно) и Qmax.час (лучше) попадают в рабочую зону черт насосов последующих марок:
Таблица 1
Марка насоса
Рабочая зона (0,8Qн — 1,2Qн), м3/час
Развиваемый напор Н при Qчас/Qmax час, м
КПД при
Qчас/Qmax час, %
НМ 5000-210
4000 — 6000
232/223
86,4/88,14
НМ 7000-210, ротор 0,7
4000 — 6000
230/223
80/82,86
НМ 10000-210, ротор 0,5
4000 — 6000
221/124
77,14/78,57
Избираем насос марки — НМ 5000-210 потому что он обеспечивает требуемые Qчас и Qmax.час при большем КПД, Qчас и Qmax.час входят в его рабочую зону и насос данной марки может иметь сменный ротор.
Для нашего насоса подбираем соответственно и марку подпорного насоса: НПВ 5000 — 120. При нашей Qчас= м3/час: Нподп=129 м, з=83,7%, а при Qmax час= м3/час: Нподп=123 м, з=86,1%.
Определим количество насосов.
Для сотворения требуемого напора Hнс = 643 м на головной нефтеперекачивающей станции определим требуемое количество рабочих насосов:
где n ЬЬ количество насосов;
Ннс ЬЬ требуемый напор станции, [м];
ННАСв.д. ? напор 1-го насоса по необрезанному поперечнику рабочего колеса равному 450мм и при Qmax час, [м]; избираем по чертам насоса [2, приложение 21].
В нашем случаи для Qmax час = 4788,56 м3/час напор по необрезанному поперечнику рабочего колеса, будет равен: ННАСв.д. = 226 м.
В согласовании с [3], при числе главных рабочих насосов n=3 и подпорных n=1, принимаем число запасных насосов в размере: один главный и один подпорный.
2.2 Пересчет черт насосов с воды на нефть
При перекачке вязких жидкостей напор и подача на режиме наибольшего к.п.д. меньше, чем при работе на воде, потому что растут утраты на трение, а мощность растет основным образом из-за роста дисковых утрат. На основании чисто теоретических заключений нереально найти характеристику насоса, перекачивающего вязкий нефтепродукт, даже если известна его черта при работе на воде.
Характеристику насоса, перекачивающего вязкие нефтепродукты, строят методом пересчета черт, построенных для воды, с учетом поправочных коэффициентов [12].
Значения поправочных коэффициентов kQ, kH, kз определяют или по графикам [12], или по таблицам, методом интерполяции [7].
Число Рейнольдса, нужное для определения поправочных коэффициентов, вычисляют по формуле
где Re ? число Рейнольдса;
Qном ЬЬ лучшая подача насоса, м3/с;
нt ЬЬ кинематическая вязкость воды при температуре перекачки,
[м2/с].
D2 ? внешний поперечник рабочего колеса, м;
b2 ? ширина лопатки рабочего колеса на внешнем поперечнике, м;
ш ? коэффициент сжатия сечения каналов лопатки на выходе (ш= 0,9?0,95).
Произведем пересчет черт для основного насоса
При Re > 7·103 коэффициенты kQ и kH не много различается от единицы, т.е. повышение гидравлических утрат при пересчете с воды на нефть некординально. Коэффициент kз при этих значениях Re значительно различается от единицы, что разъясняется повышением утрат на дисковое трение. И лишь при Re = 5·104 случае kQ= = kH =1, а kз = 0,988 [7, таблица 2.18].
Как следует, делается пересчет для свойства Q — з, а для свойства Q — H пересчет создавать не необходимо, потому что она остается фактически без конфигурации.
Пересчет для Q — з делается лишь по з, а Q — не поменяется.
Возьмем значения Q в рабочей зоне насоса:
Q=4000 м3/час зн=0,988*0,848=0,838
Q=4800 м3/час зн=0,988*0,880=0,869
Q=5600 м3/час зн=0,988*0,857=0,847
Графическое изображение новейшей свойства представлено в приложении 1.
Для пересчета свойства Q — N употребляется формула для определения мощности [7].
где Q — расчетная подача насоса, м3/час;
Н — напор, соответственный Q, м;
з — к.п.д., соответственная Q и с пересчитанной свойства.
Q=4000 м3/час; Н=239 м; з=0,838
Q=4800 м3/час; Н=214 м; з=0,869
Q=5600 м3/час; Н=182 м; з=0,847
Графическое изображение новейшей свойства представлено в приложении 1.
Черта ?hдоп.н. ? Q пересчитывается по формуле
где ?hдоп.н. ЬЬ допустимый кавитационный припас для нефтепродукта, м;
?hдоп. ? допустимый кавитационный припас для воды, м;
?Hкрt ЬЬ термодинамическая поправка, м;
?hн ЬЬ вязкостная поправка, м.
где PS ? давление насыщенных паров воды при наибольшей
температуре перекачки, МПа;
сmax ? плотность воды при наибольшей температуре перекачки,
т/м3.
где Re ? число Рейнольдса во входном патрубке насоса;
хвх ? скорость потока во входном патрубке насоса, м/с;
g ЬЬ убыстрение вольного падения, м/с2.
Согласно расчетам (см. раздел 1 данной курсовой работы) сmax=830,4 кг/м3. Рs=0,062 МПа, Dвх=0,700 м — поперечник входного патрубка насоса.
по характеристике насоса
Пересчет исполняем для 3-х — 4 подач из рабочей зоны черт насосов. Приобретенные данные сводим в таблицу 2.
Таблица 2
Q, м3/ч
хвх, м/с
Re
?hдоп, м
?hдоп.н., м
4000
2,89
25719
32,86
32,93
4800
3,47
30863
38,00
38,19
5600
4,04
36007
45,71
46,02
Графическое изображение новейшей свойства представлено в приложении 1.
Произведем пересчет черт для подпорного насоса.
В нашем случае kQ=kH =1, а kз = 0,988 [7, таблица 2.18].
Как следует, делается пересчет для свойства Q — з, а для свойства Q — H пересчет создавать не необходимо, потому что она остается фактически без конфигурации.
Пересчет для Q — з делается лишь по з, а Q — не поменяется.
Возьмем значения Q в рабочей зоне насоса:
Q=4000 м3/час зн=0,988*0,828=0,818
Q=4800 м3/час зн=0,988*0,854=0,844
Q=5600 м3/час зн=0,988*0,831=0,821
Произведем пересчет мощностной свойства Q — N:
Q=4000 м3/час; Н=131 м; з=0,818
Q=4800 м3/час; Н=121 м; з=0,844
Q=5600 м3/час; Н=106 м; з=0,821
Произведем пересчет свойства ?hдоп.н. ? Q. Потому что поперечникы входных патрубков основного и подпорного насосов совпадают и равны Dвх=0,700 м, то скорости и числа Рейнольдса во входном патрубке насоса будут таковыми же как и у основного насоса, а означает вязкостная поправка, как и термодинамическая, остается без конфигурации:
по характеристике насоса
Пересчет исполняем для 3-х — 4 подач из рабочей зоны черт насосов. Приобретенные данные сводим в таблицу 3.
Таблица 3.
Q, м3/ч
хвх, м/с
Re
?hдоп, м
?hдоп.н, м
4000
2,89
25719
5,14
5,21
4800
3,47
30863
5,28
5,47
5600
4,04
36007
5,43
5,74
2.3 Подбор движков к насосам
Подбор движков для привода насосов проводится по мощности и частоте вращения вала насоса nн и мотора nд на базе технических черт движков [7,14]
где N ЬЬ требуемая мощность мотора, Вт;
кз — коэффициент припаса, равный 1,15 для электродвигателей мощностью наименее 500 кВт и 1,10 — для электродвигателей с большей мощностью;
сt — плотность при расчетной температуре t, кг/м3;
зд — к.п.д. мотора, зд = 0,97;
H — действительный напор насоса соответственный Qmax, м;
зн — к.п.д. насоса соответственный Qmax;
Qmax.сек — наибольшая секундная подача станции, м3/сек;
g ЬЬ убыстрение вольного падения, м/с2.
Для подобранного мотора nд обязано приравниваться nн.
Для насосов марки НМ 5000-210 соответственно подбираем электродвигатели
СТДП 3150-2УХЛ4
Nдв = 3150 кВт;
U = 6 либо 10 кВ;
Масса = 12,35 т.
Определим потребляемую мощность насоса при данных критериях
nн = nдв
N < Nдв, как следует движки выбраны правильно.
Для насосов марки НПВ 5000-120 соответственно подбираем электродвигатели
ВАОВ 800 — 4У1
Nдв = 2000 кВт;
U = 10 кВ;
Масса = 13,2 т.
Определим потребляемую мощность насоса при данных критериях
nн = nдв
N < Nдв, как следует движки выбраны правильно.
2.4 Определение поглощающей возможности насосов
Поглощающая способность насосов определяется для Qmax.час по формуле
где HS ЬЬ допустимая высота всасывания насоса, м;
Pa ЬЬ атмосферное (барометрическое) давление, н/м2;
сmax ЬЬ плотность воды при наибольшей температуре перекачки, [кг/м3];
?hдоп.н ЬЬ допустимый кавитационный припас для нефтепродукта, м;
хвх ? скорость потока во входном патрубке насоса, м/с;
g ЬЬ убыстрение вольного падения, м/с2.
При HS отрицательном насосу требуется подпор величиной Р HSР , при положительном — насос имеет самовсасывающую способность величиной HS.
Для основного насоса
Главный насос не владеет самовсасывающей способностью.
Для подпорного насоса
Подпорный насос также не владеет самовсасывающей способностью.
Производим проверку корректности выбора насосов по допустимой высоте всасывания. Для ГНПС проверка делается лишь для подпорных насосов по последующим условиям:
1) по развиваемому напору:
;
2) по поглощающей возможности:
,
где Нп — напор подпорного насоса, Нп=123 м;
Нsп — допустимая высота всасывания подпорного насоса, Нsп= -1,56 м;
hвп и hнп — утраты напора на трение и на местные сопротивления во поглощающем и нагнетательном трубопроводах подпорной НС; при отсутствии данных по протяженности и поперечникам трубопроводов, принимаются приблизительно равными по 5 м [1];
Дzп — разность геодезических отметок конца нагнетательного трубопровода подпорной НС (входной патрубок первого основного насоса) и начала поглощающего (патрубок самого удаленного резервуара), Дzп=5 м;
HS ЬЬ допустимая высота всасывания основного насоса, HS= — 31,99 м;
Дzв — разность геодезических отметок поглощающего патрубка подпорного насоса и патрубка самого удаленного от подпорной НС резервуара, Дzв=5м;
h0 — обычно соответствует минимальному уровню взлива воды в резервуаре откачки; для железных наземных резервуаров h0=1,0 м [14].
1) ;
2) .
1-ое условие производится, а 2-ое — нет. Более конструктивным методом его выполнения является заглубление подпорной НС [1]. Нужное заглубление насоса относительно резервуара находится по формуле
При положительном hз требуется заглубление не наименее, чем на hз, при отрицательном — заглубления не требуется.
Как следует, заглубляем подпорную НС на 6 м, при условии, что утраты напора на трение и на местные сопротивления во поглощающем трубопроводе подпорной НС hвп, составят не наиболее 2 м.
2.5 Проверка расчетного числа рабочих насосов на выполнение критерий сохранения прочности корпуса насоса и трубопровода.
где n ЬЬ округлое до целого числа количество насосов;
Hн ЬЬ напор развиваемый главным насосом для перекачиваемой воды при наибольшей подаче (действительный напор 1-го насоса), м;
h ЬЬ подпор основного насоса, равный
hH — утраты напора в коммуникациях НС со стороны нагнетания, приблизительно равные 5 м [1];
Pраб ЬЬ допустимое рабочее давление трубопровода, Pраб=5,7 МПа;
сt ЬЬ плотность при расчетной температуре t, кг/м3;
g ЬЬ убыстрение вольного падения, м2/с.
773 м > 691,7 м, условие не производится; требуется усилить крепкость трубопровода до рабочего давления:
Произведем расчет толщины стены трубопровода для новейшего рабочего давления трубопровода, удовлетворяющего условиям прочности:
где д ЬЬ толщина стены трубопровода, мм;
n ЬЬ коэффициент надежности по перегрузке, в нашем случае принимаемый равным n = 1,15 по [4, таблица 13]
Pраб ЬЬ рабочее давление трубопровода, МПа;
R1 ЬЬ расчетное сопротивление растяжению сплава труб, МПа;
Dн ? внешний поперечник трубопровода, Dн =1020 м.
где R1н ЬЬ нормативное сопротивление растяжению (сжатию) сплава труб, принимаемое равным минимальному значению временного сопротивления (предела прочности), для марки стали 14ХГС оно составляет 500 МПа, [2];
m ЬЬ коэффициент критерий работы трубопровода, зависящий от группы участка трубопровода [4, таблица 1]. Для транспортировки нефти либо нефтепродуктов по трубопроводам подземной прокладке поперечником ? 700 мм группы участка трубопровода будет считаться III [4, таблица 2]. => m = 0,9.
k1 и kн ЬЬ коэффициенты надежности, соответственно, по материалу и по предназначению трубопровода. k1=1,47 [4, таблица 9], kн=1,00 [4, таблица 11].
где Pн ЬЬ допустимое рабочее давление насоса 73,5·105 Н/м2 с подачей больше 360 м3/ч , [МПа];
Условие прочности корпуса производится.
3. ПРОЕКТ РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА ГНПС
Резервуарные парки на ГНПС магистралей служат аварийной емкостью для обеспечения ритмичной и бесперебойной работы трубопровода при трагедиях на промыслах и НПЗ либо на магистрали, складом товарной продукции и буферной емкостью меж технологическими объектами нефтепромыслов и магистрали.
Емкость резервуарного парка ГНПС магистрали принимается в размере 2 — 3 дневной подачи станции.
Vп=2-3(Qсут)= 2-3(4165,19*24)=199929,12-299893,6 м3
Принимаем Vп=250000 м3
В резервуарных парках для сокращения утрат нефти и светлых нефтепродуктов от испарения должны применяться резервуары с плавающими крышами.
Выбор типа, размера и количества резервуаров производится сразу и в данной курсовой работе выбор быть может изготовлен по приблизительному аспекту — минимуму финансовложений в парк. [1]
Определим финансовложения для нескольких вариантов парка, различающихся типом и размером резервуаров, рассчитывая их приблизительно как сумму сметной цены всех резервуаров плюс финансовложения в технологические трубопроводы парка. [1]
Определим сначала лучший поперечник и толщину стены трубопроводов парка. В качестве конкурирующих вариантов разглядим трубопровод поперечником, равным поперечнику магистрали и трубопроводы с наиблежайшими по сортаменту поперечниками труб.
Таковым образом, рассматриваем 3 варианта: Dн=1220 мм, Dн=1020 мм, Dн=820 мм.
1) Dн=1220 мм.
где д ЬЬ толщина стены трубопровода, мм;
n ЬЬ коэффициент надежности по перегрузке, в нашем случае принимаемый равным n = 1,15 по [4, таблица 13]
Pраб ЬЬ рабочее давление трубопровода, МПа;
R1 ЬЬ расчетное сопротивление растяжению сплава труб, МПа;
Dн ? внешний поперечник трубопровода, Dн =1220 мм.
где R1н ЬЬ нормативное сопротивление растяжению (сжатию) сплава труб, принимаемое равным минимальному значению временного сопротивления (придела прочности), для марки стали 17Г1С оно составляет 520 МПа, [2];
m ЬЬ коэффициент критерий работы трубопровода [4, таблицы 1,2], m=0,75.
k1 и kн ЬЬ коэффициенты надежности, соответственно, по материалу и по предназначению трубопровода. k1=1,47 [4, таблица 9], kн=1,05 [4, таблица 11].
За рабочее давление трубопровода примем:
где Нрез — высота резервуара. Нрез примем равным высоте резервуара с номинальным объемом 50000 либо 30000 м3, Нрез=17,9 м.
Финансовложения в данный трубопровод составят: К=120,7 тыс.руб/км.
2) Dн=1020 мм.
n = 1,15; R1н для марки стали 14ХГС составляет 500 МПа, [2]; m=0,75;
k1=1,47; kн=1,0.
Финансовложения в данный трубопровод составят: К=95,7 тыс. руб/км.
3) Dн=820 мм.
n = 1,15; R1н для марки стали 17Г1С составляет 520 МПа, [2]; m=0,75;
k1=1,47; kн=1,
Финансовложения в данный трубопровод составят: К=81,96 тыс.руб/км.
Из рассмотренных вариантов следует, что по условиям финансовложений более пригодным является трубопровод Dн=820 мм и д=10мм.
Разглядим несколько вариантов парка с внедрением:
1. РВС 50000: а) с плавающей крышей, со стеной полистовой сборки; б) с плавающей крышей, с рулонированной стеной; в) с понтоном;
2. РВС 30000 с понтоном;
3. РВС 20000 с понтоном.
4.
1а) РВС 50000 с плавающей крышей, со стеной полистовой сборки.
Определим количество резервуаров для данного варианта. Количество резервуаров находится по формуле [1]:
где n — количество резервуаров;
Vп — емкость резервуарного парка Vп=250000 м3;
Vp — геометрическая емкость резервуара, Vp=51860 м3, [9];
kE — коэффициент использования емкости, kE=0,83 [2;13].
Тогда сметная стоимость резервуаров составит:
Kp=n*kp
где Kp — сметная стоимость всех резервуаров;
kp — сметная стоимость 1-го резервуара, kp=420 тыс.руб. [9].
Kp=6*420=2520 тыс.руб.
Потому что номинальный размер резервуара равен Vр=50000 м3, то размер группы может составлять Vгр=200000 м3, как следует, мы размещаем резервуары в две группы: в одной будет 4 резервуара, а в иной 2. Согласно [5] длина технологических трубопроводов парка приблизительно равна Lтр=1773 м, тогда финансовложения в данный трубопровод составят:
Ктр= Lтр*К=1773*81,96=145315,08 тыс.руб.
А общие финансовложения в парк:
Кобщ= Kp+Ктр=2520+145315,08=147835,08 тыс.руб.
1б) РВС 50000 с плавающей крышей, с рулонированной стеной.
Определим количество резервуаров для данного варианта: Vp=51860 м3, [9]; kE=0,83 [2;13], kp=385 тыс.руб. [9].
Тогда сметная стоимость резервуаров составит:
Kp= n*kp =6*385=2310 тыс.руб.
Потому что номинальный размер резервуара равен Vр=50000 м3, то размер группы может составлять Vгр=200000 м3, как следует, мы размещаем резервуары в две группы: в одной будет 4 резервуара, а в иной 2. Согласно [5] длина технологических трубопроводов парка приблизительно равна Lтр=1773 м, тогда финансовложения в данный трубопровод составят:
Ктр= Lтр*К=1773*81,96=145315,08 тыс.руб.
А общие финансовложения в парк:
Кобщ= Kp+Ктр=2310+145315,08=147625,08 тыс.руб.
1в) РВС 50000 с понтоном.
Определим количество резервуаров для данного варианта
Vp=51860 м3, [9]; kE=0,79 [2;13], kp=417,4 тыс.руб. [9].
Тогда сметная стоимость резервуаров составит:
Kp= n*kp =7*417,4=2921,8 тыс.руб.
Потому что номинальный размер резервуара равен Vр=50000 м3, то размер группы может составлять Vгр=200000 м3, как следует, мы размещаем резервуары в две группы: в одной будет 4 резервуара, а в иной 3. Согласно [5] длина технологических трубопроводов парка приблизительно равна Lтр=1843 м, тогда финансовложения в данный трубопровод составят:
Ктр= Lтр*К=1843*81,96=151052,28 тыс.руб.
А общие финансовложения в парк:
Кобщ= Kp+Ктр=2921,8 +151052,28 =153974,08 тыс.руб.
2) РВС 30000 с понтоном.
Определим количество резервуаров для данного варианта
Vp=31400 м3, [9]; kE=0,79 [2;13], kp=216,0 тыс.руб.
Тогда сметная стоимость резервуаров составит:
Kp= n*kp =11*216,0=2376 тыс.руб.
Потому что номинальный размер резервуара равен Vр=30000 м3, то размер группы может составлять Vгр=120000 м3, как следует, мы размещаем резервуары в три группы: в 2-ух будет по 4 резервуара, а в третьей 3. Согласно [5] длина технологических трубопроводов парка приблизительно равна Lтр=2390 м, тогда финансовложения в данный трубопровод составят:
Ктр= Lтр*К=2390*81,96=195884,4 тыс.руб.
А общие финансовложения в парк:
Кобщ= Kp+Ктр=2376+195884,4 =198260,4 тыс.руб.
3) РВС 20000 с понтоном.
Определим количество резервуаров для данного варианта: Vp=19450 м3, [9]; kE=0,79 [2;13], kp=165,86 тыс.руб. [9].
Тогда сметная стоимость резервуаров составит:
Kp= n*kp =17*165,86=2819,62 тыс.руб.
Потому что номинальный размер резервуара равен Vр=20000 м3, то размер группы может составлять Vгр=120000 м3, как следует, мы размещаем резервуары в три группы: в 2-ух будет по 6 резервуаров, а в третьей 5. Согласно [5] длина технологических трубопроводов парка приблизительно равна Lтр=4135 м, тогда финансовложения в данный трубопровод составят:
Ктр= Lтр*К=4135*81,96=338904,6 тыс.руб.
А общие финансовложения в парк:
Кобщ= Kp+Ктр=2819,62 +338904,6 =341724,22 тыс.руб.
Из всех рассмотренных вариантов самым прибыльным (по минимуму финансовложений в парк) является вариант 1б РВС 50000 с плавающей крышей, с рулонированной стеной и n=6 и технологическим трубопроводом парка Dн=820 мм и д=10мм.
насос трубопровод резервуарный
4. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ГНПС
Технологическая схема насосной станции представляет собой технологическую обвязку главных объектов станции, которая соединяет воединыжды данные объекты в одно целое и присваивает их определенные многофункциональные зависимости [1]. К таковым 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.
Принимаемая нефть с промыслов либо НПЗ проходит подготовительную чистку от механических примесей при помощи фильтров-грязеуловителей, в нашей курсовой примем их число как в типовом варианте, равное трем, при параллельном их соединении. Потом нефть поступает в узел предохранительных устройств, защищающего входные коммуникации и оборудование на их от завышенного давления методом сброса части нефти из коммуникаций в резервуарный парк (примем число предохранительных клапанов, равным 7). Опосля что нефть поступает на узел учета, где делается не только лишь измерение количества поступающей нефти, да и определение ее свойства (примем число расходомеров, равное 5). Опосля узла учета нефть поступает в резервуарный парк, откуда идет на подпорную насосную станцию, с общим числом насосов, равным двум (один рабочий и один запасный), на входе всякого насоса устанавливается сетчатый фильтр узкой чистки, на входе — оборотные клапаны. Опосля подпорной НС нефть идет на 2-ой узел предохранительных устройств, защищающий коммуникации и оборудование опосля подпорной. Потом нефть поступает на 2-ой узел учета, где делается измерение количества нефти, поступающей в магистраль. Дальше идет основная насосная станция (3 рабочих насоса и один запасный) с поочередным соединением насосов. На выходе главный станции устанавливается оборотный клапан с демпфером. Для регулирования требуемого давления в магистрали на выходе главный станции предусмотрен узел регулирования давления способом дросселирования с помощью дросселирующей заслонки (число регулирующих устройств принимаем равным двум с параллельной схемой соединения). ГНПС с магистральным нефтепроводом связывает узел подключения к магистрали, представляющий из себя камеру запуска скребка и диагностического снаряда с надлежащими трубопроводами и запорной арматурой.
Примем поперечник главных технологических трубопроводов равным наиблежайшему наименьшему по сортаменту поперечнику магистрали, т.е. Dн=820 мм, а поперечник трубопроводов утечек равным Dу.н=820 мм.
С учетом всего вышесказанного и делая упор на надлежащие нормы проектирования и типовые схемы [3;5;7;12;13], проектируем свою технологическую схему.
5. РАСЧЕТ РЕЖИМА работы ГНПС
Для регулирования режима работы нужно произвести построение совместной свойства насосов и трубопровода/
При построении свойства насосов возьмем любые 5 подач с их всеохватывающей свойства, и определим соответственный напор. Принятые напоры для данных подач запишем в таблицу 4.
Напоры при подачах Q1, Q2, Q3, Q4, Q5.
Таблица 4
Q1=800 м3/час
Q2=2400 м3/час
Q3=4000 м3/час
Q4=4800 м3/час
Q5=5600 м3/час
Нп, м
142,86
141,43
130
121
104,28
Носн, м
287,86
273,57
239,28
214,28
182,14
Нп+Носн, м
430,72
415
369,28
335,28
286,42
Нп+2Носн, м
718,58
688,57
608,56
549,56
468,56
Нп+3Носн, м
1006,44
962,14
847,84
763,84
650,70
Требуемый напор станции для рабочей производительности Qчас=4447,29 м3/час равен Нтр=643 м (см. пункт 1 данной курсовой). А для наибольшей производительности Qчас.max=4447,29 м3/час требуемый напор равен Нтр.max=
Нтр*1,07=681,6 м. Данные точки и будут являться рабочими точками системы насос — трубопровод. Совмещенная черта НС с нанесенными рабочими точками системы НС — трубопровод приведена в приложении 2.
Произведем регулирование режима работы при Qчас=4475,29 м3/час. При данной производительности наша НС обеспечивает напор, равный Н=837 м (см. приложение 2.). Т.е. нам нужно убрать напор, равный 837-643=194 м.
Рассматривая все теоретические способы регулирования режима работы НС, совмещенную характеристику и беря во внимание то, что регулирование нужно провести на долгий период следует разглядеть два способа: смена ротора насоса и обточка рабочего колеса.
При смене ротора насоса на подачу 0,7 Qчас мы получим напор основного насоса, равный Н0=184,28 м; D2=470мм. Т.к. Qчас не будет заходить в рабочую зону насоса (2880 — 4320 м3/час),этот вариант неприемлем.
При обрезке рабочего колеса на 10% (D’2=405мм) мы получим напор основного насоса Н0=175 м. Тогда при обрезке рабочего колеса на 10% на 3-х главных насосах суммарный напор НС:
,
что больше Нтр на: 651 — 642=9 м. Эту величину нужно дросселировать на регуляторах давления на выходе НС.
Произведем регулирование режима работы при Qчас.max=4788,56 м3/час. При данной производительности наша НС обеспечивает напор, равный Н=801 м (см. приложение 2.). Т.е. нам нужно убрать напор, равный 801-681,6=119,4 м.
В данном случае мы также рассматриваем два способа: смена ротора насоса и обточка рабочего колеса. Но потому что Qчас.max=4788,56 м3/час, то это
Потому что мы уже имеем роторы, обрезанные на 10%, то нам целесообразнее разглядеть вариант, в каком мы оставляем два насоса с уже обрезанными колесами на 10%, а третье колесо обрезать до требуемой величины.
При Qчас.max=4788,56 м3/час и колесами, обрезанными на 10%, напор 1-го насоса составит Н0=166 м, а напор основного насоса без обрезки Н0 max=225 м (D’2=450мм). Тогда суммарный напор НС:
Этот напор фактически соответствует Нтр.max=681,6 м, означает обрезка третьего колеса не требуется. Определяем очень допустимый дифференциальный напор станции Нmax [1], из условия сохранения прочности трубопровода и корпуса насоса, где n*Hн=Нmax, т.е.:
В качестве Нmax принимаем меньшее из 2-ух приобретенных значений: Нmax=672,6 м. Определяем очень допустимый подпор НС hmax [1], из условия соответственно сохранения прочности оборудования и обеспечения бескавитационной работы НС, находимый из тех же зависимостей, что и Нmax, где h=hmax, а n и НН — соответствуют значениям этих величин, приобретенным в процессе расчета режима работы НС для Нтр.max=681,6 м:
В качестве hmax принимаем меньшее из 2-ух приобретенных значений: hmax=100,05 м.
Определяем мало допустимый подпор НС hmin [1], из условия соответственно сохранения прочности оборудования и обеспечения бескавитационной работы НС. hmin=HS= -31,99 м.
Результаты расчета режима работы НС сводим в таблицу:
Таблица 5.
Подача НС, м3/час
Кол-во рабочих насосов
Поперечникы рабочих колес, мм
Дросселируемый напор, м
Допустимый подпор, м
Допустимый дифференциальный напор НС, м
hmin
hmax
Qчас=4475,29
3
405
17
-31,99
100,05
672,6
Qчас.max=4788,56
3
405;450
—
-31,99
100,05
672,6
Перечень применяемых источников
1. Перевощиков С. И. Проектирование и эксплуатация насосных станций (методические указание). Тюмень, 2004.
2. Перевощиков С. И. Проектирование и эксплуатация насосных станций (приложение к методическим указаниям). Тюмень, 2004.
3. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов (ВНТП 2-86) М., 1987
4. СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования.
5. СНиП 2.11.06 — 93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы.
6. Деточенко А.В., Михеев А.Л., Волков М.М. Спутник газовика. М., Недра, 1977.
7. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов. Под ред. Дерцакяна А.К. Л., Недра, 1977.
8. Рубинов Н.З. Экономика трубопроводного транспорта нефти и газа. М., Недра, 1972.
9. Мацкин Л.А., Черняк И.Л., Илембитов М.С. Эксплуатация нефтебаз. М., Недра, 1975.
10. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Абузова Ф.Ф. и др. Транспорт и хранение нефти и газа. М., Недра, 1975.
11. Едигаров С.Г., Михайлов А.Д., Проходов А.Д. и др. Проектирование и эксплуатация нефтебаз. М., Недра, 1982.
12. Галлеев В.Б., Карпачев М.З., Харламенко В.И. Магистральные нефтепродуктопроводы. М., Недра, 1988.
13. Трубопроводный транспорт нефти. Под ред. Вайнштока С.М. М., Недра Бизнесцентр, 2002. — Т.1.
]]>