|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
|
|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
Определяем диаметр магистрального нефтепровода и рабочее давление по массовой производительности.
Введение. Перекачивающая станция – это сложный комплекс инженерных сооружений, предназначенный для создания необходимого рабочего давления в магистральных нефтепродуктопроводах. Перекачивающие станции размещаются по трассе трубопровода на расстоянии 80-150 км одна от другой. Расстояние между станциями определяют путем гидравлического расчета в зависимости от рабочего давления и пропускной способности нефтепродуктопровода. Головная перекачивающая станция, располагаемая по технико-экономическим соображениям вблизи нефтеперерабатывающих заводов или крупных перевалочных нефтебаз, предназначается для приема нефтепродуктов с заводов или нефтебаз. Головная перекачивающая станция включает в свой состав: насосную; резервуарный парк; камеру пуска скребка, совмещенную с узлом подключения перекачивающей станции к магистральному продуктопроводу; сеть технологических трубопроводов с площадками фильтров и камерами задвижек или узлами переключения; понизительную электростанцию с открытым распределительным устройством или электростанцию собственных нужд, если основные насосы оборудованы приводом от двигателей внутреннего сгорания или газотурбинных установок; комплекс сооружений по водоподготовке и водоснабжению станции и жилого поселка; комплекс сооружений хозяйственно-фекальной и промышленно-ливневой канализации; котельную с тепловыми сетями; объекты вспомогательных служб – инженерно-лабораторный корпус, пожарное депо, узел связи, мастерские КИП, административный блок, складские помещения. В некоторых случаях могут быть использованы отдельные сооружения уже имеющихся предприятий. Головные перекачивающие станции, являясь наиболее ответственной частью всего комплекса нефтепродуктопровода, во многом определяют его работу в целом. [12] В данной курсовой работе производится проект ГНПС, включающий выбор основного оборудования станции, расчет режима работы НС, разработку технологической схемы станции и резервуарного парка. Целью работы является углубление и закрепление знаний по проектированию и эксплуатации НС.
Определяем диаметр магистрального нефтепровода и рабочее давление по массовой производительности. Q=32 млн.т./год, тогда Рраб=5, 3–5, 9 МПа, D=1020 мм. [3] Определяем расчетную температуру нефти в трубопроводе. Зарасчетную температуру нефти в трубопроводе будем принимать температуру окружающей трубопровод среды. Для заглубленных трубопроводов это минимальная температура грунта на глубине заложения оси трубопровода, которая определяется интерполяцией. [6] Так как 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 максимальная температура составит: tmax=20.8 0C.
Определяем вязкость жидкости (нефти) при расчетной температуре. [11]
где ν t ـ ـ вязкость при расчетной температуре t, сСт; ν * ـ ـ кинематическая вязкость жидкости при известной температуре t*, сСт; t ـ ـ расчетная температура, оС; t* ـ ـ температура для которой известна вязкость жидкости, оС; U ـ ـ коэффициент крутизны вискограммы.
U определяется по двум известным значениям вязкости ν 1 и ν 2 при температурах t1 и t2.
где ν 1, ν 2 ـ ـ известные вязкости жидкости при известных температурах t1 и t2, [сСт];
[11].
где ρ t ـ ـ плотность при расчетной температуре t, кг/м3; ρ 20 ـ ـ плотность жидкости при температуре 20°С, кг/м3; ζ ـ ـ температурная поправка.
Подбор насосов. Так как расчетная температура tр=2.40C < 800C и вязкостьν t=59*10-6 м2/с < 3*10-4 м2/с, то перекачку следует осуществлять центробежными насосами. Регламентируемая [3] последовательная схема соединения насосов диктует подбор основных насосов по подаче. Подача насосов должна равняться требуемой подаче станции. Принимаются насосы, для которых Qчас (обязательно) и Qmax.час (желательно) попадают в рабочую зону характеристик 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 меньшую подачу. Подачи нашей станции Qчас (обязательно) и Qmax.час (желательно) попадают в рабочую зону характеристик насосов следующих марок: Таблица 1.
Выбираем насос марки - НМ 5000-210 так как 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= Комплексные характеристики насосов представлены в приложениях 1 и 2.
Определим количество насосов. [1] Для создания требуемого напора Hнс = 643 м на головной нефтеперекачивающей станции определим требуемое количество рабочих насосов:
Ннс ـ ـ требуемый напор станции, [м]; ННАСв.д. напор одного насоса по необрезанному диаметру рабочего колеса равному 450мм и при Qmax час, [м]; выбираем по характеристикам насоса [2, приложение 21]. В нашем случаи для Qmax час = 4788, 56 м3/час напор по необрезанному диаметру рабочего колеса, будет равен: ННАСв.д. = 226 м.
В соответствии с [3], при числе основных рабочих насосов n=3 и подпорных n=1, принимаем число резервных насосов в размере: один основной и один подпорный.
Таблица 2.
Графическое изображение новой характеристики представлено в приложении 1. Таблица 3.
Графическое изображение новой характеристики представлено в приложении 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. [9].
Тогда сметная стоимость резервуаров составит: Kp= n*kp =11*216, 0=2376 тыс.руб. Так как номинальный объем резервуара равен Vр=30000 м3, то объем группы может составлять Vгр=120000 м3, следовательно, мы размещаем резервуары в три группы: в двух будет по 4 резервуара, а в третьей 3. Согласно [5] длина технологических трубопроводов парка ориентировочно равна Lтр=2390 м, тогда капиталовложения в данный трубопровод составят: Ктр= Lтр*К=2390*81, 96=195884, 4 тыс.руб. А общие капиталовложения в парк: Кобщ= Kp+Ктр=2376+195884, 4 =198260, 4 тыс.руб.
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.
Так как номинальный объем резервуара равен Vр=20000 м3, то объем группы может составлять Vгр=120000 м3, следовательно, мы размещаем резервуары в три группы: в двух будет по 6 резервуаров, а в третьей 5. Согласно [5] длина технологических трубопроводов парка ориентировочно равна Lтр=4135 м, тогда капиталовложения в данный трубопровод составят: Ктр= Lтр*К=4135*81, 96=338904, 6 тыс.руб. А общие капиталовложения в парк: Кобщ= Kp+Ктр=2819, 62 +338904, 6 =341724, 22 тыс.руб.
Из всех рассмотренных вариантов самым выгодным (по минимуму капиталовложений в парк) является вариант 1бРВС 50000с плавающей крышей, с рулонированной стенкой и n=6 и технологическим трубопроводом парка Dн=820 мм и δ =10мм.
Технологическая схема насосной станции представляет собой технологическую обвязку основных объектов станции, которая объединяет данные объекты в одно целое и придает их определенные функциональные зависимости [1]. 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.
Принимаемая нефть с промыслов или НПЗ проходит предварительную очистку от механических примесей с помощью фильтров-грязеуловителей, в нашей курсовой примем их число как в типовом варианте, равное трем, при параллельном их соединении. Затем нефть поступает в узел предохранительных устройств, защищающего входные коммуникации и оборудование на них от повышенного давления путем сброса части нефти из коммуникаций в резервуарный парк (примем число предохранительных клапанов, равным 7). После чего нефть поступает на узел учета, где производится не только измерение количества поступающей нефти, но и определение ее качества (примем число расходомеров, равное 5). После узла учета нефть поступает в резервуарный парк, откуда идет на подпорную насосную станцию, с общим числом насосов, равным двум (один рабочий и один резервный), на входе каждого насоса устанавливается сетчатый фильтр тонкой очистки, на входе – обратные клапаны. После подпорной НС нефть идет на второй узел предохранительных устройств, защищающий коммуникации и оборудование после подпорной. 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 регулирования требуемого давления в магистрали на выходе основной станции предусмотрен узел регулирования давления методом дросселирования при помощи дросселирующей заслонки (число регулирующих устройств принимаем равным двум с параллельной схемой соединения). ГНПС с магистральным
нефтепроводом связывает узел подключения к магистрали, представляющий собой камеру пуска скребка и диагностического снаряда с соответствующими трубопроводами и запорной арматурой. Примем диаметр основных технологических трубопроводов равным ближайшему меньшему по сортаменту диаметру магистрали, т.е. Dн=820 мм, а диаметр трубопроводов утечек равным Dу.н=820 мм. С учетом всего вышесказанного и опираясь на соответствующие нормы проектирования и типовые схемы [3; 5; 7; 12; 13], проектируем свою технологическую схему.
Для регулирования режима работы необходимо произвести построение совместной характеристики насосов и трубопровода (приложение 3). При построении характеристики насосов возьмем любые пять подач с их комплексной характеристики [2, приложение 21], и определим соответствующий напор. Принятые напоры для заданных подач запишем в таблицу 4.
Напоры при подачах Q1, Q2, Q3, Q4, Q5.
Таблица 4.
Требуемый напор станции для рабочей производительности Qчас=4447, 29 м3/час равен Нтр=643 м (см. пункт 1 данной курсовой). А для максимальной 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 характеристика 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 необходимо убрать напор, равный 837-643=194 м. Рассматривая все теоретические методы регулирования режима работы НС, совмещенную характеристику и учитывая то, что регулирование необходимо провести на длительный период следует рассмотреть два метода: 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 [2, приложение 21], Т.к. Qчас не будет входить 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 (приложение 1.). Тогда при обрезке рабочего колеса на 10% на трех основных насосах суммарный напор НС:
что больше Нтр на: 651 – 642=9 м. Эту величину необходимо 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 необходимо убрать напор, равный 801-681, 6=119, 4 м. В данном случае мы также рассматриваем два метода: смена ротора насоса и обточка рабочего колеса. Но так как Qчас.max=4788, 56 м3/час, то это значение не будет входить в рабочую зону насоса с ротором на подачу 0, 7 Qчас (2880 – 4320 м3/час), следовательно, этот вариант для нас неприемлем. Так как мы уже имеем роторы, обрезанные на 10%, то нам целесообразнее рассмотреть вариант, в котором 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 одного насоса составит Н0=166 м, а напор основного насоса без обрезки Н0 max=225 м (D’2=450мм). Тогда суммарный напор НС:
Этот напор практически соответствует Нтр.max=681, 6 м, значит обрезка третьего колеса не требуется. Определяем максимально допустимый дифференциальный напор станции Нmax [1], из условия сохранения прочности трубопровода и корпуса насоса, где n*Hн=Нmax, т.е.:
В качестве Нmax принимаем наименьшее из двух полученных значений: Нmax=672, 6 м. Определяем максимально 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, полученным в ходе расчета режима работы НС для Нтр.max=681, 6 м:
 
В качестве hmax принимаем наименьшее из двух полученных значений: hmax=100, 05 м. Определяем минимально 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.
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. 14. Новоселов В.Ф. Трубопроводный транспорт нефти и газа. Технологический расчет нефтепродуктопроводов (учебное пособие). Уфа, 1986 Введение. Перекачивающая станция – это сложный комплекс инженерных сооружений, предназначенный для создания необходимого рабочего давления в магистральных нефтепродуктопроводах. Перекачивающие станции размещаются по трассе трубопровода на расстоянии 80-150 км одна от другой. Расстояние между станциями определяют путем гидравлического расчета в зависимости от рабочего давления и пропускной способности нефтепродуктопровода. Головная перекачивающая станция, располагаемая по технико-экономическим соображениям вблизи нефтеперерабатывающих заводов или крупных перевалочных нефтебаз, предназначается для приема нефтепродуктов с заводов или нефтебаз. Головная перекачивающая станция включает в свой состав: насосную; резервуарный парк; камеру пуска скребка, совмещенную с узлом подключения перекачивающей станции к магистральному продуктопроводу; сеть технологических трубопроводов с площадками фильтров и камерами задвижек или узлами переключения; понизительную электростанцию с открытым распределительным устройством или электростанцию собственных нужд, если основные насосы оборудованы приводом от двигателей внутреннего сгорания или газотурбинных установок; комплекс сооружений по водоподготовке и водоснабжению станции и жилого поселка; комплекс сооружений хозяйственно-фекальной и промышленно-ливневой канализации; котельную с тепловыми сетями; объекты вспомогательных служб – инженерно-лабораторный корпус, пожарное депо, узел связи, мастерские КИП, административный блок, складские помещения. В некоторых случаях могут быть использованы отдельные сооружения уже имеющихся предприятий. Головные перекачивающие станции, являясь наиболее ответственной частью всего комплекса нефтепродуктопровода, во многом определяют его работу в целом. [12] В данной курсовой работе производится проект ГНПС, включающий выбор основного оборудования станции, расчет режима работы НС, разработку технологической схемы станции и резервуарного парка. Целью работы является углубление и закрепление знаний по проектированию и эксплуатации НС.
Определяем диаметр магистрального нефтепровода и рабочее давление по массовой производительности. Q=32 млн.т./год, тогда Рраб=5, 3–5, 9 МПа, D=1020 мм. [3] Популярное:
|
Последнее изменение этой страницы: 2016-08-31; Просмотров: 1685; Нарушение авторского права страницы
м3/час: Нподп=129 м, η =83, 7%, а при Qmax час= 
м3/час: Нподп=123 м, η =86, 1%.
, 
