|
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 |
условий сохранения прочности корпуса насоса и
трубопровода.[1, стр. 14]
где n ـ ـ округленное до целого числа количество насосов;
h ـ ـ подпор основного насоса, равный
hH – потери напора в коммуникациях НС со стороны нагнетания, примерно равные 5 м [1]; Pраб ـ ـ допустимое рабочее давление трубопровода, Pраб=5, 7 МПа; ρ t ـ ـ плотность при расчетной температуре t, кг/м3; g ـ ـ ускорение свободного падения, м2/с.
773 м > 691, 7 м, условие не выполняется; требуется усилить прочность трубопровода до рабочего давления:
Произведем расчет толщины стенки трубопровода для нового рабочего давления трубопровода, удовлетворяющего условиям прочности:
где δ ـ ـ толщина стенки трубопровода, мм; n ـ ـ коэффициент надежности по нагрузке, в нашем случае принимаемый равным n = 1, 15 по [4, таблица 13] Pраб ـ ـ рабочее давление трубопровода, МПа; R1 ـ ـ расчетное сопротивление растяжению металла труб, МПа; Dн наружный диаметр трубопровода, Dн =1020 м.
где R1н ـ ـ нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб, принимаемое равным минимальному значению временного сопротивления (предела прочности), для марки стали 14ХГС оно составляет 500 МПа, [2]; m ـ ـ коэффициент условий работы трубопровода, зависящий от категории участка трубопровода [4, таблица 1]. Для транспортировки нефти или нефтепродуктов по трубопроводам подземной прокладке диаметром ≥ 700 мм категории участка трубопровода будет считаться III [4, таблица 2]. => m = 0, 9. k1 и kн ـ ـ коэффициенты надежности, соответственно, по материалу и по назначению трубопровода. k1=1, 47 [4, таблица 9], kн=1, 00 [4, таблица 11].
где Pн ـ ـ допустимое рабочее давление насоса 73, 5·105 Н/м2 с подачей больше 360 м3/ч, [МПа];
Условие прочности корпуса выполняется.
Резервуарные парки на ГНПС магистралей служат аварийной емкостью для обеспечения ритмичной и бесперебойной работы трубопровода при авариях на промыслах и НПЗ или на магистрали, складом товарной продукции и буферной емкостью между технологическими объектами нефтепромыслов и магистрали. Емкость резервуарного парка ГНПС магистрали принимается в размере 2 – 3 суточной 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 потерь нефти и светлых нефтепродуктов от испарения должны применяться резервуары с плавающими крышами. Выбор типа, размера и количества резервуаров выполняется одновременно и в данной курсовой работе выбор может быть сделан по ориентировочному критерию – минимуму капиталовложений в парк. [1] Определим капиталовложения для нескольких вариантов парка, отличающихся типом и размером резервуаров, рассчитывая их ориентировочно как сумму сметной стоимости всех резервуаров плюс капиталовложения в технологические трубопроводы парка. [1] Определим в начале оптимальный диаметр и толщину стенки трубопроводов парка. В качестве конкурирующих вариантов рассмотрим трубопровод диаметром, равным диаметру магистрали и трубопроводы с ближайшими по сортаменту диаметрами труб. Таким образом, рассматриваем 3 варианта: Dн=1220 мм, Dн=1020 мм, Dн=820 мм. 1) Dн=1220 мм.
где δ ـ ـ толщина стенки трубопровода, мм; n ـ ـ коэффициент надежности по нагрузке, в нашем случае принимаемый равным n = 1, 15 по [4, таблица 13] Pраб ـ ـ рабочее давление трубопровода, МПа; R1 ـ ـ расчетное сопротивление растяжению металла труб, МПа; Dн наружный диаметр трубопровода, Dн =1220 мм.
m ـ ـ коэффициент условий работы трубопровода [4, таблицы 1, 2], m=0, 75. k1 и kн ـ ـ коэффициенты надежности, соответственно, по материалу и по назначению 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 или 30000 м3, Нрез=17, 9 м.
Капиталовложения 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.
Капиталовложения 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,
Капиталовложения в данный трубопровод составят: К=81, 96 тыс.руб/км. Из рассмотренных вариантов следует, что по условиям капиталовложений наиболее подходящим является трубопровод Dн=820 мм и δ =10мм. Рассмотрим несколько вариантов парка с использованием: 1. РВС 50000: а) с плавающей крышей, со стенкой полистовой сборки; б) с плавающей крышей, с рулонированной стенкой; в) с понтоном; 2. РВС 30000 с понтоном; 3. РВС 20000 с понтоном. 4. 1а) РВС 50000 с плавающей крышей, со стенкой 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 одного резервуара, kp=420 тыс.руб. [9]. Kp=6*420=2520 тыс.руб. Так как номинальный объем резервуара равен Vр=50000 м3, то объем группы может составлять Vгр=200000 м3, следовательно, мы размещаем резервуары в две группы: в одной будет 4 резервуара, а в другой 2. Согласно [5] длина технологических трубопроводов парка ориентировочно равна Lтр=1773 м, тогда капиталовложения в данный трубопровод составят: Ктр= Lтр*К=1773*81, 96=145315, 08 тыс.руб. А общие капиталовложения в парк: Кобщ= Kp+Ктр=2520+145315, 08=147835, 08 тыс.руб.
1б) РВС 50000 с плавающей крышей, с рулонированной стенкой. 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.
Ктр= Lтр*К=1773*81, 96=145315, 08 тыс.руб. А общие капиталовложения 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. Так как номинальный объем резервуара равен Vр=50000 м3, то объем группы может составлять Vгр=200000 м3, следовательно, мы размещаем резервуары в две группы: в одной будет 4 резервуара, а в другой 3. Согласно [5] длина технологических трубопроводов парка ориентировочно равна Lтр=1843 м, тогда капиталовложения в данный трубопровод составят: Ктр= Lтр*К=1843*81, 96=151052, 28 тыс.руб. А общие капиталовложения в парк: Кобщ= Kp+Ктр=2921, 8 +151052, 28 =153974, 08 тыс.руб.
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 Популярное:
|
Последнее изменение этой страницы: 2016-08-31; Просмотров: 842; Нарушение авторского права страницы
[4, формула 12]
[4, формула 4]
, 
, 
, 
