Проектирование и эксплуатация головной перекачивающей станции

Проектирование и эксплуатация головной перекачивающей станции

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.

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.

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ РАСЧЕТНЫХ ДАННЫХ

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.

Определяем расчетную температуру нефти в трубопроводе.

За расчетную 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.

где νt ــ âÿçêîñòü ïðè ðàñ÷åòíîé òåìïåðàòóðå t, сСт;

ν* ــ кинематическая вязкость жидкости при известной температуре t*, сСт;

t ــ ðàñ÷åòíàÿ òåìïåðàòóðà, îÑ;

t* ــ òåìïåðàòóðà äëÿ êîòîðîé èçâåñòíà âÿçêîñòü æèäêîñòè, îÑ;

U ــ коэффициент крутизны вискограммы.

U определяется по двум известным значениям вязкости ν1 и ν2 при температурах t1 и t2.

где ν1, ν2 ــ èçâåñòíûå âÿçêîñòè æèäêîñòè ïðè èçâåñòíûõ òåìïåðàòóðàõ t1 и t2, [сСт];

Определяем плотность при расчетной и максимальной температурах

где ρt ــ ïëîòíîñòü ïðè ðàñ÷åòíîé òåìïåðàòóðå t, кг/м3;

ρ20 ــ ïëîòíîñòü æèäêîñòè ïðè òåìïåðàòóðå 20°С, кг/м3;

ζ ــ òåìïåðàòóðíàÿ ïîïðàâêà.

Расчет часовой подачи станции.

Определим требуемую подачу. Для магистральных нефтепроводов подача указывается в млн. тоннах в год. На ее основе находится расчетная часовая Qчас (м3/час) и максимальная часовая Qмах.час (м3/час) подачи станции

где G ــ производительность станции, т/год;

ــ число часов в сутках,

ρt ــ расчетная плотность жидкости, кг/м3;

τ ــ количество рабочих дней станции в году выбирается в зависимости от протяженности и диаметра нефтепровода [3].

Для нефтепровода протяженностью 130 км и диаметром 1020 мм

τ - количество рабочих дней станции в году принимаем равное 353.

Расчет максимальной часовой подачи станции.

где Кп - коэффициент, учитывающий резерв пропускной способности

нефтепровода (подачи НС) на случай 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 ρ - расчетная плотность жидкости, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

hH - потери напора в коммуникациях НС со стороны нагнетания, примерно равные 5 м;

h - подпор насосов станции, ориентировочно равный 50 м;

Р - рабочее давление магистрального трубопровода, принимаемое в зависимости от годовой производительности станции [3]. Т.к. для нашей производительности Рраб=5,3-5,9 МПа, то ориентировочно примем Рраб=5,7 МПа.

2. ПОДБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГНПС

2.1 Подбор насосов

Так как расчетная температура tр=2.40C < 800C и вязкость νt=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= м3/час: Нподп=129 м, η=83,7%, а при Qmax час= м3/час: Нподп=123 м, η=86,1%.

Определим количество насосов.

Для создания требуемого напора Hнс = 643 м на головной нефтеперекачивающей станции определим требуемое количество рабочих насосов:

где n ــ êîëè÷åñòâî íàñîñîâ;

Ííñ ــ 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.

2.2 Пересчет характеристик насосов с воды на нефть

При перекачке вязких жидкостей напор и подача на режиме максимального к.п.д. меньше, чем при работе на воде, так как увеличиваются потери на трение, а мощность возрастает главным образом из-за увеличения дисковых потерь. На основании чисто теоретических заключений невозможно определить характеристику насоса, перекачивающего вязкий нефтепродукт, даже если известна его характеристика при работе на воде.

Характеристику насоса, перекачивающего вязкие нефтепродукты, строят путем пересчета характеристик, построенных для воды, с учетом поправочных коэффициентов [12].

Значения поправочных коэффициентов kQ, kH, kη определяют либо по графикам [12], либо по таблицам, путем интерполяции [7].

Число Рейнольдса, необходимое для определения поправочных коэффициентов, вычисляют по формуле

где Re  число Рейнольдса;

Qном ــ оптимальная подача насоса, м3/с;

νt ــ кинематическая вязкость жидкости при температуре перекачки,

[м2/с].

D2  наружный диаметр рабочего колеса, м;

b2  ширина лопатки рабочего колеса на наружном диаметре, м;

ψ  коэффициент сжатия сечения каналов лопатки на выходе (ψ= 0,9÷0,95).

Произведем пересчет характеристик для основного насоса

При Re > 7·103 коэффициенты kQ и kH мало отличается от единицы, т.е. увеличение гидравлических потерь при пересчете с воды на нефть незначительно. Коэффициент kη при этих значениях Re существенно отличается от единицы, что объясняется увеличением потерь на дисковое трение. И только при Re = 5·104 значение kη соответствует единице [12]. Тогда в нашем случае kQ= = kH =1, а kη = 0,988 [7, таблица 2.18].

Следовательно, производится пересчет для характеристики Q - η, а для характеристики Q - H пересчет производить не нужно, так как она остается практически без изменения.

Пересчет для Q - η производится только по η, а Q - не изменится.

Возьмем значения Q в рабочей зоне насоса:

Q=4000 м3/час ηн=0,988*0,848=0,838

Q=4800 м3/час ηн=0,988*0,880=0,869

Q=5600 м3/час ηн=0,988*0,857=0,847

Графическое изображение новой характеристики представлено в приложении 1.

Для пересчета характеристики Q - N используется формула для определения мощности [7].

где Q - расчетная подача насоса, м3/час;

Н - напор, соответствующий Q, м;

η - к.п.д., соответствующая Q и с пересчитанной характеристики.

Q=4000 м3/час; Н=239 м; η=0,838

Q=4800 м3/час; Н=214 м; η=0,869

Q=5600 м3/час; Н=182 м; η=0,847

Графическое изображение новой характеристики представлено в приложении 1.

Характеристика ∆hдоп.н.  Q пересчитывается по формуле

где ∆hдоп.н. ــ допустимый кавитационный запас для нефтепродукта, м;

∆hдоп.  допустимый кавитационный запас для воды, м;

∆Hкрt ــ òåðìîäèíàìè÷åñêàÿ ïîïðàâêà, ì;

∆hν ــ âÿçêîñòíàÿ ïîïðàâêà, м.

где PS  давление насыщенных паров жидкости при максимальной

температуре перекачки, МПа;

ρmax  плотность жидкости при максимальной температуре перекачки,

т/м3.

где Re  число Рейнольдса во входном патрубке насоса;

υвх  скорость потока во входном патрубке насоса, м/с;

g ــ óñêîðåíèå ñâîáîäíîãî ïàäåíèÿ, м/с2.

Согласно расчетам (см. раздел 1 данной курсовой работы) ρmax=830,4 кг/м3. Рs=0,062 МПа, Dвх=0,700 м - диаметр входного патрубка насоса.

 по характеристике насоса

Пересчет выполняем для трех - четырех подач из рабочей зоны характеристик насосов. Полученные данные сводим в таблицу 2.

Таблица 2

Графическое изображение новой характеристики представлено в приложении 1.

Произведем пересчет характеристик для подпорного насоса.

В нашем случае kQ=kH =1, а kη = 0,988 [7, таблица 2.18].

Следовательно, производится пересчет для характеристики Q - η, а для характеристики Q - H пересчет производить не нужно, так как она остается практически без изменения.

Пересчет для Q - η производится только по η, а Q - не изменится.

Возьмем значения Q в рабочей зоне насоса:

Q=4000 м3/час ηн=0,988*0,828=0,818

Q=4800 м3/час ηн=0,988*0,854=0,844

Q=5600 м3/час ηн=0,988*0,831=0,821

Произведем пересчет мощностной характеристики Q - N:

Q=4000 м3/час; Н=131 м; η=0,818

Q=4800 м3/час; Н=121 м; η=0,844

Q=5600 м3/час; Н=106 м; η=0,821

Произведем пересчет характеристики ∆hдоп.н.  Q. Так как диаметры входных патрубков основного и подпорного насосов совпадают и равны Dвх=0,700 м, то скорости и числа Рейнольдса во входном патрубке насоса будут такими же как и у основного насоса, а значит вязкостная поправка, как и термодинамическая, останется без изменения:

 по характеристике насоса

Пересчет выполняем для трех - четырех подач из рабочей зоны характеристик насосов. Полученные данные сводим в таблицу 3.

Таблица 3.

2.3 Подбор двигателей к насосам

Подбор двигателей для привода насосов проводится по мощности и частоте вращения вала насоса nн и двигателя nд на основе технических характеристик двигателей [7,14]

где N ــ òðåáóåìàÿ ìîùíîñòü äâèãàòåëÿ, Вт;

кз - коэффициент запаса, равный 1,15 для электродвигателей мощностью менее 500 кВт и 1,10 - для электродвигателей с большей мощностью;

ρt - плотность при расчетной температуре t, кг/м3;

ηд - к.п.д. двигателя, ηд = 0,97;

H - действительный напор насоса соответствующий Qmax, м;

ηн - к.п.д. насоса соответствующий Qmax;

Qmax.сек - максимальная секундная подача станции, м3/сек;

g ــ óñêîðåíèå ñâîáîäíîãî ïàäåíèÿ, м/с2.

Для подобранного двигателя nд должно равняться nн.

Для насосов марки НМ 5000-210 соответственно подбираем электродвигатели

СТДП 3150-2УХЛ4

Nдв = 3150 кВт;

U = 6 или 10 кВ;

Масса = 12,35 т.

Определим потребляемую мощность насоса при данных условиях

nн = nдв

N < Nдв, следовательно двигатели выбраны верно.

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 условиях

nн = nдв

N < Nдв, следовательно двигатели выбраны верно.

2.4 Определение всасывающей способности насосов

Всасывающая способность насосов определяется для Qmax.час по формуле

где HS ــ допустимая высота всасывания насоса, м;

Pa ــ атмосферное (барометрическое) давление, н/м2;

ρmax ــ плотность жидкости при максимальной температуре перекачки, [кг/м3];

∆hдоп.н ــ äîïóñòèìûé êàâèòàöèîííûé çàïàñ äëÿ íåôòåïðîäóêòà, ì;

υвх  скорость потока во входном патрубке насоса, м/с;

g ــ óñêîðåíèå ñâîáîäíîãî ïàäåíèÿ, м/с2.

При HS отрицательном насосу требуется подпор величиной ׀ HS׀ , ïðè ïîëîæèòåëüíîì - íàñîñ èìååò ñàìîâñàñûâàþùóþ ñïîñîáíîñòü âåëè÷èíîé HS.

Для основного насоса

Основной насос не обладает самовсасывающей способностью.

Для подпорного насоса

Подпорный насос также не обладает самовсасывающей способностью.

Производим проверку правильности выбора насосов по допустимой высоте всасывания. Для ГНПС проверка производится только для подпорных насосов по следующим условиям:

) по развиваемому напору:

;

) по всасывающей способности:

,

где Нп - напор подпорного насоса, Нп=123 м;

Нsп - допустимая высота всасывания подпорного насоса, Нsп= -1,56 м;

hвп и hнп - потери напора на трение и на местные сопротивления во всасывающем и нагнетательном трубопроводах подпорной НС; при отсутствии данных по протяженности и диаметрам трубопроводов, принимаются ориентировочно равными по 5 м [1];

Δzп - разность геодезических отметок конца нагнетательного трубопровода подпорной НС (входной патрубок первого основного насоса) и начала всасывающего (патрубок самого удаленного резервуара), Δzп=5 м;

HS ــ допустимая высота всасывания основного насоса, HS= - 31,99 м;

Δzв - разность геодезических отметок всасывающего патрубка подпорного насоса и патрубка самого удаленного от подпорной НС резервуара, Δzв=5м;

h0 - обычно соответствует минимальному уровню взлива жидкости в резервуаре откачки; для стальных наземных резервуаров h0=1,0 м [14].

1) ;

) .

Первое условие выполняется, а второе - нет. Наиболее радикальным способом его выполнения является заглубление подпорной НС [1]. Необходимое заглубление насоса относительно резервуара находится по формуле

При положительном hз требуется заглубление не менее, чем на hз, при отрицательном - заглубления не требуется.

Следовательно, заглубляем подпорную НС на 6 м, при условии, что потери напора на трение и на местные сопротивления во всасывающем трубопроводе подпорной НС hвп, составят не более 2 м.

.5 Проверка расчетного числа рабочих насосов на выполнение условий сохранения прочности корпуса насоса и трубопровода.

где n ــ округленное до целого числа количество насосов;

Hн ــ напор развиваемый основным насосом для перекачиваемой жидкости при максимальной подаче (действительный напор одного насоса), м;

h ــ подпор основного насоса, равный

 - потери напора в коммуникациях НС со стороны нагнетания, примерно равные 5 м [1];

Pраб ــ äîïóñòèìîå ðàáî÷åå äàâëåíèå òðóáîïðîâîäà, Pраб=5,7 МПа;

ρt ــ ïëîòíîñòü ïðè ðàñ÷åòíîé òåìïåðàòóðå t, кг/м3;

g ــ 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 ــ толщина стенки трубопровода, мм;

n ــ коэффициент надежности по нагрузке, в нашем случае принимаемый равным n = 1,15 по [4, таблица 13]

Pраб ــ ðàáî÷åå äàâëåíèå òðóáîïðîâîäà, ÌÏà;

R1 ــ ðàñ÷åòíîå ñîïðîòèâëåíèå ðàñòÿæåíèþ ìåòàëëà òðóá, МПа;

Dн  наружный диаметр трубопровода, Dн =1020 м.

где R1н ــ нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб, принимаемое равным минимальному значению временного сопротивления (предела прочности), для марки стали 14ХГС оно составляет 500 МПа, [2];

m ــ 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 ــ êîýôôèöèåíòû íàäåæíîñòè, ñîîòâåòñòâåííî, ïî ìàòåðèàлу и по назначению трубопровода. k1=1,47 [4, таблица 9], kн=1,00 [4, таблица 11].

где Pн ــ äîïóñòèìîå ðàáî÷åå äàâëåíèå íàñîñà 73,5·105 Н/м2 с подачей больше 360 м3/ч , [МПа];

Условие прочности корпуса выполняется.

3. ПРОЕКТ РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА ГНПС

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.

п=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.

) Dн=1220 мм.

где δ ــ òîëùèíà ñòåíêè òðóáîïðîâîäà, ìì;

n ــ êîýôôèöèåíò íàäåæíîñòè ïî íàãðóçêå, â íàøåì ñëó÷àå ïðèíèìàåìûé ðàâíûì n = 1,15 по [4, таблица 13]

Pраб ــ ðàáî÷åå äàâëåíèå òðóáîïðîâîäà, ÌÏà;

R1 ــ ðàñ÷åòíîå ñîïðîòèâëåíèå ðàñòÿæåíèþ ìåòàëëà òðóá, ÌÏà;

Dн  наружный диаметр трубопровода, Dн =1220 мм.

где R1н ــ íîðìàòèâíîå ñîïðîòèâëåíèå ðàñòÿæåíèþ (ñæàòèþ) ìåòàëëà òðóá, ïðèíèìàåìîå равным минимальному значению временного сопротивления (придела прочности), для марки стали 17Г1С оно составляет 520 МПа, [2];

m ــ êîýôôèöèåíò óñëîâèé ðàáîòû òðóáîïðîâîäà [4, таблицы 1,2], m=0,75.

k1 и kн ــ êîýôôèöèåíòû íàäåæíîñòè, ñîîòâåòñòâåííî, ïî ìàòåðèàëó è ïî íàçíà÷åíèþ òðóáîïðîâîäà. 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.

) 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.

) 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.

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;

.        РВС 20000 с понтоном.

.       

а) 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:

=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.

б) 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:

= n*kp =6*385=2310 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=2310+145315,08=147625,08 тыс.руб.

в) 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

=31400 м3, [9]; kE=0,79 [2;13], kp=216,0 тыс.руб.

Тогда сметная стоимость резервуаров составит:

= 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:

= 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 1б РВС 50000 с плавающей крышей, с рулонированной стенкой и n=6 и технологическим трубопроводом парка Dн=820 мм и δ=10мм.

насос трубопровод резервуарный

4. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ГНПС

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.

5. РАСЧЕТ РЕЖИМА РАБОТЫ ГНПС

Для регулирования режима работы необходимо произвести построение совместной характеристики насосов и трубопровода/

При построении характеристики насосов возьмем любые пять подач с их комплексной характеристики, 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. 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. 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.

Список используемых источников

1. Перевощиков С. И. Проектирование и эксплуатация насосных станций (методические указание). Тюмень, 2004.

. 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.

. Деточенко А.В., Михеев А.Л., Волков М.М. Спутник газовика. М., Недра, 1977.

. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов. Под ред. Дерцакяна А.К. Л., Недра, 1977.

. Рубинов Н.З. Экономика трубопроводного транспорта нефти и газа. М., Недра, 1972.

. Мацкин Л.А., Черняк И.Л., Илембитов М.С. Эксплуатация нефтебаз. М., Недра, 1975.

. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Абузова Ф.Ф. и др. Транспорт и хранение нефти и газа. М., Недра, 1975.

. Едигаров С.Г., Михайлов А.Д., Проходов А.Д. и др. Проектирование и эксплуатация нефтебаз. М., Недра, 1982.

. Галлеев В.Б., Карпачев М.З., Харламенко В.И. Магистральные нефтепродуктопроводы. М., Недра, 1988.

. Трубопроводный транспорт нефти. Под ред. Вайнштока С.М. М., Недра Бизнесцентр, 2002. - Т.1.