Строительство газопровода высокого давления

3. Выбор основного насосно-силового оборудования

Определяем пропускные способности нефтепровода в час:

;

в секунду:

.

По полученной пропускной способности для перекачки нефти по Таблице 11 §1 4 выбираем центробежный насос НМ-10000-210 со сменным ротором на Q_v = 5000 м³/час и подпорный насос НМП-5000-115 с Q_v = 1,389 м³/с и h = 115 м.

Рис. 2

По характеристике H-Q насоса (см. рис. 2) при Q_v = 4960,3 м³/час находим Н_нас= 215м.

Для перекачки нефти Q_v= 4960,3 м³/час головную насосную станцию комплектуем тремя основными насосами НМ-10000-210 со сменным ротором на Q_v = 5000 м³/час (так как требуемая подача насосов больше 360 м³/час) и одним резервным, а также одним основным и одним резервным подпорными насосами НМП-5000-115.

Общий напор, создаваемый головной насосной станцией, будет равен:

Н_гнс = 3Н_нас+h = 3215+115 = 760м,

а расчетное давление в нефтепроводе будет равно:

P = gH_гнс = 8649,81760 = 4,7 МПа.

4. Механический расчет

По Таблице 3 §1 4 для пропускной способности 36 млн. т/год и расчетному давлению 4,7 МПа выбираем конкурирующие диаметры трубопровода:

920 мм с толщиной стенки 8-16 мм;

820 мм с толщиной стенки 7-16 мм;

1020 мм с толщиной стенки 9-18 мм;

изготовленные из стали 14ХГС.

Определяем расчетное сопротивление металла трубы и сварных соединений:

где, R_1n - нормативное сопротивление равное минимальному пределу прочности (для стали 14ХГС по Таблице 7 §1 4 R_1n = 500 МПа);

m₀ - коэффициент условий работы трубопровода (по Таблице 1 СНиП 2.05.06.-85 1 для трубопроводов категорий m_о = 0,9);

к₁ - коэффициент надежности по материалу (по Таблице 9 СНиП 2.05.06.-85 1 для стали 14ХГС к₁ = 1,47);

к_н - коэффициент надежности по назначению (по Таблице 1 СНиП 2.05.06.-85 4 для трубопроводов с диаметром 1000 мм к_н = 1, для трубопроводов с диаметром 1000 мм к_н = 1,05).

Тогда для трубопроводов 820 мм и 920 мм

,

а для трубопровода 1020 мм

,

Вычисляем расчетное значение толщины стенки для конкурирующих диаметров трубопровода:

;

где, n - коэффициент перегрузки (по Таблице 13 СНиП 2.05.06.-85 1 для нефтепродуктопроводов диаметром более 700 мм n = 1,15; во всех остальных случаях n = 1,1).

D_н - наружный диаметр трубопровода, мм;

p - расчетное давление трубопровода, МПа.

. Труба 9208 мм.

. Труба 8208 мм.

. Труба 102010 мм.

5. Гидравлический расчет нефтепровода

Для определения потерь напора в трубопроводе необходимо определить режим течения нефти, характеризующийся критерием Рейнольдса, сравнить его с граничными величинами для каждого диаметра трубопровода и определить коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода. нефть перекачка станция резервуарный

Величину критерия Рейнольдса вычисляем по формуле:

где Q_v - объемный расход трубопровода, м³/с;

D - внутренний диаметр трубопровода, мм;

- кинематическая вязкость нефти, м²/с.

Определяем режим течения нефти для трубопровода 9208 мм:

Границей между областями трения для нефтепровода 9208 мм будет величина

где к=0,03 мм - абсолютная эквивалентная шероховатость (Таблица 16 §3 4).

Так как 2000 Re₉₂₀ Re_1, то режим течения нефти в трубопроводе 9208 мм лежит в области гладкого трения, и для расчета коэффициента гидравлического сопротивления трубопровода применяем формулу Блазиуса:

Определяем режим течения нефти для трубопровода 8208 мм:

Так как 2000 Re₈₂₀ Re_1, то режим течения нефти в трубопроводе 8208 мм лежит в области гладкого трения, и для расчета коэффициента гидравлического сопротивления трубопровода применяем формулу Блазиуса:

Определяем режим течения нефти для трубопровода 102010 мм:

Так как 2000 Re₈₂₀ Re_1, то режим течения нефти в трубопроводе 102010 мм лежит в области гладкого трения, и для расчета коэффициента гидравлического сопротивления трубопровода применяем формулу Блазиуса:

Расчет гидравлических потерь напора в нефтепроводе на трение производим по формуле:

где L - длина нефтепровода, м;

W - средняя по сечению скорость движения жидкости в нефтепроводе, м/с. Она определяется по формуле:

м/с;

м/с;

м/с.

Получаем:

,

Потери напора на преодоление местных сопротивлений принимаем равными 1% от величины потерь напора на трение:

h₉₂₀= 0,01h₉₂₀ = 0,013463 = 34,63 м,

h₈₂₀= 0,01h₈₂₀ = 0,016021 = 60,21 м,

h₁₀₂₀= 0,01h₁₀₂₀ = 0,012134 = 21,34 м.

Перепад высот

z = z₂ - z₁ z = 106 - 197 = - 91 (м).

Общие потери напора в нефтепроводе будут равны:

H₉₂₀ = h₉₂₀+h₉₂₀+z = 3463+34,6 -91 = 3406,6 м.

H₈₂₀ = h₈₂₀+h₈₂₀+z = 6021+60,2 -91 = 5990,2 м.

H₁₀₂₀ = h₁₀₂₀+h₁₀₂₀+z = 2134+21,3 -91 = 2064,3 м.

Определяем число насосных станций:

где Н - потеря напора;

h - подпор (115 м);

Н_ст - общий напор станции (645 м).

Принимаем 5 станций.

Принимаем 9 станций.

Принимаем 3 станции.

6. Экономический расчет

Для определения оптимального диаметра нефтепровода необходимо сравнить приведенные затраты трех вариантов. Вариант с наименьшими приведенными затратами будет являться оптимальным.

Приведенные затраты определяются по формуле:

П=КЕ_н+Э,

где К - капитальные вложения,

Э - эксплуатационные расходы,

Е_н - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений. Для (нефтяной и газовой промышленности Е_н = 0,12 1/год) трубопроводного транспорта Е_н = 0,15 1/год.

Эксплуатационные расходы:

Э=SGL,

где S - себестоимость перекачки нефти, зависящая от диаметра трубопровода (по Таблице §2 4 S₉₂₀=0,066 коп./т км, S₈₂₀=0,069 коп./т км, S₁₀₂₀=0,065 коп./т км).

Э₉₂₀ = 0,000663610⁶708 = 16822080 (руб./км).

Э₈₂₀ = 0,000693610⁶708 = 17586720 (руб./км).

Э₁₀₂₀ = 0,000653610⁶708 = 16567200 (руб./км).

Капитальные вложения.

К = С_лL + С_гнс + С_пнсрn_пнср + С_пнс(n_о-n_пнср-1),

где С_л - стоимость единици длины трубопровода в зависимости от диаметра (по Таблице §2 4): С_л920=113,6 тыс. руб./км, С_л820=91,1 тыс. руб./км, С_л1020=136,1 тыс. руб./км.

С_гнс - стоимость сооружения головной насосной станции, С_гнс= 12300 тыс. руб.,

С_пнс - стоимость сооружения промежуточной насосной станции, С_пнс= 2788 тыс. руб. (Таблица 12 §2 4);

С_пнср - стоимость сооружения промежуточной насосной станции с резервуарным парком,

n_пнср - количество промежуточных насосных станций с резервуарным парком, так как длина нефтепровода меньше 800 км, то n_пнср= 0.

Имеем:

К₉₂₀= С_л920L + С_гнс + С_пнс(n_о-1) = 113,6708 + 12300 + 2788(5-1) = 103880,8 (тыс. руб.).

К₈₂₀= С_л820L + С_гнс + С_пнс(n_о-1) = 91,1708 + 12300 + 2788(9-1) 99102,8 (тыс. руб.).

К₁₀₂₀= С_л1020L + С_гнс + С_пнс(n_о-1) = 136,1708 + 12300 + 2788(3-1) = 114234,8(тыс. руб.).

Тогда приведенные затраты будут равны:

П₉₂₀=К₇₂₀Е_н+Э₉₂₀= 103880,80,15+16822,08 = 32404,2 (тыс. руб./год),

П₈₂₀=К₈₂₀Е_н+Э₈₂₀= 99102,80,15+17586,72 = 32452,14 (тыс. руб./год),

П₁₀₂₀=К₁₀₂₀Е_н+Э₁₀₂₀= 114234,80,15+16567,2 = 33702,42 (тыс. руб./год).

Сравнивая приведенные затраты, делаем вывод, что для перекачки 36 млн. т нефти в год экономически выгодно строительство нефтепровода 9208 мм , как нефтепровода с наименьшими приведенными затратами.

7. Построение совмещенной характеристики нефтепровода и перекачивающей станции

Для построения характеристики нефтепровода воспользуемся формулой Лейбензона для режима течения Блазиуса:

где

= 0,0247, m = 0,25,

L = 708 км, D = 904 мм, n = 5 станций,

z = - 91 м, = 0,2410^-4 м²/с.

Подставив значение для f (м²/с) в формулу Лейбензона, получим:

Н = 1996,66Q^2-m+Z = 1996,66Q^1,75 - 91.

Теперь, подставляя вместо Q цифровые значения объемного расхода, находим соответствующие им значения напора и сводим их в таблицу, по данным которой строим характеристику нефтепровода.

Таблица 3

Суммарная характеристика пяти нефтеперекачивающих станций (по 3 основных насоса в каждой), работающих последовательно, получается путем сложения отдельных напоров при одинаковых подачах:

Н_нпс = n 3Н_нас + h = 5 3Н_нас + 115.

Для построения характеристики перекачивающих станций составляем таблицу, куда заносим значения Н_нпс, вычисленные в зависимости от Q_нас по характеристике Q(H) основного насосного оборудования.

Таблица 4.

По данным таблиц 3 и 4 строим совмещенную характеристику работы перекачивающих станций и нефтепровода (Рис.3). Находим рабочую точку. Q = 4950 м³/час, Н = 3366 м.

Рис. 3

8. Расчет объема резервуарного парка головной НПС

Объем резервуарного парка головной НПС принимаем равным объему двухсуточной перекачки нефти,

и состоящим из двенадцати металлических резервуаров объемом по 20000 м³ каждый.

9. Генеральный план и состав сооружений станций. Технологическая схема

Место расположения перекачивающих станций по трассе трубопроводов определяется в соответствии с гидравлическим расчетом.

При выборе мест расположения станций учитывается необходимость рационального и комплексного использования энергетических ресурсов, систем тепло- и водоснабжения, канализационных и очистных сооружений, общественного строительства района.

Площадку под станцию выбирается в соответствии с проектом планировки и застройки района строительства. Выбор обосновывается сравнением технико-экономических показателей различных вариантов размещения станций на других площадках этого района. Размеры площадки следует принимать минимально необходимыми с учетом рациональной плотности застройки, а также возможности расширения станции.

Рельеф площадки должен быть спокойным, пологим, с определенно выраженным углом для удобства отвода поверхностных вод, создания благоприятных условий работы системы самотечной канализации и возможности проведения самотечных технологических операций. Грунты на площадке должны иметь достаточную несущую способность (не ниже 0,12 МПа). Породы, принятые за естественное основание, должны быть прочными и устойчивыми.

Генеральный план станции должен обеспечивать наиболее экономичный производственный процесс на минимальной территории с учетом размещения во всех возможных случаях технологического оборудования на открытых площадках. При разработке генерального плана обеспечивается наиболее рациональное размещение зданий и сооружений с учетом сторон света и преобладающего направления ветров.

Для приема нефти с установок по её подготовке и перекачки их в магистральный трубопровод предназначена головная НПС. Головная НПС включает в свой состав: насосную станцию, подпорную насосную, обеспечивающую бескавитационную работу основных насосов: резервуарный парк; камеру пуска скребка, совмещенную с узлом подключения перекачивающей станции к магистральному трубопроводу; площадку с предохранительными устройствами; установку счетчиков жидкости; помещение с регулирующими устройствами и сеть технологических трубопроводов с площадками фильтров и камерами задвижек или узлами переключения.

Промежуточная НПС предназначена для повышения давления перекачиваемой нефти в магистральном трубопроводе. Промежуточные НПС имеют в своем составе те же объекты, что и головные, но без резервуарного парка.

Технологическая схема головной перекачивающей станции приведена на рис.4.

Поступая на площадку головной станции, нефть проходит через камеру (площадку) фильтров 10, где очищается от механических примесей, затем через камеру (площадку) расходомеров 12 и по коллекторам через манифольды 16 поступает в любой из резервуаров 17. После отстоя нефть, пройдя манифольд, поступает в подпорную насосную 15. Далее подпорные насосы подают нефть во всасывающую линию основной насосной 5. Пройдя последовательно работающие агрегаты и камеру регулирующих клапанов 8, нефть под давлением через камеру пуска скребка 7 поступает в магистраль.

Рис. 4. Технологическая схема головной перекачивающей станции:

1 - резервуар-сборник утечек, 2 - коллектор утечек, 3 - коллектор разгрузки, 4 - магистральный насос, 5 - перекачивающая насосная, 6 - регулирующая заслонка, 7 - узел запуска скребка, 8 - узел регуляторов давления, 9 - узел обратных клапанов, 10 - фильтр, 11 - замерный узел, 12 - расходомеры, 13 - задвижка с электроприводом, 14 - подпорный насос, 15 - подпорная насосная, 16 - узлы переключения (манифольды), 17 - резервуары.

Заключение

На основании проведенного технологического расчета можно сделать вывод, что для перекачки западнотебукской нефти объемом 36 млн. тонн в год оптимальным является магистральный трубопровод 9208 мм с пятью нефтеперекачивающими станциями.

Объем резервуарного парка головной НПС равен объему двухсуточной перекачке нефти, и состоит из двенадцати металлических резервуаров объемом по 20000 м³ каждый.

Промежуточная НПС распологается на расстоянии 344 км от головной НПС.

Список использованной литературы

1. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Минстрой России.- М.: ГУП ЦПП, 1997. - 60с.

2. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов. Под ред. А.К. Дерцакяна,- Л.: Недра, 1977. - 519с.

3. Касьянов В.М. Гидромашины и компрессоры. Учебник для вузов.- М.: Недра, 1981. - 295с.

4. Тугунов П.И. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. М., Недра, 1981, 184 с.

Размещено на Allbest.ru