Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 3)

При размещении площадок ВЗиС должны быть учтены требования п.6.5.9, 6.5.9.10 РД-13.220.00-КТН-148-15[37]:

• до мест разработки или открытого залегания торфа – не менее 100 м;

• до лесных насаждений хвойных и смешанных пород – не менее 50 м;

• до лесных насаждений лиственных пород – не менее 20 м;

• территория строительного го родка в весенне-летний пожароопасный период должна быть защищена по периметру минерализованной полосой шириной не менее 2,5 м.

Вырубленный лес складируется на специально отведенной площадке размером 100х70 м. Ответственность за сохранность древесины возлагается на подрядную организацию.

Реализация древесины, которая получена при использовании лесов, расположенных на землях собственников, в целях строительства линейных объектов осуществляется в соответствии с действующей процедурой согласования с администрацией.

Порубочные остатки и пни, полученные от валки леса, захораниваются в полосе отвода земли.

1. Решения по инженерной подготовке территории и организации рельефа вертикальной планировкой

Площадка НПС № 27 расположена н а не заливаемом участке, не подверженном оползневым и карстовым явлениям. На участке изысканий площадки НПС № 27 грунтовые воды не встречены. Инженерная подготовка территории не требуется.

При проектировании НПС №27 применяется сплошная вертикальная планировка площадки. Планировка территории и автодорог выполняется с учетом существующего рельефа, из условий нормального водоотвода от зданий и сооружений. Минимальный уклон поверхности площадки НПС №27 принят 0,003.

Здания и сооружения, расположенные на территории производственной зоны, размещены ниже по рельефу по отношению к зданиям и сооружениям других зон площадки НПС №27.

Отвод поверхностных вод не подверженных контакту с производственными загрязнениями, предусматривается рассредоточенным по спланированному рельефу за пределы территории площадки НПС №27. Перепуск поверхностных вод под полотном автодорог предусматривается металлическими гофрированными трубами диаметром 1.00 м.

Откосы насыпи выполняются с крутизной 1:1.5 с выполнением мероприятий по их закреплению.

1. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

Выполняется в соответствии с требованиями СНиП: [7], [10], СНиП III-42-80 «Магистральные трубопроводы».

1. Механический расчет

Таблица 2.1 – Исходные данные

Вычисляем рабочие параметры перекачиваемой нефти.

Парамет р рабочей плотности вычисляем по формуле:

 _Т =  ₂₉₃ / 1+_р  (Т-293), (1)

Где  _Т,  ₂₉₃– плотность нефтепродукта соответственно при температурах Т и 293 К;

_р – коэффициент объемного расширения, 1/К;

 _Т = 845 / (1+0,000868  (-30,9)) = 868,29 кг/м³.

Параметр рабочей вязкости:

Задана  = 0,25  10^-4 м²/с.

Исходя из пропускной способности G = 50 млн. т/год выбираем предварительный Dн = 1067 мм, н = 10..20 мм, число рабочих дней 355 суток.

Находим расчетную часовую пропускную способность МН по формуле:

, (2)

где N - расчетное число суток работы нефтепровода;

G - пропускная способность нефтепровода, млн. т / год.

м³ /ч

Выбор насосов.

Основные: НМ 10000-250 с установленным сменным ротором производительностью 9150 м³ /ч, удовлетворяют условию 0,8Qн  Qч  1,2Qн

0,86149  6761 1,26149;

4919 6761 7379

Два подпорных: НПВ 3600-90 ставим их параллельно, удовлетворяют условию 0,8Qн  Qч 1,2Qн

0,8 (3600+3600)  6761 1,2 (3600+3600);

5760  6761  8640

Определение напора насосов при часовой подачи.

По техническим характеристикам выбираем насосы НМ 10000-250 и НПВ 3600-90. Напор этих насосов при расчетной часовой подачи вычисляем по формуле:

Для НПВ 3600-90, где Н₁ + Н₂ = Н_2,1

Н₁ = Н₀ + а  Qч – в (Qч /2)²; (3)

Н₂ = Н₀ + а  Qч – в  (Qч /2)²;

Н₁ = 94,8 – 3,2  10^-6 11427780,25 = 58,23 м;

Н₂ = 58,23 м ; Н_2,1 = 116,46 м

Для НМ 10000-250

h = Н₀ + а  Qч – в  (Qч)², (4)

где Н₀; а; в – эмпирические коэффициенты.

h = 250,3 – 8,54 10^-745711121=211,26 м

Расчет рабочего давления.

Рассчитываем рабочие давление на выходе насосной станции по формуле:

Р =  _Т  g  (m  h + Н_1,2), (5)

где Р – рабочие давление;

g – ускорение свободного падения, 9,81 м/с²;

m - число основных насосов, 3.

Р = 868,29  9,81  (3  211,26 + 116,46) = 6,3  10⁶ Па

Запорная арматура на нефтепроводе рассчитана на давление Р_ = 6,4 мПа (РР_), условие выполняется.

Находим толщину стенки трубопровода и внутренний диаметр.

Определение толщины стенки нефтепровода необходимо для обеспечения безопасности и непрерывности работы трубопровода при заданном рабочем давлении.

Вычисляем расчетное сопротивление металла трубы по формуле:

(6)

где _вр –минимальный предел прочности;

m_o – коэффициент условий работы трубопровода;

К₁ –коэффициент надежности по материалу;

К_н – коэффициент надежности по назначению трубопровода.

Вычисляем расчетную толщину стенки трубы по формуле:

(7)

где n₁ – коэффициент надежности по нагрузке, равный 1,15.

D_н – наружный диаметр, 1067 мм.

Округляем данное значение до ближайшего большего стандартного значения  _н= 13 мм.

Определяем внутренний диаметр нефтепровода по формуле:

d = D_н – 2  _н , (8)

d = 1,067– 2 × 0,013 = 1,041 м

1. Гидравлический расчет

Определяем секундный расход нефти и ее скорость по формулам (9) и (10)

Q = Qч / 3600 (9)

где Qч – часовая производительность, м³/ч.

Q = 6761 / 3600 = 1,878 м³/с;

V = 4  Q /   d², (10)

где d – внутренний диаметр, м.

V = 4  1,878 / 3,14  (1,041)² = 2,208 м/с

Определяем число Рейнольдса по формуле:

R_e= V d / _р, (11)

где V – скорость нефти;

_р – вязкость нефти, 0,25  10^-4 м²/с.

R_e= 2,208  1,041 / 0,25  10^-4 = 91941,12

Режим течения нефти турбулентный R_e2320.

Определяем шероховатость труб по формуле:

 = Кэ / d, (12)

где Кэ - коэффициент эквивалентный шероховатости труб, для новых чистых труб, равный 0,02.

 = 0,02 / 1041 = 1,92  10^-5

Определяем первое переходное число Рейнольдца по формуле:

R_e1= 10 /  , (13)

R_e1=10 / 1,92  10^-5= 520833,3

Так как R_e R_e1, то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб и коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле:

 = 0,3164 / R_e⁰, (14)

 = 0,3164 / (91941,12)^0,25 = 0,0182

Вычисляем гидравлический уклон по формуле:

I =   V ² / d  2  g, (15)

I = 0,0182  4,87 / 20,4 = 0,0043

Вычисляем полные потери в трубопроводе по формуле (16), т. к. L400-600 км, то Nэ =1.

Н = 1,02  I  L + Z + Nэ  H_кп, (16)

где Н_кп – остаточный напор в конце трубопровода, 37 м;

L – длина нефтепровода, 260 км;

Z – разность геодезических отметок конца Z₂ и начала Z₁ трубопровода, 140 м.

Н = 1,02  0,0043  260  10³ + 140 + 1 37 = 1317,36 м

1. Построение совмещенной характеристики нефтепровода и насосных станций

Расчетный напор одной станции по формуле:

Н_ст = m  h, (17)

где m-число рабочих насосов, h-напор насоса, м;

Н_ст= 3  211,44 = 634,32 м

Расчетное число насосных станций по формуле:

n= Н – Nэ  Н_2,1 / Н_ст , (18)

n = (1317,36 – 116,46) / 634,32 = 1,89 2

n_н = m  n; n_н = 3  2 = 6 - общие число работающих основных насосов на насосных станциях.

На рисунке 2.1 приведена совмещенная характеристика нефтепровода и насосных станций при общем числе работающих основных насосов n_н= 6 (таблица 2.2).

Таблица 2.2 – Данные для построения совмещенной характеристики

Qч, куб.м/ч	Н = 1,02IL+Z+Hкп, (м)	Н = Н1,2+ nн  h, (м), при n=6
5000	867	1523
6761	1317	1384
7000	1397	1362
8000	1689	1261
9000	2086	1147

Рисунок 2.1 – График совмещенной характеристики нефтепровода и насосных станций для n_н = 6

1 – характеристика нефтепровода; 2 – работающие число насосов на НПС при разной производительности и расположению.

1. Расстановка насосных станций по трассе

Вычисляем длину перегона (L*), на который хватило бы напора Н_ст по формуле:

L*= Н_ст / 1,02  I, (19)

L*= 634,32 / 1,02  0,0043 = 144,6 км

При пос троении профиля в начале нефтепровода вверх в вертикальном масштабе откладываем напор Нст₁ = 634,32 м, а правее в горизонтальном масштабе L₁*=144,6 км. Линия, соединяющая концы данных отрезков, есть гидравлический уклон в нефтепроводе с учетом местных сопротивлений.

В точке пересечения линии гидравлического уклона с профилем трассы располагается НПС №29. Откладываем от нее вверх в масштабе напор Нст2 = 422,88 м и, проводя через полученную точку линию гидравлического уклона, в месте ее пересечения с профилем трассы, находим место расположения НПС №30.

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

В соответствии с п. 7.2.4 РД-91.010.30-КТН-086-12 в п.4 «Основные технические решения» приведено краткое описание основных технических решений по проектируемому объекту и инфраструктуре по проектным решениям разделов проекта.

1. Генеральный план нефтеперекачивающей станции

На площадке нефтеперекачивающей станции построены:

• магистральная насосная со вспомогательными сооружениями;

• технологические площадки;

• комплекс сооружений административно-хозяйственного назначения;

• операторная, закрытые распределительные устройства;

• комплекс сооружений линейно-эксплуатационной службы;

• узлы энергетических, водопроводных, противопожарных и канализационных сооружений.

Территория НПС разделена на две зоны:

• производственный блок;

• административно-хозяйственный блок.

Сооружения административно-хозяйственной зоны, особенно производства с открытым огнем, такие как мастерские, не следует, по возможности, располагать по отношению к другим производственным зданиям и сооружениям с наветренной стороны для ветров преобладающего направления. В высотном отношении они располагаются на более высоких отметках.

При проектировании организации рельефа принята система сплошной вертикальной планировки, с выполнением планировочных работ по всей территории. Вертикальные отметки зданий, сооружений и автодорог, а также планировка рельефа приняты с учетом существующего рельефа, из условий нормального водоотвода. Минимальный уклон площадки НПС принят 0,003.

Выполненная компоновка генерального плана и расположение по высотным отметкам проектируемых зданий и сооружений обеспечивают безопасную э ксплуатацию насосной.

Характеристики

Список файлов ВКР