Пояснительная записка (1212307), страница 4

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

Текст из файла (страница 4)

т в годВычисляем рабочие параметры перекачиваемой нефти.Параметр рабочей плотности вычисляем по формуле: Т =  293 / 1+р  (Т-293),Где Т,293–(1)плотность нефтепродукта соответственно при температурахТ 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.ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм. Лист№ докум.Подпись Дата17Исходя из пропускной способности G = 50 млн. т/год выбираемпредварительный Dн = 1067 мм, н = 10..20 мм, число рабочих дней 355 суток.Находим расчетную часовую пропускную способность МН по формуле:QG,24    (2)где N - расчетное число суток работы нефтепровода;G - пропускная способность нефтепровода, млн. т / год.Q50000000 6761 м3 /ч24  355  0,868Выбор насосов.Основные:НМ10000-250сустановленнымсменнымроторомпроизводительностью 9150 м3 /ч, удовлетворяют условию 0,8Qн  Qч  1,2Qн0,86149  6761 1,26149;4919 6761 7379Два подпорных: НПВ 3600-90 ставим их параллельно, удовлетворяютусловию 0,8Qн  Qч 1,2Qн0,8 (3600+3600)  6761 1,2 (3600+3600);5760  6761  8640Определение напора насосов при часовой подачи.По техническим характеристикам выбираем насосы НМ 10000-250 и НПВ3600-90.

Напор этих насосов при расчетной часовой подачи вычисляем поформуле:Для НПВ 3600-90, где Н1 + Н2 = Н2,1Н1 = 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 ; Н2,1 = 116,46 мДля НМ 10000-250h = Н0 + а  Qч – в  (Qч)2,(4)ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм. Лист№ докум.Подпись Дата18где Н0; а; в – эмпирические коэффициенты.h = 250,3 – 8,54 10-745711121=211,26 мРасчет рабочего давления.Рассчитываем рабочие давление на выходе насосной станции по формуле:Р =  Т  g  (m  h + Н1,2),(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 ПаЗапорная 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 обеспечениябезопасности и непрерывности работы трубопровода при заданном рабочемдавлении.Вычисляем расчетное сопротивление металла трубы по формуле:R1 RН1  m,k1  k н(6)где вр –минимальный предел прочности;mo – коэффициент условий работы трубопровода;К1 –коэффициент надежности по материалу;Кн – коэффициент надежности по назначению трубопровода.R1 550  0,75 307,83 МПа1,34  1,0Вычисляем расчетную толщину стенки трубы по формуле:o n p  P  Dн2  ( R1  n p  P),(7)где n1 – коэффициент надежности по нагрузке, равный 1,15.Dн – наружный диаметр, 1067 мм.ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.

Лист№ докум.Подпись Дата19o 1,15  6,3 1067 12,27 мм.2  (307,83  1,15  6,3)Округляем данное значение до ближайшего большего стандартногозначения  н= 13 мм.Определяем внутренний диаметр нефтепровода по формуле:d = Dн – 2  н ,(8)d = 1,067– 2  0,013 = 1,041 м2.2 Гидравлический расчетОпределяем 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/сОпределяем число Рейнольдса по формуле:Re= V d / р,(11)где V – скорость нефти;р – вязкость нефти, 0,25  10-4 м2/с.Re= 2,208  1,041 / 0,25  10-4 = 91941,12Режим течения нефти турбулентный Re2320.Определяем шероховатость труб по формуле: = Кэ / d,(12)где Кэ - коэффициент эквивалентный шероховатости труб, для новыхчистых труб, равный 0,02. = 0,02 / 1041 = 1,92  10-5Определяем первое переходное число Рейнольдца по формуле:ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.

Лист№ докум.Подпись Дата20Re1= 10 /  ,(13)Re1=10 / 1,92  10-5= 520833,3Так как Re Re1, то течение нефти происходит в зоне гидравлическигладких труб и коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется поформуле: = 0,3164 / Re0,(14) = 0,3164 / (91941,12)0,25 = 0,0182Вычисляем гидравлический уклон по формуле:I =   V 2 / d  2  g,(15)I = 0,0182  4,87 / 20,4 = 0,0043Вычисляем полные потери в трубопроводе по формуле (16), т. к. L400600 км, то Nэ =1.Н = 1,02  I  L + Z + Nэ  Hкп,(16)где Нкп – 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 м2.3Построение совмещенной характеристики нефтепровода и насосныхстанцийРасчетный напор одной станции по формуле:Нст = m  h,(17)где m-число рабочих насосов, h-напор насоса, м;Нст= 3  211,44 = 634,32 мРасчетное число насосных станций по формуле:n= Н – Nэ  Н2,1 / Нст ,(18)ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.

Лист№ докум.Подпись Дата21n = (1317,36 – 116,46) / 634,32 = 1,89 2nн = m  n; nн = 3  2 = 6 - общие число работающих основных насосов нанасосных станциях.На рисунке 2.1 приведена совмещенная характеристика нефтепровода инасосных станций при общем числе работающих основных насосов nн= 6 (таблица2.2).Таблица 2.2 – Данные для построения совмещенной характеристикиQч, куб.м/чН = 1,02IL+Z+Hкп, (м)Н = Н1,2+ nн  h, (м), при n=650008671523676113171384700013971362800016891261900020861147Рисунок 2.1 – График совмещенной характеристики нефтепровода инасосных станций для nн = 625002000Напор Н, м115002100050000200040006000800010000Производительность Q, куб.

м/ч1 – характеристика нефтепровода; 2 – работающие число насосов на НПС при разнойпроизводительности и расположению.ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм. Лист№ докум.Подпись Дата222.4 Расстановка насосных станций по трассеВычисляем длину перегона (L*), на который хватило бы напора Нст поформуле:L*= Нст / 1,02  I,(19)L*= 634,32 / 1,02  0,0043 = 144,6 кмПри построении профиля в начале нефтепровода вверх в вертикальноммасштабе откладываем напор Нст1 = 634,32 м, а правее в горизонтальноммасштабе L1*=144,6 км. Линия, соединяющая концы данных отрезков, естьгидравлический уклон в нефтепроводе с учетом местных сопротивлений.В точке пересечения линии гидравлического уклона с профилем трассырасполагается НПС №29.

Откладываем от нее вверх в масштабе напор Нст2 =422,88 м и, проводя через полученную точку линию гидравлического уклона, вместе ее пересечения с профилем трассы, находим место расположения НПС№30.ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм. Лист№ докум.Подпись Дата233 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬВ соответствии с п. 7.2.4 РД-91.010.30-КТН-086-12 в п.4 «Основныетехнические решения» приведено краткое описание основных техническихрешений по проектируемому объекту и инфраструктуре по проектным решениямразделов проекта.3.1 Генеральный план нефтеперекачивающей станцииНа 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;– узлыэнергетических,водопроводных,противопожарныхиканализационных сооружений.Территория НПС разделена на две зоны:– производственный блок;– административно-хозяйственный блок.Сооруженияадминистративно-хозяйственнойзоны,особеннопроизводства с открытым огнем, такие как мастерские, не следует, повозможности, располагать по отношению к другим производственным зданиям исооружениям с наветренной стороны для ветров преобладающего направления.

Ввысотном отношении они располагаются на более высоких отметках.При проектировании организации рельефа принята система сплошнойвертикальной планировки, с выполнением планировочных работ по всейтерритории. Вертикальные отметки зданий, сооружений и автодорог, а такжеЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм. Лист№ докум.Подпись Дата24планировка рельефа приняты с учетом существующего рельефа, из условийнормального водоотвода. Минимальный уклон площадки НПС принят 0,003.Выполненная компоновка генерального плана и расположение повысотным отметкам проектируемых зданий и сооружений обеспечиваютбезопасную эксплуатацию насосной.Генеральный план предусматривает устройство внутриплощадочныхпроездов, обеспечивающих возможность подъезда грузоподъемной техники ковсем узлам технологического оборудования.

Внутриплощадочные автодороги ипроезды предусматриваются с твердым покрытием.Автодорогивтехнологическойзонезапроектированывышепланировочного рельефа на 0,3-1,0 м, они служат дополнительным ограждающимвалом от случайных разливов нефти.Инженерные коммуникации на территории НПС в основном укладываютсяподземно, а кабельные разводки и теплотрассы надземно по эстакадам. Прокладкаосуществляется в обочинах автодорог, по свободной от застройки территории ипо кратчайшим расстояниям от поставщиков к потребителям.Отводповерхностныхвод,неподверженныхконтактуспроизводственными загрязнениями, осуществляется по спланированному рельефусо сбросом в пониженные места за пределы территории площадки. Перепускповерхностных вод под полотном автодорог предусматривается сборнымижелезобетонными трубами диаметром 0,5 м.Для повышения надежности охраны НПС в проекте предусматриваетсяосновное ограждение из металлической сетки, закрепленной на железобетонныхстолбах высотой 2,5 м.

Предусмотрено устройство полосы отчуждения шириной 5м в соответствии с типовыми решениями по проектированию НПС. Полосаотчуждения ограждается забором из колючей проволоки, или армированнойскрученной колючей ленты (АСКЛ) высотой 1,5 м.Благоустройством проектируемой площадки предусмотрено устройствомпешеходных дорожек с покрытием на основе резиновой крошки. При озеленениитерритории НПС предусмотрено применением местных видов древесноЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм. Лист№ докум.Подпись Дата25кустарниковых растений с учетом их санитарно-защитных и декоративныхсвойств и устойчивости к вредным веществам, выделяемым предприятиями.Существующие древесные насаждения по возможности остаются сохранены.Основным элементом озеленения территории предусмотрен газон. Общий размеручастков под озеленение не превышает 15% от общей территории НПС.3.2 Магистральная насоснаяСостав магистральной насосной:магистральный насос;электродвигатель для магистральных насосных агрегатов;гидромуфта для насосных агрегатов.В магистральных насосных предусматривается установка центробежныхнасосных агрегатов горизонтального исполнения с гидромуфтами на базесерийных насосов НМ 10000-250 с повышенной напорной характеристикой сосменным ротором производительностью 9150 м3/ч .С расчетом на увеличение производительности, номинальная подача МНАсоставляет 6149 м3/ч при напоре в 227 м.Количество установленных магистральных насосных агрегатов на НПС - 4шт.

Характеристики

Список файлов ВКР