Материал: ПРОЕКТ НЕФТЕПРОВОДА ДЛЯ ТРАНСПОРТА НЕФТИ БЕЙТАНГИРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
|
42 Электростанция дизельная аварийная работает в автоматическом режиме. Состав и характеристики сооружений аварийной дизельной электростанции см. таблицу 2.13. Для обеспечения работы аварийной электростанции в течение 10 суток, из расчета расхода топлива 230 г/кВт.ч на один блок разработана площадка резервуаров топлива. Площадка для резервуаров дизельного топлива предусматривает установку двух горизонтальных резервуаров для дизельного топлива объемом 50 м3 каждый. Расположение резервуаров наземное в железобетонном каре.
Закачка топлива в резервуары осуществляется насосом автоцистерны, в расходный бак дизельной электростанции - насосом, установленным в блок-боксе дизельной электростанции.
Таблица 2.13 - Состав и характеристики сооружений аварийной дизельной электростанции Обозна- Наименование Кол. Характеристика чение Электростанция дизельная аварийная в составе: ДЭС1, 9125х3220х3400 мм - блочно-контейнерная 2 ДЭС2 N=630 кВт автоматизированная электростанция Площадка для резервуаров дизельного топлива в Рг 1.1, Рг V=50 м3 составе: 2 1.2 - резервуар для
дизтоплива
Емкость для аварийного V=3 м3 Рг 2.1 1 слива топлива |
||||||
|
|
|
|
|
|
РБ.21.03.01.033040/165а.023.2018.00.ПЗ |
Лист |
|
|
|
|
|
|
29 |
|
|
Изм. |
Лист |
№ докум. |
Подпись |
Дата |
||
|
43 Аварийный слив топлива из расходного бака дизельной электростанции осуществляется самотеком в емкость для аварийного слива топлива Рг 2.1 емкостью 3 м3 по трубопроводу, обеспечивающему слив в течение 10 минут. Трубопроводы проложены с уклонами, обеспечивающими полное опорожнение их в случае ремонта. Дизельная электростанция работает без постоянного присутствия обслуживающего персонала.
2.2.12 Внутриплощадочные технологические трубопроводы
Технологические трубопроводы метанола, нефти, дизельного топлива, масла, азота газообразного и сжатого воздуха прокладываются надземно на низких опорах, в местах пересечения с проездами - на отметке не менее 5,5 м. Внутриплощадочные трубопроводы проложены с учётом: - возможности проведения всех видов работ (в т. ч. ремонтных) с использованием подъёмно-транспортных средств и контроля за техническим состоянием трубопроводов, беспрепятственного перемещения оборудования и средств пожаротушения; - возможности самокомпенсации температурных деформаций трубопроводов за счёт поворотов и изгибов. Трубопроводы нефти, масла прокладываются с электрообогревом в теплоизоляции. Для электрической изоляции надземных трубопроводов предусмотрена установка прокладок между поверхностью опор и трубопроводами. Для прокладок рекомендуется использовать паронит в обкладке из полимерной ленты. Защита трубопроводов от коррозии производится полимерными материалами - грунтовкой ФЛ-03К ГОСТ 9109-81* в два слоя, эмалью ХВ-124 по ГОСТ 10144-89* в три слоя. Трубопроводы подвергаются гидравлическому |
||||||
|
|
|
|
|
|
РБ.21.03.01.033040/165а.023.2018.00.ПЗ |
Лист |
|
|
|
|
|
|
30 |
|
|
Изм. |
Лист |
№ докум. |
Подпись |
Дата |
||
|
44 испытанию на прочность и герметичность в соответствии СНиП 3.05.05-84 и ПБ 03-585-03. Антикоррозионное покрытие подземных трубопроводов (трубопроводов дренажа при входе в ёмкости дренажные подземные) предусмотрено битумно- уретановой системой "БИУРС" в соответствии с технологической инструкцией по ТУ 51-31323949-80-2001. Выбор труб произведён в соответствии с требованиями СТО Газпром 2- 2.1-131-2007,, трубопроводы запроектированы из бесшовных труб группы В, сталь 09Г2С, сортамент по ГОСТ 8732-78*, технические условия на изготовление по ТУ 14-3-1128-2000. |
||||||
|
|
|
|
|
|
РБ.21.03.01.033040/165а.023.2018.00.ПЗ |
Лист |
|
|
|
|
|
|
31 |
|
|
Изм. |
Лист |
№ докум. |
Подпись |
Дата |
||
|
45 3 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ
3.1 Технологический расчет магистрального нефтепровода
Сделать гидравлический расчет нефтепровода, если длина его L = 218км, производительность G = 1,9 млн. т/год. Заданы вязкость и плотность нефти: ρt = 854 кг/м3; νt = 39,5. Сделать механический расчет нефтепровода, подобрать насосно- силовое оборудование, определить число НС, расставить их по трассе с округлением в большую сторону. Сделать аналитическую проверку работы НПС и построить график Q-Н работы НПС и МН. Рассчитать режим работы трубопровода и НПС. Определение расчетной производительности Q = G = Q , м3/час [3.1] расч. ρ N 24 t
т.к G = 1,9 млн. т/год , тогда D = 325 мм Число рабочих дней Np = 349 34 ×109 Q = = 261,13 м3/час = 0,072 м3/с. расч 854 × 349 × 24 Определение толщины стенки δ = n1PDн , [3.2] 2(n1P + R1 ) где n1 = 1,15. Определяем марку насоса и найдем напор насоса при верхнем и нижнем роторе, приняв число рабочих насосов равным 3. Напор основных насосов 3Носн R = R m0 = 530× 0,9 = 324,5 [3.3] 1 н1 K K 1,47 ×1 1
н
т0=0,9; К1=1,47;Кн=1; Rн1=530 МПа. Сталь 13Г2АФ, ТУ 14-3-1424-86. Изготовитель – Новомосковский трубный завод. |
||||||||
|
|
|
|
|
|
РБ.21.03.01.033040/165а.023.2018.00.ПЗ |
|||
|
|
|
|
|
|
||||
|
Изм. |
Лист |
№ докум. |
Подпись |
Дата |
||||
|
Разработал |
Шидловский П.В. |
|
|
РАСЧЁТНАЯ ЧАСТЬ |
Лит. |
Лист |
Листов |
|
|
Проверил |
Коровин И.О. |
|
|
РБ |
1 |
12 |
||
|
Консультант |
|
|
|
ТИУ ИТ гр. ЭОТбзу-14-4 |
||||
|
Н. контр. |
Куликов А.М. |
|
|
|||||
|
Утвердил |
Земенков Ю.Д. |
|
|
|||||
|
46 Выбираем насос НМ 250-475по Qраб (м3/час). Характеристика работы насоса При Q=261,13 м3/час ≈ 261 м3/час, Н1=456 м(верхний ротор) ; Н2=360 м(нижний ротор). Подпорный: НПВ 300-60 При Q=261 м3/час, Нп=62 м. Считаем, что у нас 2 основных и 1 подпорный насос. Найдем рабочее давление в трубопроводе Рраб = (Нп + 3Носн) ρt g ; [3.4] а) Рраб1 = (62 + 2 × 456) × 854 × 9,81 = 8,16 МПа; б) Рраб 2 = (62 + 2 × 360) × 854 × 9,81 = 6,6 МПа; Выбираем вариант б), т.е. нижний ротор D=270 мм, принимаем напор Н2 как Носн. Определим толщину стенки трубы при Рраб=6,6 МПа d = 1,15 × 6,6 × 325 = 3,71 мм, 2(1,15 × 6,6 + 324,5) принимаем δ=8 мм, как ближайшую большую по сортаменту, сталь 13Г2АФ, Новомосковский трубный завод. Dвн = Dн - 2δ ; [3.5] Dвн = 325 - 2 × 8 = 309 мм. Режим течения нефти в нефтепроводе Re = 4Q [3.6] pDвнn t Re = 4 × 0,072 = 7514,6 . 3,14 × 0,309 × 39,5 ×10-6 Определяем число Рейнольдса |
||||||
|
|
|
|
|
|
РБ.21.03.01.033040/165а.023.2018.00.ПЗ |
Лист |
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
Изм. |
Лист |
№ докум. |
Подпись |
Дата |
||
|
47 Re = 10D = 10 × 309 = 30900 ; [3.7] I е 0,1 2320 < 30900 < Re I . турбулентный режим, зона Блазеуса т=0,25; β=0,0246; Гидравлический уклон Q 2-mn m 0,0246 × 0,072 2-0,25 × (39,5 ×10 -6 ) 0,25 i = b = = 0,0052 . [3.8] D5-m 0,3095-0,25 Потери напора на трение в нефтепроводе по формуле Дарси-Вейсбаха hl = i × L = 0,0052 × 218000 = 1133,6 м. [3.9] Полные потери напора в нефтепроводе H = 1,01hl + DZ + Hk , Нк=30 м; [3.10] Н = 1,01×1133,6 + 7 + 30 = 1181,94 м, при ΔZ=7 м. Напор одной станции. Н ст = к × Носн - hвн , [3.11] где hвн=15м внутристанционные потери. Нст = 2 × 360 -15 = 705 м. Определяем число станций. n = 1,01× i × l + DZ + Hk - Hn = 1,01× 0,0052 × 218000 + 7 + 30 - 62 = 1,6 [3.12] kHосн - hвн 2 × 360 -15 округляем в большую сторону n1>n, n1=2 станций. Действительно необходимый напор одной станции: Н ¢ = 1,01× i × l + DZ + Hk - Hn = 1,01× 0,0052 × 218000 + 7 + 30 - 62 = 559,9 м. [3.13] ст n 2 1
Действительный напор одного насоса Н ¢ = Нс¢т + hвн = 599,9 +15 = 287,48 м. [3.14] нас К 2 Производим обрезку рабочего колеса D¢ H ¢ + вQ2 H ¢ (Q2 - Q2 ) + (H - H )Q2 2 = нас = нас 2 1 1 2 . [3.15] D a H Q2 - H Q2 2 1
2 2 1
Q2=280 м3/час=0,078м3/с, Н2=340 м, Q1=200 м3/час=0,056 м3/с, Н1=390 м. |
||||||
|
|
|
|
|
|
РБ.21.03.01.033040/165а.023.2018.00.ПЗ |
Лист |
|
|
|
|
|
|
3 |
|
|
Изм. |
Лист |
№ докум. |
Подпись |
Дата |
||
|
48 D¢ 287,48(0,078 2 - 0,056 2 ) + (390 - 340)0,072 2 2 = = 0,920 , т.е обрезаем на 8% D 390 × 0,0782 - 340 × 0,0562 2
D2¢ = D2 × 0,920 = 270 × 0,920 = 248,4 мм – новый диаметр ротора. Расстановка НПС по трассе при n1>n. Необходимо вычислить масштаб по вертикали и отложить ΔZ, Нк в масштабе напоров станций. Затем откладывают величину напора подпорного насоса и напор станции п1 раз и соединяют суммарный напор станций с Нк, получают линию гидравлического уклона i. Месторасположение станций определяют пересечением линии гидравлического уклона с линией, отстающей от профиля на величину подпора. Эти точки переносят на профиль трассы. Проверка режима работы всех НПС. [Р ] = 2dR1 = 2 × 8 × 324,5 = 7,37 МПа; [3.16] доп n (D - 2d ) 1,15 × 309 1 н [Н ] = [Рдоп ] = 7,37 ×10 = 879,7 м; [3.17] 6
доп r g 854 × 9,81 t
Pa - Py Нs = - Δhпрот.кав. . [3.18] ρt Ра=760 мм рт. ст., Ру=500 мм рт ст., по Q-H характеристике насоса Δhпрот.кав.=38 м Н = (760 - 500) ×133,3 - 40 = -35,9 м. s 854 × 9,81 Насос не обладает самовсасывающей способностью, нужен подпор, величиной [DН ]= - 35,9 +10 = 45,9 м. доп
Проверяем режим работы станций из условий: Н ст £ [Ндоп ] , при Н =30 м; к ΔН ст ³ [ΔНдоп ] Н ст1 = Нn + kHосн - hвн £ [Ндоп ]; [3.19] Н ст1 = 62 + 2 × 287,48 -15 = 621,96 £ 879,7 м; ΔН ст2 = Н ст1 -1,01× i × l1-2 - ΔZ2-1 ³ [Hдоп ]; [3.20] |
||||||
|
|
|
|
|
|
РБ.21.03.01.033040/165а.023.2018.00.ПЗ |
Лист |
|
|
|
|
|
|
4 |
|
|
Изм. |
Лист |
№ докум. |
Подпись |
Дата |
||
|
49 DН ст 2 = 621,96 -1,01× 0,0052×106000 + 6 = 71,25 ³ 45,9 м; Н ст2 = ΔН ст2 + кН осн - hвн £ [ΔНдоп ]; Н ст 2 = 71,25 + 2 × 287,48 -15 = 631,2 £ 879,7 м; Нк = Н ст 2 -1,01× i × l2-к - DZk -2 ³ Hk ; Hk = 631,2 -1,01× 0,0052 ×112000 -13 = 35,976 ³ 30 м. Проверка сошлась, следовательно, станции расставлены правильно. Строим совместный график работы нефтепровода и всех НПС. Определяем рабочую точку системы. Насосная НПС H, м
Нст1 Нст2 i60% i i
i30%
Нп
Нк
0 ∆Z
L, 0 50 106 150 218 км Рисунок 3.1 - Расстановка числа станций при п1=2; п1>п |
||||||
|
|
|
|
|
|
РБ.21.03.01.033040/165а.023.2018.00.ПЗ |
Лист |
|
|
|
|
|
|
5 |
|
|
Изм. |
Лист |
№ докум. |
Подпись |
Дата |
||
|
