Проектирование газонефтепроводов

Э₁₀₂₀ = 0,00065´36´10⁶´708 = 16567200 (руб./км).

 

Капитальные вложения.

 

К = С_л´L + С_гнс + С_пнср´n_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_л920´L + С_гнс + С_пнс(n_о-1) = 113,6´708 + 12300 + 2788´(5-1) = 103880,8 (тыс. руб.).

К₈₂₀= С_л820´L + С_гнс + С_пнс(n_о-1) = 91,1´708 + 12300 + 2788´(9-1) 99102,8 (тыс. руб.).

К₁₀₂₀= С_л1020´L + С_гнс + С_пнс(n_о-1) = 136,1´708 + 12300 + 2788´(3-1) = 114234,8(тыс. руб.).

 

 

Тогда приведенные затраты  будут равны:

 

П₉₂₀=К₇₂₀´Е_н+Э₉₂₀= 103880,8´0,15+16822,08 = 32404,2 (тыс. руб./год),

П₈₂₀=К₈₂₀´Е_н+Э₈₂₀= 99102,8´0,15+17586,72 = 32452,14 (тыс. руб./год),

П₁₀₂₀=К₁₀₂₀´Е_н+Э₁₀₂₀= 114234,8´0,15+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 Æ920´8 мм , как нефтепровода с наименьшими приведенными затратами.

 

 

6. Построение  совмещенной характеристики нефтепровода  и  
перекачивающей станции.

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

 

 

где

 

b = 0,0247, m = 0,25,

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

Dz = - 91 м, n = 0,24´10^-4 м²/с.

 

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

 

 

Н = 1996,66´Q^2-m+DZ = 1996,66´Q^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 ´ 3´Н_нас + Dh = 5 ´ 3´Н_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

 

 

7. 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.

 

 

8. Генеральный  план и состав сооружений станций.

Технологическая схема.

 

Место расположения перекачивающих станций по трассе трубопроводов (Приложение 1) 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.

 Заключение.

 

На основании проведенного технологического расчета можно  сделать вывод, что для перекачки западнотебукской нефти объемом 36 млн. тонн в год оптимальным является магистральный трубопровод Æ920´8 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.

 

 

 

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.

 

 

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.