проект нефтепровода. Проект магистрального нефтепровода пропускной способностью 5 млн тонн в год

• Название: Проект магистрального нефтепровода пропускной способностью 5 млн тонн в год
• Дата: 22.02.2023
• Размер: 499.5 Kb.
• Имя файла: проект нефтепровода.doc
• Тип: Курсовой проект; #950507
• страница: 7 из 7

ГНС НПС1 НПС2 НПС3 НПС4 КП

Рисунок 2.2 Схема расстановки перекачивающих станций и линия гидравлического уклона

Эту корректировку выполним на листе графической части, что повысит точность и, затем, переведем ее в аналитические выражения. Таким образом, подкачивающие станции будут размещены в непосредственной близости следующих населенных пунктов: ГНС – Кенкияк (1 участок); НПС1 – Берхогур (2 участок); НПС2 – Коктумакты (3 участок); НПС3 – Аральск (4 участок); НПС4 – Шиели (5 участок). Уточняем по карте протяженность каждого участка и представим характеристику трубопровода в виде таблицы 2.7.

Как видим из полученных значений, превышения предельно допустимого по условию прочности напора, нет ни на одном участке. Следовательно, эти результаты принимаем в качестве реальных.

Таблица 2.7.

Характеристика нефтепровода Кенкияк – Кумколь

Наименование параметра	Ед. измерения	Значение
Протяженность трассы (в числителе) и потери напора (в знаменателе): всего В том числе по участкам: -1-й участок -2-й участок -3-й участок -4-й участок -5-й участок Число ниток Диаметр труб Пропускная способность	км/м шт. мм млн.т/год	768/4016,64 142/742,66 151/789,73 148/774,04 162/847,26 165/862,95 2 720 50

Необходимости в проверке существования перевальной точки нет, поскольку для региона Западного Казахстана характерен относительно ровный рельеф, с небольшими балками и возвышенностями.
2.5 Выбор основного оборудования подкачивающей насосной станции

Подбор основного оборудования будем осуществлять на примере НПС1. В качестве основного оборудования считаем магистральные насосы и приводные двигатели к ним. Кавитационный запас напора во впускном коллекторе станции будем обеспечивать за счет подпора предыдущей станции, а на головной, будем считать, этот подпор обеспечат специально установленные подпорные насосы, расчет которых здесь не приводится.

Для рассматриваемой нами станции (НПС1), имеем:

Наименование параметра	Ед. измерения	Значение
Участок Берхогур – Коктумакты Протяженность Потери напора Число ниток Диаметр труб Пропускная способность	км м шт. мм млн.т/год	151 789,73 2 720 50

2.5.1 Подбор основных насосов
Для полученной пропускной способности на этом участке Q = 6929,59 м³/ч, выбираем основной насос типа НМ 7000-210 (стр.47табл.13 «ТРН»). При номинальной подаче 7000 м³/ч он развивает напор 210 м. В нашем случае, на этой станции потери напора составляют h_1-2 = 789,73 м. Определим напор, который должны развивать насосы станции. Для этого составим уравнение баланса

Н_ст + Н_п + z₁ = h_1-2 + h_п + z₂, (2.20)

где Н_ст – напор, развиваемый насосами станции,

Н_п – подпор, обеспечиваемый напором в магистрали (примем в соответствие с рекомендациями табл.13 стр.47 «ТРН» Н_п = 40 м),

z₁ и z₂ – геодезические отметки начала участка (в точке расположения НПС1 z₁ = 84 м) и в конце участка (в точке расположения НПС2 z₂ = 96 м)

h_п – подпор, который необходимо обеспечить на входе следующей станции (примем из тех же соображений h_п = 40 м).

Тогда напор, развиваемый насосами станции, составит:

Н_ст = 789,73 + 96 – 84 =801,73 м

Следовательно, для создания напора на станциях, необходимо установить (801,73/210 = 3,82) четыре рабочих и один резервный насос. Номинальная подача и напор, четырех последовательно соединенных насосов, несколько отличается от необходимых, следовательно, потребуется некоторая доработка насосов, чтобы обеспечить заданные характеристики трубопроводной системы. Кроме того, следовало бы произвести пересчет характеристики насоса с воды на вязкую жидкость, которую представляет собой нефтяная смесь, прокачиваемая по трубопроводу.

Для НМ 7000-210 диаметр основного рабочего колеса, обеспечивающего номинальную подачу, равен d_н = 465 мм (два других рабочих колеса не рассматриваем, поскольку с ними насос не обеспечит требуемую подачу), а ширина лопатки В₁=61мм (табл.14, стр.42 «ТРН»).

Вычислим эквивалентный диаметр рабочего колеса:

,(2.21)

где k_л – коэффициент сужения выходного сечения рабочего колеса лопатки, k_л = 0,9 .

Находим: D_экв = = 319,55 мм.

Находим число Рейнольдса на выходе из колеса по формуле:

,(2.22)

где Q_н – номинальная подача насоса (Q_н=7000 м³/ч).

Тогда Re = 341851

Определяем поправочные коэффициенты характеристики по табл.15, стр.43 «ТРН». Для Re = 341851, имеем:

К_Q = 1; К_ = 1; К_ = 1

Следовательно, характеристика насоса не изменяется при переходе с воды на нефть, т.е. насос работает с жидкостью сопоставимой с водой.

Напор станции, без доработки четырех последовательно соединенных насосов, составит 4·210 =840 м, а подача больше требуемой на 7000 – 6929,59 = 70,41 м. Разделив эту величину на количество рабочих насосов (4), получаем, что необходимо осуществить доработку насосов таким образом, чтобы снизить напор каждого насоса на 17,6 метра.

Наиболее простой и доступный способ доработки насосов – проточка рабочего колеса на определенную величину, определяемую из уравнения:

Н = а · (d₁/d_н)² – в · Q²,(2.23)

где d₁ – диаметр рабочего колеса после проточки, мм

d_н – номинальный диаметр рабочего колеса, мм.

Для определения параметров «а» и «в», составим систему уравнений, определив по напорно-расходной характеристике для двух значений Q – два значения Н.


Q – Н –характеристика насоса НМ 7000 - 210




N,кВт

5000




η,% 4000




100 3000
40
20
Рисунок 2.4. Напорно-расходная характеристика магистрального насоса.

238 = а - в·2000²

186 = а - в·8000²,

решая совместно систему уравнений, находим: а = 242 и в = 8,67·10^-7, тогда уравнение характеристики насоса будет иметь вид: Н = 242 · (d₁/d_н)² – 8,67·10^-7 · Q²

а напор, развиваемый насосом при расчетной подаче Q = 6929,59 м³/ч, в этом случае составит Н = 200,4 м. Как уже отмечалось выше этот напор следует уменьшить на 17,6 м, следовательно, напор в рабочей точке должен быть равен Н_р = 200,4 – 17,6 = 182,8 м при рабочем расходе Q_р = 6929,59 м³/ч. Следовательно, решая уравнение характеристики относительно искомого диаметра d₁, находим:



Или, рабочие колеса следует проточить на 17,2 мм каждое.
2.5.2 Подбор приводных двигателей
Для привода всех насосов типа НМ выбираем электродвигатели. Выбор производим исходя из потребной мощности рассчитываемой по формуле:
, (2.24)

где N_н – мощность электродвигателя;

Н_н – напор, развиваемый насосом;

Q – подача насоса;

g - ускорение свободного падения;

η_н - КПД насоса, в долях единицы (по характеристике для Q = 6929,59 м³/ч имеем η_н = 0,85).

Тогда для привода основных насосов НМ 7000 – 210, получаем:

N = 4786 кВт. По таблице 13 «ТРН», стр. 47 выбираем электродвигатель типа СТД-5000-2 мощностью N_н=5000 кВт, развиваемыми оборотами n=3000 об/мин и КПД = 0,89.
2.6 Комплектация оборудования станции
Кроме основного оборудования, насосная станция должна быть укомплектована вспомогательным оборудованием, т.е. системами и устройствами, обеспечивающими нормальную работу основного оборудования.

Для этого предусматриваем установку следующих систем и устройств:

• 
  Систему смазки подшипников насосов с устройством принудительного промежуточного охлаждения масла в полнопоточных маслоохладителях;
  
• 
  Систему оборотного водоснабжения, обеспечивающую охлаждение масла и воздуха, поступающего на охлаждение силовых электродвигателей при замкнутом цикле вентиляции;
  
• 
  Замкнутую вентиляционную систему охлаждения электродвигателей магистральных насосов;
  
• 
  Систему отвода нефти от разгрузочных устройств насосов и отвода утечек от торцовых уплотнителей;
  
• 
  Грузоподъемное устройство в виде кран-балки грузоподъемностью 5 тонн, обеспечивающую монтаж и демонтаж основного и вспомогательного оборудования;
  
• 
  Систему приточно-вытяжной вентиляции, обеспечивающей воздухообмен в рабочих помещениях в соответствии с санитарными нормами в рабочем и аварийном режимах в различных климатических условиях (сезонные колебания температур и влажности);
  
• 
  Диспетчерская с аппаратной;
  
• 
  Щитовая, трансформаторная и аккумуляторная;
  
• 
  Помещение противопожарных задвижек.
  

Вышеперечисленные помещения, расположенные на первом этаже здания насосной станции, представлены на листе графической части. Машинные залы (отделение насосов и отделение электродвигателей) разделены перегородкой высотой 2,5 метра, не доходящей до крыши. Крановое оборудование позволяет выполнять грузоподъемные работы в обеих залах.

При изображении плана насосной станции использовался типовой проект, поэтому расчеты площадей бытовых помещений не производились. Не показаны также на плане и вспомогательные подсобные помещения санитарно-бытового назначения, дабы не загромождать чертеж.


2.7. Монтаж оборудования и обвязка насосов

Обвязка насосной станции подбиралась с учетом основных требований норм и правил, регламентирующих выполнение технологических операций, вытекающих из назначения станции.

С этой целью предусмотрено:

1. 
   установка запорной арматуры, позволяющей отключать от магистрали любой из насосов станции;
   
2. 
   снабжение основной запорной арматуры байпасной линией и кранами;
   
3. 
   устройство отвода и сбора утечек и сбросов нефти через неплотности торцовых соединений с устройством сборных емкостей и насосных агрегатов по закачке этих утечек обратно в магистраль;
   
4. 
   выходной пункт редуциирования нефти, позволяющий в определенных пределах плавно регулировать количественную сторону перекачки;
   
5. 
   мерный узел по количественному контролю транспортируемого продукта.
   

Основные монтажные параметры показаны на листах графической части проекта.

Таким образом, в расчетной главе настоящего дипломного проекта мы определили:

• 
  диаметр трубопровода и схему прокладки трассы, исходя из необходимой производительности трубопроводной системы,
  
• 
  произвели расстановку насосных станций на трассе и определили режимы их работы,
  
• 
  подобрали основное оборудование для одной из насосных станций, в частности для НПС1.
  
• 
  Выбрали приводные электродвигатели для основных насосов,
  
• 
  произвели расстановку оборудования на плане станции, выбрали обвязку насосов.
  

3 Охрана труда и окружающей среды
Основные источники загрязнений окружающей среды при транспорте нефти

Научно-технический прогресс и технико-экономическое развитие во второй половине ХХ и в начале ХХI веков повлек за собой такие негативные последствия, как загрязнение биосферы, особенно воды и атмосферы. Виды, источники и пути загрязнения весьма разнообразны. В настоящем дипломном проекте будут рассмотрены только те источники загрязнения окружающей среды, которые непосредственно связаны с трубопроводным транспортом нефти.

Нефть – сложная смесь большого количества различных веществ – углеводородов, сернистых, азотистых и других соединений, распределяющихся в следующих соотношениях: 83-87% углерода, 11-14% водорода и лишь 1-3% азота, кислорода, серы и металлов.

Загрязнение природной среды нефтью происходит на всех этапах работы с ними, начиная с разработки месторождения и кончая хранением готовых переработанных нефтепродуктов.

Во время транспортировки по трубопроводу из-за встречающейся нередко неплотности запорной арматуры и задвижек выделяются газообразные продукты или пары жидких углеводородов, при переработке и хранении среда также загрязняется газом, парами или жидкостями.

К сожалению достаточно часты случаи аварийного выхода из строя магистральных трубопроводов, сопровождающиеся, как правило, несанкционированными и неконтролируемыми выбросами перекачиваемого продукта в окружающую среду. Это, так называемые технократические последствия взаимодействия человека и среды его обитания.

Проблемы охраны окружающей среды городов связаны с быстрым ростом их промышленного потенциала, сопровождающегося увеличением количества загрязняющих веществ, выбрасываемых в воздух, воду и почву.

По биологической активности в концентрациях, характерных для атмосферного воздуха городов, ученые выделяют оксиды углерода и азота, углеводороды, альдегиды, сажу. Особую группу составляют соединения свинца и углеродные соединения канцерогенной группы.

Загрязнение окружающей среды сбросами ядовитых отходов нефтедобычи усиливается действием радиации, а комплексное воздействие этих неблагоприятных факторов, так называемый «синергизм», усиливает их отрицательное воздействие на здоровье человека. Особенность этого явления заключается в том, что даже слабые дозы радиации провоцируют и усиливают ряд заболеваний общей патологии.

На территориях деятельности нефтепромысловых организаций Западного Казахстана зарегистрировано 317 радиоактивных аномалий, из числа которых 267 классифицированы как участники радиоактивного техногенного загрязнения.

В последние годы в эксплуатацию вводятся подсолевые месторождения, состав продуктов которых резко отличается от надсолевых. В этом случае в попутном газе имеется высокое содержание сероводорода и меркаптана, вредность которых, общеизвестна.

Диоксид серы губительно влияет на здоровье у человека, растительный и животный мир. Он ухудшает видимость в связи с образованием различных аэрозолей при фотохимических реакциях, а также взаимодействует со взвешенными частицами, оксидами азота и углеводородами.

Серный и сернистый ангидриды, вступая в соединение с влагой воздуха, образуют кислоты, которые приводят к ускоренной коррозии металлов и строений.

Кислотные дожди, попадая в почву, приводят к повышению ее кислотности и, как следствие, к снижению активности почвенных микроорганизмов, участвующих в переработке лесной подстилки, улучшении структуры почвы, переводе органических соединений в усвояемые формы.

Выпадение кислотных дождей отрицательно сказывается на здоровье людей; в первую очередь они сильно влияют на дыхательную систему. Диоксид серы вызывает бронхоспазмы, активизирует слезоотделение, основная его детоксикация протекает в печени под воздействием ферментов. Диоксид азота, будучи сильным окислителем, способен непосредственно поражать легочные ткани.

Корродирование под действием кислотных дождей металлических водопроводных сетей может привести к повышению содержания в питьевой воде различных токсичных веществ (Fe, Pb, Cd и др.), что также отрицательно влияет на здоровье человека.

По подсчетам ученых, с тех пор как человечество начало сжигать серосодержащие угли и мазуты, около 40% мирового выпуска металла идет на покрытие того, что пострадало от коррозии.

В нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности одним из главных выбросов в атмосферу являются углеводороды, выделяющиеся через открытые технологические установки. По литературным данным от нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий в США в атмосферу выбрасывается около 44,2%, а в СНГ 40% летучих органических примесей.

Наряду с этим в процессе производства кокса и сажи в атмосферу попадают полиядерные ароматические углеводороды. Основными источниками загрязнения воздуха перечисленными загрязнителями являются заводские резервуары. Утечки происходят через специальные дыхательные клапаны, люки при заполнении резервуаров.

Углеводороды не представляют существенной опасности для материалов. Только этилен вредно воздействует на растительность, сдерживая ее рост.

Большую озабоченность вызывает загрязнение морей и океанов нефтепродуктами в результате аварий судов, сброса отходов с транспортных средств, при морской добыче этого вида топлива. Пленка из нефти уменьшает поглощение кислорода водой, снижает фотосинтез морской растительности. При авариях танкеров с нефтью зафиксированы случаи массовой гибели морских птиц и т.д. в местах разведки нефти, ее добычи и переработки нефтеотходы попадают в почву и водоемы. Известны случаи возникновения пожаров на воде и в местах накопления нефтяных продуктов на суше.

В зоне Северного Каспия в результате гниения микроорганизмов в донных отложениях накапливается сероводород естественного происхождения. Дно Северного Каспия в настоящее время является вторичным источником загрязнения нефтяными углеводородами поверхности вод.

Но главная трудность не в затратах, а в преодолении в сознании людей ложных представлений о безграничной способности природы к самоочищению. Сбросить этот груз не так легко. На протяжении тысячелетий люди привыкли к мысли, что природа способна залечить нанесенные ей раны. И было действительно так. Однако в современных условиях природе необходима помощь самого человека, и эта помощь должна быть действенной.

Заключение
Магистральный нефтепровод, должен обеспечивать наиболее совершенную систему организации управления трубопроводом при эксплуатации: рациональное использование общественного труда, материальных, денежных и других ресурсов. Высокую экономическую эффективность линейной части и наземных объектов (насосной станции, и другого оборудования); низкую себестоимость транспортируемой нефти; соответствие условий труда современным требованиям, а также предусматривать применение новейшего оборудования(компрессоров, насосов и др.),прогрессивной технологии, автоматизированных систем эксплуатации трубопроводов.

Технологические процессы современных промышленных объектов требуют контроля большого числа параметров. В связи с этим при проектировании и эксплуатации промышленных установок исключительное значение придается вопросам обеспечения надежного контроля за ходом технологического процесса.

Список использованной литературы
1. Карелин, В.Я. Насосы и насосные станции: учебник/ В.Я Карелин, А.В Минаев. - М.: Стройиздат, 1986.-214с.

2. Бородавкин, П.П. Сооружение магистральных трубопроводов: учебник/ П.П.Бородавкин, В.Л. Березин.– М.: Недра, 1987. - 471 с.

3. СНиП III-42-80*. Магистральные трубопроводы. Правила приемки работ / Госстрой СССР. – М.:Стройиздат,1987. – 80 с.

4. СНиП III-4-80*. Техника безопасности в строительстве / Госстрой СССР. – М.:ЦИТП Госстроя СССР,1989. – 352 с.

5.СНиП 3.02.01 – 87. Основания и фундаменты / Госстрой СССР. – М.:Стройиздат,1987. – 39 с.

6. ВСН 011 – 88. Строительство магистральныхи промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ / Миннефтегазстрой. – М.:ВНИИСТ, 1989.

7. Вологдин, Я.И. Техника безопасности на строительстве магистральных трубопроводов: руководящий документ/ Я.И. Вологдин, П.И. Крылов. – М.: Недра, 1966.

8. РД 153-39ТН-008-96. Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций. - Уфа, ИПТЭР, 1997.- 186 с.

9. РД 153-39.4-056-ОО.Правила технической эксплуатации
магистральных нефтепроводов. Дата введения 01.01.2001 г.- Уфа, ИПТЭР, 2001.-214 с.

10. ГОСТ 2874-82. Вода питьевая. Гигиенические требования и контрольза качеством. - М.: Изд-во стандартов, 1982. -22 с.

11. Правила охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами.- М.: Стройиздат, 1995. - 18с.

12. Комягин, А.Ф. Автоматизация производственных процессов и АСУТП газонефтепроводов / А.Ф. Комягин.- М.:Недра, 1983.- 376 с.

13. Жарковский, Б.И. Приборы автоматического контроля и
регулирования / Б.И. Жарковский.- М.: Высшая школа, 1989.- 159 с.

14. Прахова, М.Ю. Автоматизация производственных процессов в
трубопроводном транспорте / М.Ю. Прахова.: Учеб. пособие.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 1996.

15. ГОСТ 12.010-76. Взрывобезопасность.Общие требования.- М.: изд-во стандартов, 1976. - 12 с.

16. ГОСТ 12.1.005-88.ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны. - М.: Изд-во стандартов, 1985. -22 с.