вариант 1. Задача для самостоятельного решения нпс короткого нефтепровода оснащена одним подпорным насосом и 3мя основными насосами, работающими в режиме последовательного соединения
 Скачать 0.52 Mb.
|
ПРАКТИЧЕКОЕ ЗАДАНИЕ № 2. ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕСКАВИТАЦИОННОЙ РАБОТЫ НАСОСОВ НА НПСЗадача для самостоятельного решения: При проектировании насосной станции внешней перекачки для подачи нефти из резервуарного парка нефтепромыслов на ГНПС нефтепровода предварительно выбран насос, указанный в исходных данных к задаче. Требуется проверить выполнение условия бескавитационной работы насоса, пользуясь справочными данными, приведенными в исходных данных к задаче. При невыполнении указанного условия предложить возможные решения, обеспечивающие его выполнение. По одному из предложенных решений выполнить расчеты с определением требуемого значения параметра, изменение которого позволит добиться бескавитационной работы насоса. Исходные данные к задаче (вариант 1):
Решение: Условие бескавитационной работы центробежного насоса в общем случае имеет вид:  где  допустимый кавитационный запас насоса (по технической характеристике насоса принимаем 3 м); давление на входе всасывающего патрубка насоса, определяется формулой: Произведем расчет:    Таким образом, условие бескавитационной работы насоса выполняется. ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ № 3. ПОДБОР ГПА ДЛЯ КС МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДАЗадача для самостоятельного решения: Подобрать ГПА для КС магистрального газопровода производительностью Qгод. Характеристика линейной части газопровода: диаметр D; протяженность L. Вблизи КС имеется n независимых источников электроэнергии, каждый из которых удален от КС на расстояние li. Исходные данные к задаче (вариант 1):
Решение: Суточная производительность КС определяется по годовой с помощью следующего выражения:  где  годовая производительность КС (газопровода) при стандартных условиях; коэффициент использования пропускной способности газопровода:  где  коэффициент, учитывающий запас пропускной способности газопровода для обеспечения газоснабжения в период повышенного спроса на газ; коэффициент, учитывающий запас пропускной способности газопровода для обеспечения газоснабжения в период экстремально повышенных температур, приводящих к снижению мощности ГПА; коэффициент, учитывающий запас пропускной способности газопровода на случай аварийных отказов линейной части газопровода и КС; для газопровода диаметром 1020 мм и длиной 440 м принимаем 0,9992.  Поскольку расчетное значение производительности газопровода, превышает 15 млн. м3/сут., то подбор основного оборудования КЦ будем проводить из ГПА с газотурбинным и электрическим приводом. Современные магистральные газопроводы проектируются на рабочее давление 7,5 МПа. Проектирование газопроводов на рабочее давление 5,5 МПа производится только для случаев соединения проектируемых газопроводов с системой существующих газопроводов такого же рабочего давления. Принимаем рабочее (избыточное) давление в газопроводе р = 7,5 МПа. К рассмотрению принимаем следующие варианты: а) установка в качестве привода ГТК-10-4 с неполнонапорным нагнетателем 370-18-1 (Qном = 37 млн. м3/сут.) – 2 шт. + 1 резерв с одноступенчатым сжатием (ε = 1,23) и 4 шт. + 2 резерва (ε = 1,51) с двухступенчатым сжатием; б) установка в качестве привода ГТК-10 И с полнонапорным нагнетателем PCL-802/24 (Qном = 17,2 млн. м3/сут.) – 3 шт. + 2 резерва, степень сжатия ε = 1,51; в) установка в качестве привода СТД-12500 с неполнонапорным нагнетателем 370-18-2 (Qном = 37 млн. м3/сут.) – 2 шт. +1 резерв, степень сжатия ε = 1,23. Из принятых к рассмотрению окончательно выбирается вариант с меньшим значением комплекса  Приведенные затраты на КС рассчитываются по формуле:  где  эксплуатационные затраты; отраслевой коэффициент для объектов транспорта и хранения нефти и газа, обратный сроку окупаемости; капиталовложения в КС.  где  число рабочих ГПА на станции; число резервных ГПА;  коэффициенты, отражающие затраты, связанные с ГПА и другими системами и службами КС, независимыми от числа ГПА на станции (см. таблицу):
Также учитываем, что для ГПА с электроприводом электроснабжение КС должно осуществляется от двух независимых источников электропитания по двум линиям. Так как вблизи расположены три независимых источника электроснабжения, то для расчета принимаем два наиболее близкорасположенных источника – первый и второй. Для каждого из них напряжение ЛЭП составляет 110,0 кВ, стоимость строительства ЛЭП – 15 тыс. руб./км; стоимость трансформаторной подстанции – 110 тыс. руб. Данные затраты включаем в величину капиталовложений К. Произведем расчет приведенных затрат по каждому из вариантов: 1. вариант установки ГТК-10-4 с работой в одну ступень сжатия:     2. вариант установки ГТК-10-4 с работой в две ступени сжатия:     3. вариант установки ГТК-10 И:     4. вариант установки СТД-12500:     По результатам расчета из всех рассматриваемых вариантов работы газопровода с рабочим давлением 7,5 МПа оптимальным будет 3 вариант – применение полнонапорных нагнетателей PCL-802/24 с приводом от газотурбинной установки ГТК-10 И (одна ступень сжатия). При этом в компрессорном цеху будут установлены пять ГПА (m = 5), из которых три будут рабочими (n = 3) и два – резервными (nр = 2). |
