Проблемы проектирования магистрального нефтепровода в условиях Крайнего севера
Технологические параметры работы нефтепровода. Назначение промежуточной нефтеперекачивающей станции. Проверка на прочность и устойчивость надземных участков трубопровода. Расчет диаметра и толщины стенки труб, максимального расстояния между опорами.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 19.05.2015 |
| Размер файла | 261,5 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Для создания и поддержания комфортных метеорологических условий в летнее время в помещениях КИП предусматривается кондиционирование воздуха, осуществляемое местными сплит-системами.
Приготовление горячей воды с температурой 60 °С для нужд горячего водоснабжения площадок НПС-1, НПС-2, НПС с узлом подключения к системе магистральных нефтепроводов и с температурой 40 єС для нужд технологического горячего водоснабжения площадок АВП осуществляется в электрических водонагревателях.
Потребителями горячего водоснабжения с температурой 60 °С являются душевые и кухни общежитий и столовые.
Для мойки транспортных средств используется горячая вода с температурой 40 °С.
Газоснабжение.
Для газоснабжения электростанции и нагревателя нефти на площадке НПС-2 в качестве топлива используется подготовленный природный газ с давлением 0,6 МПа от Ново-Часельского газоконденсатного месторождения.
Для подачи газа к потребителям на площадке НПС-2 предусматривается строительство подземного газопровода протяженностью 0,8 км.
Учет расхода газа предусматривается в пункте учета.
Для газоснабжения нагревателя нефти на площадке НПС с узлом подключения к системе магистральных нефтепроводов в качестве топлива используется подготовленный природный газ с давлением 0,6 МПа от УКПГ Губкинского месторождения. Для подачи газа к нагревателю нефти предусматривается строительство подземного газопровода протяженностью 0,8 км.
Топливоснабжение.
Для электростанции и нагревателя нефти на НПС-1 в качестве топлива служит товарная нефть. Запас нефти хранится в двух резервуарах V=500 мі каждый. На нагреватель нефти топливо подается топливными насосами, установленными в топливной насосной.
Вертолетные площадки.
Вертолетные площадки запроектированы в соответствии с заданием на проектирование для вертолетов типа МИ-26 в количестве 24 шт. (две площадки на промежуточных НПС и 22 площадки на линии). Площадки расположены на минимально допустимом расстоянии по отношению к нефтепроводу и территории НПС.
К вертолетным площадкам предусмотрены подъезды от площадок НПС.
К площадкам задвижек, устанавливаемых на линейной части нефтепровода, от вертолетных площадок предусматриваются пешеходные дорожки деревянного настила по бревнам.
Проектируемые площадки расположены в I1 дорожно-климатической зоне, которая характеризуется большим количеством осадков, их малой испаряемостью и незначительным стоком поверхностных вод, сплошным распространением вечномерзлых грунтов. Поэтому земляное полотно проектируется в насыпи по первому принципу. Рабочий слой насыпи на расчетную глубину по теплотехническому расчету от поверхности бетонного покрытия должен состоять из непучинистых или слабопучинистых грунтов.
Руководящие отметки назначаются по условиям:
снегонезаносимости;
гидрогеологии;
мерзлотным условиям;
стабильности земляного полотна на слабых основаниях.
Вертикальной планировкой решается отвод поверхностных вод с проектируемых площадок на рельеф.
Конструкция покрытия рабочей площадки вертолетных площадок из следующих конструктивных слоев:
- покрытие - плиты ПАГ-20;
- выравнивающий слой - пескоцементная смесь;
- монтажный слой - геотекстиль «Дорнит»;
- верхний слой основания - щебень, укрепленный пескоцементной смесью;
- нижний слой основания - щебень фракцией 40 - 70 мм, уложенный по способу заклинки;
- дополнительный слой основания - песок средней крупности;
- грунт рабочего слоя;
- «Пеноплэкс 45» толщиной 0,05 м по слою насыпного грунта.
В проекте предусматриваются следующие противопожарные мероприятия:
- проектируемая вертолетная площадка размещена относительно соседних предприятий с соблюдением противопожарных норм;
- в соответствии с требованиями СНиП II-89-80*[34] к проектируемой площадке обеспечен проезд пожарной техники по дорогам с твердым покрытием;
- к проектируемым сооружениям возможен подход по пешеходным дорожкам.
На вертолетных площадках предусмотрено устройство дневной маркировки, пограничных знаков.
Проектируемые вертолетные площадки оборудованы ветроуказателями. Для удобства подхода к ним запроектированы пешеходные дорожки со щебеночным покрытием и лестницы по откосам площадок.
Дневная маркировка и оборудование маркировочными знаками, установка ветроуказателей приняты согласно РЭГА РФ-94 «Руководство по эксплуатации гражданских аэродромов РФ» и «Пособию по проектированию вертолетных станций, вертодромов и посадочных площадок».
Система безопасной эксплуатации нефтепровода.
Для обеспечения требований безопасной эксплуатации нефтепровода линейные объекты оснащены системой телемеханики.
Выбор и обоснование типа оборудования основного и резервного каналов связи:
При выборе оборудования принимались во внимание следующие обстоятельства:
- существующий опыт работы систем связи в аналогичных условиях и для аналогичных объектов ОАО «НК «Роснефть» - Пурнефтегаз», «Северная нефть»;
- перспектива подключения новых месторождений в зоне прохождения нефтепровода;
- затраты на строительство различных систем связи нефтепровода;
- отсутствие вдольтрассовой проектируемой автодороги. На линейных объектах будут только вертолетные площадки;
- отсутствие какой бы то ни было инфраструктуры связи в районе прохождения нефтепровода;
- недостаточный опыт проектирования кабельных линий связи в аналогичных гидрометеорологических, климатических и почвенных условиях района изысканий трассы (смотри отчет «Инженерные гидрометеорологические изыскания». Магистральный нефтепровод «Ванкорское месторождение - НПС «Пурпе» - 1171-14-2004 г. «Термнефтепроект».
Учитывая вышеизложенное, в проекте принята за основной канал связи вдольтрассовая РРЛ от ЦПС промысла до врезки в систему трубопроводов ОАО «АК «Транснефть» (площадка Пурпе).
Резервный канал связи.
Учитывая требования системы безопасной эксплуатации нефтепровода, экологической защиты окружающей среды, в проекте рассматривается возможность организации резервного канала связи с использованием ВОЛС (волоконно-оптической линии связи) и земных станций спутниковой связи на каждой ПРС РРЛ.
3.4 Нефтеперекачивающие станции
3.4.1 Головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС)
Назначение проектируемого объекта-подача нефти с Ванкорского месторождения по магистральному нефтепроводу Ду 800 в район НПС «Пурпе».
Головная нефтеперекачивающая станция расположена на одной строительной площадке с центральным сборным пунктом Ванкорского месторождения.
Основные расчетные параметры ГНПС:
- режим работы насосной круглосуточный;
- количество рабочих дней в году - 350;
- диаметр проектируемого нефтепровода 820 мм;
- максимальное давление на выходе ГПНС - 4,4 МПа;
- производительность ГНПС - 19 млн.т/год.
Технологическая схема.
Для приема нефти с ЦПС на ГНПС планируется строительство резервуарного парка емкостью 120 тыс. м3, подача нефти будет осуществляться подпорными насосами на прием магистральных насосов. Кроме того, предусматривается установка предохранительных клапанов, регуляторов давления и теплообменников экспортной нефти.
Технологическая схема головной нефтеперекачивающей станции обеспечивает выполнение следующих операций:
- перекачку нефти «через емкость»;
- перекачку нефти с «подключенной емкостью»;
хранение нефти в резервуарах стальных вертикальных под азотной подушкой;
поддержание температуры нефти в резервуарах с помощью теплоносителя;
размыв донных отложений в резервуарах и перемешивание нефти механической мешалкой «Диоген»;
защиту трубопроводов и оборудования резервуарного парка от превышения давления (узлы предохранительных клапанов);
сброс нефти в резервуары в объеме двухчасовой производительности нефтепроводаот предохранительных клапанов;
подогрев нефти в резервуарах, при необходимости, с помощью рециркуляции нефти с подогревом в теплообменниках;
прием нефти в резервуарный парк при проведении обратной перекачки;
поддержание заданных величин давления минимального на входе и максимального на выходе магистральной насосной регулированием давления методом дросселирования.
Состав сооружений:
- резервуарный парк емкостью 120 тыс.м3;
- подпорная насосная;
- площадка предохранительных клапанов № 1;
- магистральная насосная;
- технологические трубопроводы;
- узел регулирования давления;
- емкости дренажные;
- площадка теплообменников;
- технологические трубопроводы.
Сооружения обратной перекачки:
- фильтры-грязеуловители;
- площадка предохранительных клапанов № 2;
- технологические трубопроводы.
3.4.2 Промежуточные нефтеперекачивающие станции
Расчетные параметры промежуточных нефтеперекачивающих станций НПС-1 и НПС-2 в год, в перспективе с развитием региональных месторождений 25 млн.т. в год.
Режим работы насосной круглосуточный, количество рабочих дней в году - 350.
Диаметр проектируемого нефтепровода 820 мм.
Максимальное давление на выходе 6,4 МПа.
Технологическая схема.
Технологическая схема промежуточных НПС позволяет выполнять следующие операции:
перекачку нефти по схеме «из насоса в насос»;
переход на перекачку нефти по магистральному нефтепроводу мимо станции в случае ее остановки;
очистку перекачиваемой нефти от механических примесей и парафино-смолистых отложений с помощью фильтров - грязеуловителей и сетчатых фильтров;
защиту трубопроводов и оборудования от волн давления с помощью системы сглаживания волн давления ССВД;
- прием сбрасываемой нефти от ССВД в резервуар-сборник, объем которого 5000 м3;
откачка нефти из резервуаров на прием магистральной насосной;
- проведение внутрипарковой перекачки;
- поддержание температуры в резервуарах с помощью электрообогрева;
- размыв донных отложений в резервуарах с помощью механических меша-лок ;
- защита резервуарного парка и трубопроводов от превышения давления при работе НПС в аварийном режиме;
- прием нефти при сбросе от предохранительных устройств № 1 и № 2 в резервуарный парк в объеме двухчасовой производительности нефтепровода;
- подогрев нефти в резервуарах с помощью рециркуляционных систем с подогревом в печах;
- подогрев нефти в печах на выходе насосной в первые годы эксплуатации месторождения;
- поддержание заданных величин давления минимального на входе и максимального на выходе магистральной насосной регулированием давления методом дросселирования;
- работа в режиме обратной перекачки, который обеспечивается переключением потоков на узле задвижек на площадке СОД.
Сооружения НПС.
Технологические схемы НПС являются однотипными и включают в себя следующий состав сооружений:
- фильтры-грязеуловители и фильтры сетчатые;
- магистральная насосная;
- дренажные емкости;
- система сглаживания волн давления (ССВД) типа «Аркрон»;
- нагреватели нефти;
- узел регуляторов давления;
- резервуары- сборники нефти с насосной для откачки;
- узел с предохранительными устройствами № 1;
- узел с предохранительными устройствами № 2;
- технологические трубопроводы;
- свеча рассеивания;
- нефтяная лаборатория;
- воздушная компрессорная с установкой получения азота;
- реагентное хозяйство.
3.4.3 НПС с узлом подключения к системе магистральных нефтепроводов на НПС «Пурпе»
Проектируемые сооружения НПС предназначены для перекачки 19 млн. тонн нефти в год с учетом перспективного развития региональных месторождений - 25 млн.т. год.
Режим работы насосной круглосуточный.
Количество рабочих дней в году - 350.
Диаметр проектируемого нефтепровода 820 мм.
НПС с узлом подключения к системе магистральных нефтепроводов предназначена для приема нефти из магистрального нефтепровода «Ванкорское месторождение - НПС «Пурпе», обеспечения коммерческого учета нефти, хранения и обеспечения подкачки нефти в систему магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть».
Нефтеперекачивающая станция запроектирована в соответствии с требованиями регламента по подключению объектов нефтедобычи и нефтепереработки к магистральным нефтепроводам.
Технологическая схема.
Технологическая схема подключения к НПС «Пурпе» обеспечивает:
- очистку перекачиваемой нефти от механических примесей с помощью фильтров-грязеуловителей и вертикальных сетчатых фильтров;
- защиту трубопроводов и оборудования от превышения давления;
- подачу ингибитора парафиноотложений (или депрессорной присадки);
- товарно-коммерческий запас нефти, обеспечивающий непрерывную поставку нефти от двух до восьми часов;
- регулирование давления на выходе насосной;
- коммерческий учет нефти;
- контроль качества нефти;
- проверку контрольных счетчиков с помощью ТПУ.
Сооружения НПС.
Согласно РД 153-39.4-113-01 «Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов» п.7.1.7 подключение проектируемого нефтепровода на НПС с емкостью к существующей системе магистральных нефтепроводов ОАО АК «Транснефть», должно выполняться с подачей нефти в резервуарный парк. А также технические требования, определяемые «Регламентом по подключению объектов нефтедобычи и нефтепереработки к магистральным нефтепроводам» включают строительство:
- фильтры-грязеуловители;
- магистральная насосная;
- дренажные емкости;
- система сглаживания волн давления (ССВД) типа «Аркрон»;
- нагреватели нефти;
- узел регуляторов давления;
- резервуары - сборники нефти с насосной для откачки;
- узел с предохранительными устройствами № 1;
- узел с предохранительными устройствами № 2;
- технологические трубопроводы;
- свеча рассеивания;
- аварийно-восстановительный и топливозаправочный пункт;
- нефтяная лаборатория;
- воздушная компрессорная с установкой получения азота;
- реагентное хозяйство;
- узел коммерческого учета нефти с трубопоршневой поверочной установкой.
4. Расчетная часть
4.1 Расчет диаметра трубопровода
Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле:
(1)
где Qч - расчетная часовая пропускная способность нефтепровода;
wo- рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки, определяемая из графика на рисунке 9.
Расчет необходимо проводить по максимальному объему перекачки (19017,4 тыс.т/год).
Расчетная часовая пропускная способность нефтепровода определяется по формуле:
Q (2)
где Gг - годовой объем перекачки, Gг = 19017,4 тыс.т/год;
Nр - расчетное число суток работы нефтепровода;
- расчетная плотность.
Определим расчетную плотность при температуре перекачки:
, (3)
где293 - плотность нефти при 293К, кг/м3 [1];
- температурная поправка, рассчитываемая по формуле:
=1,825 - 0,001315293; (4)
=1,825 - 0,001315 884,6 = 0,6662 кг/(м3•К);
, кг/м3.
Тогда расчетная часовая пропускная способность нефтепровода:
Q,м3/ч.
м.
По значению Do принимается ближайший стандартный наружный диаметр Dн =820 мм [1].
4.2 Проверка на прочность и устойчивость надземных участков трубопровода
Проверка прочности и устойчивости надземных участков трубопровода проводится согласно [2] из условия:
, (5)
где - максимальные продольные напряжения в трубопроводе от расчетных нагрузок и воздействий, МПа;
R1- расчетное сопротивление.
(6)
где Rн1 - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла трубы и сварных соединений, определяемое из условий работы, принято по сертификату на трубу из стали 09Г2ФБ, Rн1=550 МПа;
m0 - коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый m= 0,75для трубопроводов I и II категории;
k1 - коэффициент надежности по материалу, k1=1,34 для стальныхпрямошовных сварных труб;
kн- коэффициент надежности по назначению трубопровода зависящий от его диаметра, kн=1,0 ( D?1000мм);
- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб; при растягивающих продольных напряжениях (пр0) принимаемый равным единице, при сжимающих (пр<0), расчитываемых по формуле:
, (7)
где - кольцевые напряжения в трубопроводе.
, (8)
гдеn - коэффициент надежности по нагрузке: n=1,15 для нефтепродуктов, работающих по системе из насоса в насос.
, (9)
где р - рабочее давление ( МПа), р = 7 МПа ;
DH - наружный диаметр трубы (см), Dн=820 мм;
R1 - расчетное сопротивление растяжению металла трубы (МПа), определяемое по формуле 6;
- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб вычисляется по формуле:
, (10)
где- продольное осевое сжимающее напряжение, МПа, определяемое от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла труб в зависимости от принятых конструктивных решений.
Определим расчетное сопротивление металла трубы:
R1= =307,84МПа.
Определяем толщину стенки по формуле 9 при =1:
мм;
Принимаем по сортаменту ближайшую большую номинальную толщину стенки = 11 мм.
Продольные осевые напряжения определяются по формуле:
, (11)
где - коэффициент линейного расширения металла, =1,210-5 1/С [1];
- модуль Юнга, МПа, для стали=2,06105 МПа [1];
- расчетные перепады температур, определяются по формулам:
, (12)
, (13)
где - коэффициент Пуассона, = 0,3 [1];
- внутренний диаметр трубопровода.
мм. (14)
Рассчитываем температурные перепады:
°С.
Определяем продольные осевые напряжения от расчетных нагрузок и воздействий:
МПа;
МПа.
Определяем для сжимающих продольных напряжений (<0) по формуле 10:
.
Уточняем значение :
мм.
Расчетная толщина стенки не должна быть больше номинальной, условие выполняется, т.к. 10,25мм< 11мм.
Определим кольцевые напряжения:
МПа.
Тогда коэффициент учитывающий двухосное напряжение по формуле 7:
Условие прочности выполняется т.к МПа; 303.8?307.84 МПа.
4.2 Определение толщины тепловой изоляции надземной части трубопровода
Для надземных трубопроводов толщина тепловой изоляции может быть определена из условия предотвращения замораживания нефтепродукта[1] по формуле:
(15)
где Dиз - диаметр трубопровода с изоляцией;
Dн- наружный диаметр трубопровода;
Тср- средняя температура перекачиваемой жидкости;
T0- температура окружающей среды, T0 = 228 К;
-допускаемое падение темп-ры в надземном участке длиной ;
Q - объемный расход нефтепродукта, м/с;
Ср- удельная теплоемкость нефтепродукта, среднее 2100 Дж/(кг·К);
- длина надземного участка 216 км;
- коэффициент теплопроводности ППУ 0,0285 Вт/(м·К);
- коэффициент теплоотдачи [4].
Коэффициент теплоотдачи вычисляется по следующей формуле:
(16)
где С и n - величина, которых зависит от Reвозд, указана в таблице 4;
- коэффициент теплопроводности воздуха, = 0,028 Вт/(м·К);
Re - число Рейнольдса для воздуха [1].
(17)
где wв - скорость ветра, принимаем равной wв=2,5 м/с;
- кинемат. вязкость воздуха при T=308 К, = 9,8·10-6 м2/с.
Подставляем в формулу 15 формулу 16,тогда:
мм.
Округляем до стандартного значения, т.е.Dиз = 10 см.
4.3 Гидравлический расчет нефтепровода
Выполним расчет магистрального нефтепровода.
Расчетная плотность определяется при температуре перекачки и составляет
Расчетная кинематическая вязкость определяется по следующей формуле:
(18)
где - кинематическая вязкость нефти, мм2/с;
(19)
Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающих станций производится исходя из часовой производительности нефтепровода Qч=2715 м3/ч.
Для рассматриваемого случая рекомендуется установить 3 рабочих и один резервный магистральный насос марки НМ 2500-230, D=415, один рабочий и один резервный подпорный насос марки НПВ 2500-90, D=610.
Напор, создаваемый магистральным насосом МН (D2=415 мм):
; (20)
м
Напор, создаваемый подпорным насосом НПВ (D2=610 мм):
; (21)
м
Определим рабочее давление при условии, что на станции работают три магистральных насоса соединенных последовательно.
(22)
где g - ускорение свободного падения;
hп, hм - соответственно напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами;
mм - число работающих магистральных насосов на перекачивающей станции;
PДОП = 6,4 МПа - допустимое давление ПС.
.
Условие выполняется.
Вычисляем среднюю скорость течения нефти:
(23)
Определяем значение числа Рейнольдса по формуле:
(24)
Вычисляем значения переходных чисел Рейнольдса:
(26)
где k - эквивалентный коэффициент шероховатости.
Так как полученное значение числа РейнольдсаRe<Re1, следовательно, режим течения нефти турбулентный в зоне гидравлически гладких труб.
Коэффициент гидравлического сопротивления определим по формуле Блазиуса:
(27)
Потери напора на трение определяем по формуле Дарси-Вейсбаха:
(28)
м.
Определяем величину гидравлического уклона:
(29)
м.
Необходимое число нефтеперекачивающих станций для условий обеспечения расчетной производительности нефтепровода на основании уравнение баланса (31) напоров определим по формуле (32):
.
Рассмотрим вариант округления числа НПС в меньшую сторону. В этом случае при (n<n0) напора станций недостаточно, следовательно, для обеспечения плановой производительности необходимо уменьшить гидравлическое сопротивление трубопровода прокладкой дополнительного лупинга.
Длина лупинга рассчитывается по формуле:
(33)
(34)
км.
При округлении числа станций n в большую сторону (n=3) целесообразно предусмотреть вариант циклической перекачки с различным числом работающих насосов на НПС. Построим совмещенную характеристику нефтепровода и НПС. Для этого выполним гидравлический расчет нефтепровода постоянного диаметра и оборудованного лупингом lл=179,4 км в диапазоне расходов от 2000 до 3500 м3/ч.
4.4 Расчет максимального расстояния между опорами
Расстояние между подвижными опорами для нефтепровода рассчитывается по следующей формуле:
(35)
где qполн - равномерная расчетная вертикальная нагрузка, определяется по формуле(36);
I - момент инерции сечения трубопровода, принимаем I= 228643 см2 для D=820Ч11[9];
- скорость ветра, принимаем =2,5 м/с.
(36)
где qм- нагрузка от собственного веса металла трубы;
qиз- нагрузка от собственного веса изоляции;
qпрод- нагрузка от веса продукта;
qсн- снеговая нагрузка;
qлед- нагрузка, при возможном обледенении трубопровода.
Рассчитываем нагрузку от собственного веса металла трубы:
, (37)
гдесоответственно расчетная и нормативная нагрузки;
- коэффициент надежности по нагрузке от действия собственного веса, равный 1,1, а при расчете на продольную устойчивость и устойчивость положения - равный 0,95;
- удельный вес металла, из которого изготовлены трубы (для стали = 78500 Н/м3);
- площадь поперечного сечения стенок труб;
- внутренний диаметр трубопровода;
- толщина стенок труб.
Н/м.
Для ориентировочных расчетов надземных трубопроводов вес изоляционного покрытия и различных устройств, которые могут быть установлены на трубопроводе, можно принять равным 10% от собственного веса металла трубы
, (38)
Н/м
Определяем нагрузку от веса продукта:
, (39)
гден - плотность транспортируемой нефти, кг/м3;
- внутренний диаметр трубы, см.
Н/м.
Определяем снеговую нагрузку:
Снеговая нагрузка , приходящаяся на единицу длины надземного трубопровода, подсчитывается по формуле:
, (40)
где- коэффициент надежности по нагрузке от веса снегового покрова, =1,4
- нормативное значение веса снегового покрова на 1 м2 горизонтальной поверхности на уровне прокладки трубопровода, Па;
- ширина горизонтальной проекции надземного трубопровода,
Значение находится следующим образом:
(41)
где- нормативное значение веса снегового покрова на 1 м2 горизонтальной поверхности земли, принимаемое по [2] в зависимости от района строительства по таблице 6:
- коэффициент перехода от веса снегового покрова на единицу поверхности земли к весу снегового покрова на единицу поверхности площади на уровне прокладки трубопровода, для одиночного трубопровода, =0,4.
Кпа,
Н/м.
Определим нагрузки при оледенении:
Гололедные нагрузки для случаев, когда возможно обледенение надземного трубопровода, рассчитываются по формуле:
, (42)
где и - соответственно расчетная и нормативная нагрузки, Н/м;
- коэффициент надежности по гололедной нагрузке, =1,3;
- толщина слоя гололеда, мм, принимаемая согласно СНиП 2.01.07-85*[27] в зависимости от района строительствапо таблице 6;
k - коэффициент, учитывающий изменение толщины слоя гололеда
Н/м.
Н/м.
Определяем расстояние между опорами:
м.
5. КИП и автоматика
5.1 Патентный обзор трубчатых печей прямого нагрева нефти
5.1.1 Печь трубчатая блочная ПТБ-10А
Печь прямого нагрева предназначена для нагрева нефтяных эмульсий и нефти при их промысловой подготовке и транспортировке.
Устройство и работа печи трубчатой блочной ПТБ-10А и ее составных частей.
Автоматизированная трубчатая печь ПТБ-10А представляет собой комплексное изделие, включающее в свой состав ряд крупногабаритных сборочных единиц (блоков), образующих собственно теплотехническую часть печи со вспомогательным оборудованием и коммуникациями, и систему автоматизации.
По условиям транспортирования железнодорожным, водным, автомобильным видами транспорта печь поставляется на место применения в разобранном виде. Окончательная сборка печи, сварка монтажных швов, испытание печи и наладка ее систем осуществляются непосредственно на объекте применения. Трубчатая печь состоит из трех основных блоков: теплообменной камеры, блока основания печи и блока вентиляторного агрегата, кроме того, в состав печи входят четыре блока взрывных клапанов, четыре дымовые трубы, 5 сборочные единицы трубопроводов входа и выхода нефти, трубопроводы обвязки змеевиков нагрева газа, площадка обслуживания и стремянка.
В теплообменной камере осуществляется процесс теплообмена между продуктами сгорания газового топлива, омывающими наружные поверхности труб секций змеевиков, и нагреваемой средой, перемещающейся внутри труб змеевиков. Нагреваемый продукт при своем движении по секциям змеевика нагревается за счет тепла, отдаваемого продуктами сгорания топливного газа, сжигаемого в четырех камерах сгорания и поступающего в пространство теплообменной камеры.
В блоке основания печи размещены четыре камеры сгорания (реакторы горения) для сжигания газового топлива, трубопроводы подачи топливного газа к камерам сгорания и их запальным устройствам, воздуховод принудительной подачи воздуха на горение и помещение подготовки топлива.
Помещение подготовки топлива выполнено в виде металлического теплоизолированного укрытия, внутри которого размещены запорная, регулирующая арматура, приборы безопасности и их трубопроводная обвязка.
Для принудительной подачи воздуха к камерам сгорания, являющимися двухпроводными газогорелочными устройствами, в составе трубчатой печи предусмотрен блок вентиляторного агрегата.
Блок вентиляторного агрегата представляет собой стальную сварную раму, на которой на виброизоляторах установлен вентиляторный агрегат, включающий в свой состав центробежный вентилятор высокого давления, электродвигатель его привода и соединяющую их клиноременную передачу.
Блок вентиляторного агрегата включает также в свой состав приемный воздуховод и нагнетательный переходный воздуховод.
Теплообменная камера печи, показанная на рисунке 10, снабжена четырьмя дымовыми трубами для вывода из нее охлажденных продуктов сгорания топлива в атмосферу, площадками обслуживания и стремянкой для обслуживания взрывных предохранительных клапанов, расположенных на ее боковых поверхностях.
В торцевой стенке корпуса теплообменной камеры имеется штуцер для подвода пара, обвязанный в единую систему трубопроводов пожаротушения.
Система автоматизации выполнена по блочнофункциональному принципу и представляет собой комплекс устройств контроля, управления и сигнализации, размещаемых непосредственно на технологической части печи, а также в помещении аппаратурного блока.
Аппаратурный блок представляет из себя металлическую утепленную конструкцию, внутри которой размещаются щит контроля и управления, стойка питания, отопители и освещение. По требованию заказчика щит контроля и управления и стойка питания могут поставляться отдельно без аппаратурного блока и монтироваться в помещении операторной.
Узлы трубопроводной обвязки змеевиков теплообменной камеры трубчатой печи позволяют выполнить четырехпоточный или двухпоточный вариант обвязки. Вариант обвязки змеевиков трубчатой печи определяется проектной организацией, осуществляющей привязку трубчатой печи ПТБ-10А.
Характерной особенностью данной печи является более благоприятный в сравнении с печами других типов тепловой режим поверхностей нагрева, обеспечивающий «мягкий » нагрев продукта в трубах змеевиков и тем самым предотвращающий коксообразование. Этот режим, при котором поверхности труб змеевиков получают равномерный нагрев, достигается путем создания достаточно равномерного поля по всему внутреннему объему теплообменной камеры за счет интенсивной рециркуляции продуктов сгорания топлива.
Применение для змеевиков оребренных труб, определенным образом расположенных в пространстве теплообменной камеры, обеспечивает высокую теплонапряженностъ поверхности нагрева.
Интенсивная рециркуляция продуктов сгорания в печи достигается созданием высокой скорости движения продуктов сгорания во внутреннем объеме теплообменной камеры, получаемой в результате сжигания топлива в специальных камерах сгорания и установки дефлекторов у конфузоров камер сгорания.
Применение принудительной подачи воздуха в камеры сгорания обеспечивает хорошее смешение топливного газа с воздухом, стехеометрическое сгорание топливной смеси и рециркуляцию продуктов сгорания в объеме теплообменной камеры при небольшом избыточном давлении в ней.
5.1.2 Печь трубчатая блочная ПТБ-5-40А
Назначение
Печь прямого нагрева предназначена для нагрева нефти и нефтяных эмульсий при их промысловой подготовке и транспортировке.
В сравнении с ПТБ10А данная печь обладает пониженной мощностью, что позволяет ее использовать с большим экономическим эффектом на небольших месторождениях.
Устройство и работа печи трубчатой блочной ПТБ-5-40А и ее составных частей
Автоматизированная трубчатая печь ПТБ-5-40А представляет собой блочную конструкцию теплотехнической части, вспомогательного оборудования, коммуникаций и системы автоматики.
Трубчатая печь состоит из трех основных блоков: теплообменной камеры, блока основания печи и блока вентиляторного агрегата, вспомогательного оборудования - четырех блоков взрывных клапанов, четырех дымовых труб, сборочных единиц трубопроводов входа и выхода нагреваемого продукта, трубопроводов обвязки, змеевиков нагрева топливного газа, площадки обслуживания и стремянки.
В теплообменной камере осуществляется процесс теплообмена между продуктами сгорания газового топлива, омывающими наружные поверхности труб секций змеевиков, и нагреваемым продуктом, перемещающегося внутри труб продуктовых змеевиков. Нагреваемый продукт при своем движении по секциям змеевика нагревается за счет тепла, отдаваемого продуктами сгорания топливного газа, сжигаемого в четырех камерах сгорания и поступающего в пространство теплообменной камеры.
В блоке основания печи размещены четыре камеры сгорания (реакторы горения) для сжигания газового топлива, трубопроводы подачи топливного газа к камерам сгорания и их запальным устройствам, воздуховод принудительной подачи воздуха на горение и помещение подготовки топлива.
Помещение подготовки топлива выполнено в виде металлического теплоизолированного укрытия, внутри которого размещены трубопроводная обвязка, запорная, регулирующая арматура, приборы безопасности.
Для принудительной подачи воздуха к камерам сгорания, являющимися двухпроводными газогорелочными устройствами, предусмотрен блок вентиляторного агрегата. Вентиляторный агрегат представляет собой стальную сварную раму, на которой посредством виброизоляторов установлен центробежный вентилятор высокого давления, электродвигатель привода с клиноременной передачей. Блок вентиляторного агрегата включает также в свой состав приемный воздуховод и нагнетательный переходный воздуховод.
В торцевой стенке корпуса теплообменной камеры имеется штуцер для подвода пара, обвязанный в единую систему трубопроводов пожаротушения.
Система автоматизации выполнена по блочно-функциональному принципу и представляет собой комплекс устройств контроля, управления и сигнализации, размещаемых непосредственно на технологической части печи, а также в помещении аппаратурного блока.
Аппаратурный блок представляет из себя металлическую утепленную конструкцию, внутри которой размещаются щит контроля и управления, стойка питания, отопители и освещение. По требованию заказчика щит контроля и управления и стойка питания могут поставляться отдельно без аппаратурного блока и монтироваться в помещении операторной.
Узлы трубопроводной обвязки змеевиков теплообменной камеры трубчатой печи позволяют выполнить четырехпоточный или двухпоточный вариант обвязки. Вариант обвязки змеевиков трубчатой печи определяется проектной организацией, осуществляющей привязку печи.
Характерной особенностью данной печи является более благоприятный в сравнении с печами прямого нагрева других типов тепловой режим поверхностей нагрева, обеспечивающий «мягкий» нагрев продукта в оребренных трубах змеевиков и тем самым предотвращающий коксообразование. Этот режим, при котором поверхности труб змеевиков получают равномерный нагрев, достигается путем создания достаточно равномерного поля по всему внутреннему объему теплообменной камеры за счет интенсивной рециркуляции продуктов сгорания топлива. Рециркуляция газов достигается созданием высокой скорости движения продуктов сгорания во внутреннем объеме теплообменной камеры, получаемой в результате сжигания топлива в специальных камерах сгорания и установки дефлекторов у конфузоров камер сгорания.
Применение принудительной подачи воздуха в камеры сгорания обеспечивает хорошее смешение топливного газа с воздухом, стехеометрическое сгорание топливной смеси и рециркуляцию продуктов сгорания в объеме теплообменной камеры при небольшом избыточном давлении.
По условиям транспортирования железнодорожным, водным, автомобильным видами транспорта печь поставляется на место применения блоками. Сборка, испытание печи и наладка ее систем осуществляются непосредственно на объекте применения.
5.1.3 Печь трубчатая блочная ПТБ-5-40Э
Печь прямого нагрева предназначена для нагрева нефтяных эмульсий и нефти при их промысловой подготовке и транспортировке. Печь обладает более совершенной конструкцией в сравнении сПТБ-5-40А, являясь дальнейшим развитием модельного ряда.
Отличия печи трубчатой ПТБ-5-40Э от печи ПТБ-5-40А
Применена электрическая система управления с внедрением микропроцессорной системы автоматизации, что обеспечивает возможность работы в составе АСУТП объекта. Отпала необходимость приобретения компрессорной установки для поддержания давления в пневматической линии, т.к. все исполнительные механизмы запорной арматуры заменены на электрический привод.
Системой автоматизации предусмотрены дополнительно:
- контроль опасной концентрации газа в теплообменной камере;
- контроль соотношения газ-воздух, что обеспечивает более полное сгорание топливного газа.
В теплообменной камере установлены змеевики для подогрева топливного газа в зимнее время до температуры +65°С.
Вместо помещения ГРП в блоке основания печи применен газорегуляторный пункт шкафной ГРПШ-ЗВ на базе регулятора РДГ-50В с газовым обогревом.
5.1.4 Печь прямого нагрева нефти ППН-3
Назначение
Печь предназначена для нагрева нефтяных эмульсий и нефти для установок подготовки и стабилизации нефти суточным объемом 1500-3000 т. Использование ППН-3 особенно актуально на небольших месторождениях. По величине удельного расхода топлива, эффективности эксплуатации и металлоемкости печь превосходит лучшие образцы российских и зарубежных производителей. Печь обеспечивает высокоэффективный «мягкий» режим нагрева нефтей различного состава за счет выравнивания средних значений теплонапряжений по поверхности нагрева.
Устройство и работа печи прямого нагрева ППН-3 и ее составных частей.
В основу конструкции данной печи положены технические решения, обеспечивающие высокую надежность работы, высокую экономичность, снижение удельной металлоемкости и габаритных размеров.
Отмеченные характеристики реализуются в конструкции печи за счет применения принципа рециркуляции дымовых газов с использованием оребренных труб. Это позволяет снизить тепловой поток на поверхности нагрева до 50 КВт/м2 при одновременном увеличении удельной площади поверхности нагрева продуктового змеевика более чем в 4 раза. При этом снижение температуры факела до 1000 °С и обеспечение высокой интенсивности теплоотвода к нагреваемому продукту позволяют обеспечить условия нагрева, при которых температура стенки змеевика превышает температуру нагреваемого продукта не более чем 100-120 °C, что дает возможность использовать печь и для нагрева нефти в процессах стабилизации.
Технологические блоки печи и система автоматизации печи на месте применения связываются между собой и с другими объектами подготовки нефти трубными коммуникациями, кабельными силовыми проводками, а также проводками контроля и автоматики. Камера теплообменная выполнена в виде металлического теплоизолированного корпуса, внутри которого размещены продуктовые змеевики из оребренных труб.
В теплообменной камере осуществляется процесс теплообмена между продуктами сгорания газового топлива, омывающими наружные поверхности труб змеевиков и нагреваемой средой, перемещающейся внутри. Теплообменная камера печи снабжена двумя дымовыми трубами с встроенными корпусами утилизаторов для подогрева топливного газа. В торцевых стенках корпуса камеры имеются отверстия для осмотра внутреннего объема в процессе работы, а передняя оснащена штуцером для подвода инертного газа, либо пара от системы пожаротушения. Потолочная часть корпуса камеры имеет два встроенных взрывных клапана. В основании теплообменной камеры установлено топочное устройство таким образом, что его центральная ось совпадает с вертикальной осью камеры.
В центральной части теплообменной камеры осесимметрично расположены продуктовые змеевики, состоящие из прямых участков труб с ленточным оребрением и соединяющих трубы отводов. Торцевые части камеры заканчиваются газосборочными каналами, в верхней части которых установлены две дымовые трубы прямоугольного сечения. Блок основания печи представляет собой рамную конструкцию, на которую нижним основанием крепится теплообменная камера, а внутри смонтированы камера сгорания с запорной и регулирующей газовой арматурой и вентиляторный агрегат с воздуховодом и регулирующей заслонкой. Оборудование рамы основания защищено от преобладающего направления ветра щитовыми конструкциями, имеющими оконные проемы от затемнения.
Система автоматизации печи ППН-3.
В печи ППН-3 применена микропроцессорная система автоматизации с электрическими исполнительными механизмами, обеспечивающая:
- заданный технологический режим работы печи;
- контроль до взрывоопасной концентрации газовоздушной среды и возгорания продукта в теплообменной камере печи;
- подключение к системе автоматизации пожаротушения.
Система автоматизации выполнена по блочно-функциональному принципу и представляет собой комплекс устройств контроля, управления и сигнализации, размещаемых непосредственно на технологической части печи, а также в помещении аппаратурного блока. Аппаратурный блок - это утепленное помещение, внутри которого размещены: щит контроля и управления, стойка питания, отопители и освещение. Работа печи заключается в нагреве нефтяной эмульсии, проходящей по трубам змеевика за счет тепла, отдаваемого продуктами сгорания и поступающего в пространство теплообменной камеры.
Режим «мягкого» нагрева продукта в трубах достигается путем создания достаточно равномерного поля по всему внутреннему объему теплообменной камеры за счет интенсивной рециркуляции продуктов сгорания. Применение микропроцессорного управления технологическим процессом в печи позволяет поддерживать заданное соотношение топливного газа с воздухом, обеспечивая таким образом стехиометрическое сжигание топливной смеси.
5.1.5 Печь трубчатая блочная ПТБ-10Э
Печь прямого нагрева предназначена для нагрева нефтяных эмульсий и нефти при их промысловой подготовке и транспортировке. Печь обладает более совершенной конструкцией, чем печь ПТБ10А, являясь дальнейшим развитием модели. Эти печи широко используются в России и странах СНГ.
Отличия печи трубчатой ПТБ-10Э от печи ПТБ-10А.
Общая компоновка сохранена, а основные изменения и нововведения следующие:
Применена электрическая система управления с внедрением микропроцессорной системы автоматизации, что обеспечивает возможность работы в составе АСУТП объекта. Отпала необходимость приобретения компрессорной установки для поддержания давления в пневматической линии, т.к. все исполнительные механизмы запорной арматуры заменены на электрический привод.
Системой автоматизации предусмотрены дополнительно:
- контроль опасной концентрации газа в теплообменной камере;
- контроль соотношения газ - воздух, что обеспечивает более полное сгорание топливного газа.
С целью повышения КПД печи (85%) в теплообменной камере дополнительно установлены однорядные змеевики, расположенные вдоль боковых стен.
С целью обеспечения сохранности теплообменной камеры в случае хлопка газовоздушной смеси увеличена площадь взрывных клапанов, которые установлены снаружи в потолочной части теплообменной камеры.
В теплообменной камере установлены змеевики для подогрева топливного газа в зимнее время до температуры +65 °С.
Печь снабжена двумя вентиляторными агрегатами для параллельной работы с возможностью регулирования производительности каждого из них. Вентиляторы с электродвигателями соединены муфтовым соединением.
Вместо помещения ГРП в блоке основания печи применена установка газорегуляторная шкафная УГШ-С.
В результате проведения модернизации печь ПТБ-10Э более надежна в эксплуатации, отвечает всем требованиям нормативной документации и удовлетворяет запросам эксплуатационников.
Автоматизация печи ПТБ-10Э.
В проектируемом нефтепроводе «Ванкор-Пурпе» предусмотрено 2 пункта подогрева нефти. Оба пункта подогрева являются однотипными, поэтому рассмотрим один из них, в частности, НПС-1. Нефтеперекачивающая станция оснащена печами подогрева нефти ПТБ-10Э, в которых осуществляется нагрев нефти.
Нагрев нефти происходит за счет тепла, отдаваемого продуктами сгорания жидкого топлива, сжигаемого в камере сгорания. Процессы, протекающие в печах подогрева нефти, являются сложными и требуют ежесекундного контроля и отслеживания множества параметров, поэтому для простоты эксплуатации все процессы автоматизированы.
Автоматизация печи ПТБ-10Э предусматривает:
- автоматический пуск и останов печи по заданной программе;
- управление пуском и остановкой электродвигателей вентиляторов;
- поддержание заданного соотношения «топливо-воздух» при регулировании температуры нагреваемого продукта;
- регулирование расхода жидкого топлива с помощью регулирующего клапана установленного в блоке подачи топлива (БПТ);
- регулирование расхода нефти регуляторами расхода;
- регулирование давления в топочном пространстве печи;
- измерение и контроль отклонения параметров от норм технологического режима.
Автоматизация печи предусматривает контроль следующих параметров:
- расход нефти, подаваемой в печь - расходомером Rosemount 8800D;
- давление холодной нефти, сигнализация минимального значения - манометрами МП-4У;
- температура нефти на входе, выходе печи, сигнализация отклонения от допустимого значения - датчиком температуры Метран-2700.
Далее рассмотрим каждый из этих приборов.
5.2 Датчик температуры Метран-2700
Датчики температуры Метран-2700 предназначены для измерений температуры жидких и газообразных сред путем преобразования сигнала, поступающего с сенсора на измерительный преобразователь, в унифицированный токовый сигнал 4-20 мА, а также в цифровой сигнал для передачи по протоколу HART, FOUNDATIONFieldbus.
Датчики применяются в системах сбора и обработки информации, управления распределенными объектами регулирования и управления технологическими процессами в различных отраслях промышленности. Датчики также могут использоваться в измерительных системах для проведения учетных операций.
Датчики состоят из первичного преобразователя температуры (сенсора), соединенного с измерительным преобразователем (ИП). ИП конструктивно выполнен в корпусе с расположенными на нем клеммами для подключения сенсора и клеммами для вывода выходного сигнала. Питание ИП совмещено с выходным сигналом (осуществляется по двухпроводной схеме). ИП может быть встроенным в соединительную головку сенсора, либо иметь собственный защитный кожух.
Сенсор представляет собой измерительную вставку с платиновым чувствительным элементом (ЧЭ) с номинальной статической характеристикой преобразования (НСХ) типа «Ptl00» по [19], помещенной в защитную арматуру с защитной головкой или иными монтажными приспособлениями для соединения с ИП. Сенсор может быть одиночным или двойным (с двумя ЧЭ в одной измерительной вставке).
Для измерения температуры при высоких давлениях и скоростях потока предусмотрены защитные гильзы, конструкция которых зависит от допускаемых параметров измеряемой среды.
Принцип действия датчиков температурыМетран-2700 основан на преобразовании сигнала сенсора в унифицированный выходной сигнал постоянного тока 4-20 мА с наложенным на него цифровым частотно-модулированным сигналом в стандарте HART, либо в стандартный выходной сигнал с цифровым протоколом FOUNDATIONFieldbus. Сигнал с сенсора поступает на вход ИП, где преобразуется с помощью аналогово-цифрового преобразователя (АЦП) в дискретный сигнал. Дискретный сигнал обрабатывается с помощью микропроцессорного преобразователя (МП). С выхода МП дискретный сигнал поступает либо на модулятор цифрового протокола FOUNDATIONFieldbus, либо на цифро-аналоговый преобразователь (ЦАП), где происходит преобразование в унифицированный аналоговый сигнал 4-20 мА. ИП с токовым выходным сигналом 4-20 мА, также содержит частотный модулятор HART протокола, который накладывается на аналоговый токовый сигнал.
По цифровым протоколам HART и FOUNDATIONFieldbus, ИП может передавать измеренный сигнал температуры процесса, собственную температуру, различные диагностические и аварийные сигналы, а также конфигурироваться с использованием коммуникатора модели 375, либо при помощи персонального компьютера (имеющего соответствующее программное обеспечение и интерфейсы связи HART либо FOUNDATIONFieldbus).
5.3 Интеллектуальный вихревой расходомер Rosemount 8800D
Измеряемые среды: газ, пар, жидкость. Диаметр условного прохода трубопровода Dу300 мм. Избыточное давление измеряемой среды до 25 Мпа. Выходные сигналы:
4-20 мА с цифровым сигналом на базе HART - протокола;
частотно-импульсный с перенастраиваемой ценой и длительностью импульсов;
Foundation fieldbus (FF).
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений расхода:
по цифровому и импульсному выходу: для жидкости ±0,65%; для пара, газа ±1,35%;
по токовому выходу: дополнительно ±0,025% от диапазона изменений токового выходного сигнала.
Нестабильность ±0,1% от расхода в течение 12 меcяцев.
Внесен в Госреестр средств измерений под №14663-06, сертификат №23997 Сертификат соответствия N РОСС 1^.ГБ05.В01762.
Интеллектуальный вихревой расходомер Rosemount 8800D принадлежит к известному семейству приборов RosemountSMARTFAMILY.
Достоинства:
уникальная незасоряющаяся конструкция;
отсутствие импульсных линий, уплотнений повышает надежность;
повышенная устойчивость к вибрации;
- возможность замены сенсоров без остановки процесса;
малое время отклика;
возможность имитационной поверки;
встроенная самодиагностика;
для 8800DR дополнительно:
расширен динамический диапазон в область малых расходов;
отсутствует необходимость выполнения сужения трубопровода.
Опция MTA (встроенный температурный сенсор) позволяет измерять массовый расход насыщенного пара с компенсацией по температуре для технологического учета.
Принцип действия прибора показан на рисунке 15 и основан на определение частоты вихрей, образующихся в потоке измеряемой среды при обтекании тела специальной формы, установленным в проточной части преобразователя расхода. Частота вихрей пропорциональна объемному расходу определяется при помощи двух пьезодатчиков, которые фиксируют пульсации давления в зоне вихреобразования.
Конструктивно прибор представляет собой моноблок, состоящий из корпуса проточной части и электронного блока. В корпусе проточной части датчика размещены первичные преобразователи объемного расхода, избыточного давления и температуры. На входе в проточную часть датчика установлено тело обтекания 1. За телом обтекания, по направлению потока газа, симметрично расположены два пьезоэлектрических преобразователя пульсаций давления 2. Преобразователь избыточного давления 3 тензорезисторного принципа действия размещен перед телом обтекания вблизи его крепления. Термопреобразователь сопротивления платиновый 4 размещен внутри тела обтекания. Для обеспечения непостредственного контакта измеряемой среды и ТСП в теле обтекания выполнены отверстия 5. Плата цифровой обработки 6 производит обработку сигналов и передает на вычислитель 7.
Расходомеры 8800D имеют разнообразные конструкции проточной части: фланцевая, бесфланцевая, со встроенными коническими переходами, сдвоенная и на высокое давление.
В конструкции расходомеров отсутствуют отверстия и полости, которые могут засоряться в процессе эксплуатации.
Сдвоенный расходомер 8800DDсостоит из двух одинаковых расходомеров, сваренных и откалиброванных так, чтобы в результате получился один расходомер с двуми независимыми каналами измерения расхода для повышения надежности измерений при меньших затратах.
Выходные сигналы:
токовый 4-20 мА c цифровым сигналом на базе HART-протокола;
частотно-импульсный от 0 до 10 кГц с перенастраиваемой ценой и длительностью импульсов;
цифровой Foundation fieldbus (FF).
Цена импульса может быть установлена равной требуемому значению скорости, объема, массы в выбранных единицах измерений, например, 1 импульс = 1 м/с; длительность импульса устанавливается в Гц, например, 10 Гц = 1 м3/ч. Цена и длительность импульсов настраиваются потребителем.
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений объемного расхода:
- по цифровому и частотно-импульсному выходу, для жидкости ±0,65%, пара, газа ±1,35%;
- по токовому выходу: к указанным выше погрешностям дополнительно ±0,025% от диапазона изменений токового выходного сигнала.
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений массового расхода насыщенного пара ±2% при номинальном избыточном давлении 1 МПа и более и наличии опции МТА; дополнительная погрешность при давлении <1 МПа составляет ±0,08% / 0,1 МПа от номинального значения расхода.
Подобные документы
Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода, определение диаметра и толщины стенки трубопровода, выбор насосного оборудования. Расчет на прочность и устойчивость, выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода.
курсовая работа [129,7 K], добавлен 26.06.2010Классификация нефтепроводов, принципы перекачки, виды труб. Технологический расчет магистрального нефтепровода. Определение толщины стенки, расчет на прочность, устойчивость. Перевальная точка, длина нефтепровода. Определение числа перекачивающих станций.
курсовая работа [618,9 K], добавлен 12.03.2015Последовательность и содержание работ при ремонте трубопровода. Разработка траншеи и проверочный расчет толщины стенки на прочность и деформацию, проверка на устойчивость данного нефтепровода на подводном переходе. Испытание отремонтированных участков.
курсовая работа [784,3 K], добавлен 24.09.2014Технологический расчет нефтепровода и выбор насосно-силового оборудования. Определение длины лупинга и расстановка нефтеперекачивающей станции по трассе нефтепровода. Расчет режима работы нефтепровода при увеличении производительности удвоением станций.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 14.05.2021Характеристика магистральных нефтепроводов. Определение диаметра и толщины стенки трубопровода. Расчет потерь напора по длине нефтепровода. Подбор насосного оборудования. Построение гидравлического уклона, профиля и расстановка нефтяных станций.
курсовая работа [146,7 K], добавлен 12.12.2013Определение параметров нефтепровода: диаметра и толщины стенки труб; типа насосно-силового оборудования; рабочего давления, развиваемого нефтеперекачивающими станциями и их количества; необходимой длины лупинга, суммарных потерь напора в трубопроводе.
контрольная работа [25,8 K], добавлен 25.03.2015Построение профиля трассы. Определение плотности и вязкости. Выбор конкурирующих диаметров труб. Вычисление толщины стенки трубы по каждому из диаметров. Порядок проверки на осевые сжимающие напряжения. Проверка работы трубопровода в летних условиях.
курсовая работа [1,1 M], добавлен 09.06.2011Роль трубопроводного транспорта в системе нефтегазовой отрасли промышленности. Гидравлический расчет нефтепровода. Определение количества насосных станций и их размещение. Расчет толщины стенки нефтепровода. Проверка прочности и устойчивости трубопровода.
курсовая работа [179,7 K], добавлен 29.08.2010Разработка технического проекта головной нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода. Обоснование технического решения резервуарного парка станции и выбор магистрального насоса. Расчет кавитационного запаса станции и условия экологии проекта.
контрольная работа [1,8 M], добавлен 08.09.2014Выбор режимов эксплуатации магистрального нефтепровода. Регулирование режимов работы нефтепровода. Описание центробежного насоса со сменными роторами. Увеличение пропускной способности нефтепровода. Перераспределение грузопотоков транспортируемой нефти.
отчет по практике [551,4 K], добавлен 13.04.2015
