Анализ результатов газогидродинамических исследований скважин, подключенных к УКПГ-14 Оренбургского НГКМ

1. Технологическая часть

1.1 Технико-экономическое обоснование строительства нефтепровода

1.2 Описание и выбор трассы

1.3 Обработка исходных данных

1.4 Выбор основного насосно-силового оборудования

1.5 Технологический расчет

1.5.1 Выбор конкурирующих диаметров трубопровода

1.5.2 Механический расчет

1.5.3 Гидравлический расчет

1.5.4 Экономический расчет

1.5.5 Уточненный гидравлический расчет

1.6 Описание основного и вспомогательного оборудования

1.7 Определение емкости резервуарного парка. Выбор типа и количества резервуаров

1.8 Механический расчет стенки корпуса резервуара на прочность

1.9 Прогрев нефти в резервуаре в зимнее время

1.10 Технологическая схема ГНПС

1.11 Генеральный план ГНПС

1.12 Расчет перехода через железную дорогу

2. Безопасность производственных процессов и оборудования

2.1 Уровень безопасности технологического процесса

2.2 Основные производственные опасности и вредности

2.3 Безопасность производственного оборудования

2.4 Размещение оборудования и организация рабочих мест

2.5 Приемы безопасной работы, научная организация труда

2.6 Коллективные и индивидуальные средства защиты работающих

2.7 Средства и оборудование пожаротушения

2.8 Обеспечение БЖД в чрезвычайных ситуациях

2.9 Расчет освещения машинного зала НПС

2.10 Расчет вентиляции машинного зала НПС

2.11 Молниезащита здания насосной станции НПС

2.12 Перечень основной нормативно-технической документации, требования которой использованы в проекте

3. Охрана окружающей среды

3.1 Мероприятия по защите окружающей среды в период строительства нефтепровода

3.2 Оценка надежности нефтепровода

3.3 Расчет ущерба окружающей среде в случае аварии на нефтепроводе

4. Экономическая часть

4.1 Определение капитальных вложений

4.2 Расчет эксплуатационных расходов

4.3 Технико-экономические показатели нефтепровода

О возможности применения трубопроводов для транспортирования различных газообразных, жидких и твердых материалов известно давно. Однако широкое распространение трубопроводы получили в последние сорок лет, в связи с необходимостью транспортирования нефти и газа от места их добычи к местам потребления. Трудно представить каким видом транспорта, кроме трубопроводного, можно ежегодно перемещать миллиарды кубических метров газа и нефти. Доставка нефти и нефтепродуктов по железной дороге обходится дороже, чем по трубопроводам. Перевозка сотен миллионов тонн нефти по железной дороге существенно снижает пропускную способность железных дорог.

При транспортировании газа и нефти по трубопроводам потери продуктов (по сравнению с другими видами транспорта) минимальны благодаря высокой степени герметизации трубопроводов и перекачивающего оборудования. Непрерывность и равномерность подачи продукта по трубопроводу позволяет обеспечивать ритмичную и четкую работу производств получающих топливо (или сырье) по трубопроводам. Важный фактор — возможность быстрого строительства трубопроводов большой протяженности в самых сложных условиях.

Строительство любой дороги требует больших площадей земель, часто плодородных. Применяющиеся в настоящее время методы строительства трубопроводов позволяют практически полностью использовать в сельском хозяйстве землю вдоль трубопроводных трасс. Тем самым уменьшается изъятие земель из сельскохозяйственного производства.

Создание материально-технической базы страны немыслимо без высокоразвитого транспорта нефти и газа. Основными направлениями социального и экономического развития страны предусмотрено дальнейшее развитие трубопроводного транспорта, существенное увеличение строительства газотранспортных сетей и нефтепродуктов, отводов от них до потребителей. Из-за удаленности районов потребления нефти, нефтепродуктов и газа от мест добычи и переработки ведет к увеличению протяженности трубопроводного транспорта.

Разветвленная сеть трубопроводов совместно с системой хранения нефти и газа обеспечивает бесперебойное снабжение всех отраслей народного хозяйства и населения необходимым количеством нефтепродуктов и газа, что в свою очередь является надежной основой всего народного хозяйства. Для этого необходимо, чтобы средства транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов соответствовали уровню добычи и переработки. Экономика транспорта нефти и нефтепродуктов существенно влияет на размещение нефтеперерабатывающих заводов и нефтебаз. Наиболее целесообразно строительство нефтеперерабатывающих заводов в центрах районов потребления. Транспортировка от промыслов до районов потребления однородного продукта — нефти гораздо дешевле, чем доставка на тоже расстояние множества разнообразных нефтепродуктов.

Необходимость строительства нефтепровода «Оренбург — Орск» обусловлена наличием запасом нефти на оренбургском газоконденсатном месторождении и сопутствующих месторождениях и потребность народного хозяйства Оренбургской области в нефтепродуктах, к тому же более дешевых по стоимости, чем поставляемы в область из соседних регионов. А также наличием производственных мощностей на переработку собственного сырья, Оренбургской нефти, на Орском заводе «Орскнефтеоргсинтез» .

Транспортировка нефти из Оренбурга в Орск и ее переработка в Орске наиболее экономически выгодна для Оренбургской области, так, как существенную долю в себестоимости готовых нефтепродуктов составляют транспортные расходы по их транспортировке различными видами транспорта до мелких потребителей.

1. Технологическая часть

1.1 Технико-экономическое обоснование строительства нефтепровода

Для транспортирования нефтей и нефтепродуктов на дальние расстояния применяют трубопроводный, железнодорожный и водный транспорт. В связи с этим возникает вопрос о выборе наивыгоднейшего способа транспортировки. В настоящее время эта задача решается путем сопоставления приведенных годовых расходов по различным видам транспорта. Оптимальным считается вариант с наименьшими приведенными расходами.

Приведенные расходы определяются по формуле:

где: Э — эксплуатационные расходы по данному виду транспорта;

Е — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложении;

К — капиталовложения в соответствующий вид транспорта.

В данном проекте рассматриваем транспортировку нефти (4,5 млн. т/год) из Оренбурга (Оренбургский газоперерабатывающий завод) в Орск (Завод Орскнефтеоргсинтез).

Транспортировку можно осуществлять по железной дороге Оренбург-Орск расстоянием 345 км, и по трубопроводу протяженностью 280 км. По данным ИКТП и Гипротрубопровода, средняя себестоимость перевозок S характеризуется следующими данными:

трубопроводный транспорт — 0,12 коп/т.км;

железнодорожный транспорт — 0,33 коп/т.км.

Себестоимость перекачки нефтепродуктов по магистральному трубопроводу зависит от его диаметра.

Для заданной пропускной способности (табл. 3 [11]) выбираем рекомендуемый диаметр трубопровода D = 426 мм, для которого себестоимость перекачки S = 0,15 коп/(т.км) с. 15. Эксплуатационные расходы различных видов транспорта определяют по формуле:

где — G_год количество транспортируемого нефтепродукта в год;

L — длинна пути.

Вычисляем эксплуатационные расходы:

железнодорожного транспорта:

руб/год;

трубопроводного транспорта:

руб/год;

Капитальные вложения в трубопроводный транспорт К_тр слагаются из затрат на сооружение линейной части трубопровода К_л и затрат на сооружение перекачивающих станций:

К_тр = К_л + К_пс.

Капитальные затраты в линейную часть определяются по выражению:

К_л = С_л — L_тр,

где: L_тр — длинна трубопровода;

С_л — затраты на сооружение 1 км. линейной части трубопровода. Из (с. 16 [13]): С_л = 37.6 тыс. руб/км;

руб.

Капитальные затраты на сооружение перекачивающих станции определяют по выражению:

где: стоимость соответственно головной и промежуточной насосных станций;

n — общее число насосных станций;

V_р — необходимая вместимость резервуаров на конечном пункте;

С_р — стоимость 1 м³ установленной емкости.

Из (табл. 12 [1]):

Число перекачивающих станций n выбираем ориентировочно из условия, что на каждые 100 — 150 км. трубопровода приходится одна перекачивающая станция.

Принимаем n = 2 станции.

В соответствии с нормами технологического проектирования — вместимость резервуарного парка на конечном пункте трубопровода:

где Q_сут— суточная производительность трубопровода;

350 — число рабочих дней;

0,84 — плотности нефти;

0,95 — коэффициент использования емкости.

руб Определяем капитальные вложения в трубопроводный транспорт:

К_тр = К_л + К_пс = руб.

Территориальный коэффициент для Оренбургской области К_т = 1,1. Капитальные вложения с учетом территориального коэффициента:

К_тр = 1,1· 15,002 · 10⁶ = 16,502 · 10⁶ руб.

Приведенные затраты для трубопроводного транспорта находим по формуле:

Р_тр = Э_тр + Е· К_тр = 1,89 · 10⁶ + 0,12 · 16,502 · 10⁶ = 3,8703 · 10⁶ руб/год.

Для определения капитальных затрат в железнодорожный транспорт будем учитывать только дополнительные затраты на расширение парка вагонов цистерн, теплои электровозов, так как транспортировка нефти в данном проекте осуществляется по существующей железной дороге.

При сооружении новой железной дороги, по которой будут перевозиться преимущественно нефтяные грузы, необходимо учитывать затраты на сооружение железнодорожного пути. Помимо этого, необходимо учитывать затраты на сооружение сливно-наливных эстакад и коммуникаций.

К_жд = Z· С_z + Ц· С_ц,

где Z — число электровозов,

где Ц — необходимое число вагонов — цистерн.

где n_м— число цистерн в маршруте;

G_год — заданное количество транспортируемого нефтепродукта,

g — вместимость одной цистерны, п_ц — число оборотов одной цистерны за год,

— плотность нефтепродукта.

где, — полное время оборота одной цистерны сут где L_жд — расстояние, на которое осуществляется перевозка по железной дороге;

L_жд = 345 км;

L_жд = 200 — 250 км/сут — средний пробег цистерны.

Принимаем L_жд = 230 км/сут.

— время погрузки и выгрузок, = 4ч;

= 1−1.5 — коэффициент равномерности работы железнодорожного транспорта.

Принимаем — 1,25.

С_Z — стоимость одного теплоили электровоза.

Принимаем С_Z = 1,2· 10⁵ руб.

С_ц — б, 85· 10³ руб. — стоимость одной цистерны.

Определяем капиталовложения в железнодорожный транспорт:

К_жд = 120· 10³·16+5,65·10³·930 = 7,1745· 10⁶ руб.

Определяем приведенные расходы в железнодорожный транспорт:

Р_жд = 5,123· 10⁶+0,12·7,1745·10⁶ = 5,9839· 10⁶ руб/год.

Сравнивая приведенные годовые расходы :

Р_тр = 3,8703· 10⁶ руб/год.

Р_жд = 5,9839· 10⁶ руб/год.

Так как Р_тр < Р_жд — следовательно, наиболее экономически выгодным при заданном грузопотоке и расстоянии транспортировки, является трубопроводный транспорт нефти, так как в этом случае приведенные годовые расходы наименьшие.

1.2 Описание и выбор трассы нефтепровода

Трасса нефтепровода проходит по Оренбургское области в восточном направлении.

За начало трассы проектируемого нефтепровода принимается площадка запуска очистных устройств, находящаяся вблизи головной насосной станции, расположенной на расстоянии 3 км. от Оренбургского ГПЗ.

Протяженность трассы, по предварительным изысканиям, составляет 280 км. Конечную точку трубопровода составляет площадка приема очистных устройств находящихся вблизи резервуарного парка на конечном пункте трубопровода, на заводе «Орскнефтеоргсинтез»

Между начальным и конечным пунктами можно проложить трубопровод по многим трассам. Самой короткой будет трасса, получаемая соединеним начала и конца трубопровода прямой линией. Эту линию называют геодезической прямой. Однако прокладка трубопровода по такой кратчайшей трассе не всегда осуществима и во многих случаях не является наиболее выгодной.

Трубопровод нельзя прокладывать через населенные пункты, причем минимальное расстояние от крайнего строения до нефтепровода должно составлять не менее 350 м. Трубопровод нецелесообразно прокладывать вдоль русел рек, через озера, водохранилища если их можно обойти при небольшом удлинении трассы. Также необходимо обходить заповедники и площадки горных разработок. Все это вынуждает удлинять трассу по сравнению с геодезической линией.

Проектируемый нефтепровод проходит вблизи городов: Оренбург, Кувандык, Медногорск, Новотроицк, Орск. Расстояние от населенных пунктов до трубопровода соответствует нормам проектирования. Трубопровод пересекает две крупные реки: Урал (шириной 112 м, глубиной 2 м. в месте перехода) Сакмару (шириной 100 м, глубиной 3 м) и 5 мелких речек: Каргалка, Полковая, Чебокла, Бол. Каяла и Губерля. По трассе трубопровода имеется 15 переходов через искусственные препятствия: 6 переходов через железные дороги и 9 переходов через автомобильные дороги.

Рельеф трассы составляет равнинно-холмистая местность с пологими горными участками в районе южной границы Уральских гор с уклоном не превышающим 20.

В геологическом отношении район прохождения трассы трубопровода характеризуется почвами: преобладают глины и суглинки. В горных районах, различные горные породы скального и осадочного типа.

Климат района — резко-континентальный, характерна холодная, снежная зима с температурой -25−35С и жаркое лето +25 +35С. Годовое количество осадков составляет 250−500 мм.

Район прохождения трассы нефтепровода несейсмичен.

1.3 Обработка исходных данных

В данном проекте рассматривается транспорт нефти нефтяных залежей Оренбургского газоконденсатного и сопутствующих месторождений.

Удельная физико-химическая характеристика нефти:

Плотность при t = 20? С;

= 840,6 кг/м³

Кинематическая вязкость^

при t = 20C Y₂₀ = 6,93 сСт;

при t = 50С Y₅₀ = 2,21 сСт.

Коэффициент теплопроводности = 0,13 Вт/(м· К);

Температура застывания нефти t_з = -16С;

Удельная теплоемкость С_р = 2100 Дж/(кг· К);

Содержание парафина 4,9%.

Технологический расчет нефтепровода ведут для самых невыгодных условий, каковыми являются зимние условия. Исходя из того, что минимальная глубина заложения для нефтепроводов D < 1000 мм. составляет h = 0,8 — 1,0 м. и диаметр трубопровода равен 426 мм. Находим глубину от поверхности до продольной оси трубопровода:

м.

По таблице 4.13 находим минимальную температуру на глубине заложения трубопровода. Она составляет Т = 0С.

1. Рассчитываем плотность нефти при минимальной температуре:

где — температурная поправка, Т = 0С — минимальная температура грунта на глубине заложения нефтепровода.

кг/м³.

2. Пропускная способность нефтепровода:

Часовая производительность:

м³/ч.

Секундная производительность:

м³/ч.

где G = 4,5· 10⁶ — годовая производительность нефтепровода;

= 855 кг/м³ — плотность нефти;

350 — число рабочих дней.

3. Вязкость нефти при минимальной температуре:

Y = Y_* · exp· [-u·(T-T_*)],

где u — коэффициент крутизны вискограммы, 1/К;

Y_* — кинематическая вязкость при известной температуре.

1/К

Y₀ = 6,93· exp[-0.38 096·(0−20)]=14,85·10^-6 м²/c.

Кинематическая вязкость нефти при температуре Т=0?С Y₀=14,85сСт.

В области рабочих давлений до 10 МПа плотность, теплопроводность, кинематическая вязкость нефти меняются несущественно. Поэтому при расчетах влияния давления на эти характеристики не учитывается.

1.4 Выбор основного насосно-силового оборудования

При данной пропускной способности Q = 0,174 м³/ч согласно таблице 11 принимаем в качестве основного насосно-силового оборудования насосы марки НМ 710 — 280 в количестве 4 штук (3 рабочих + 1 резервный) соединенных последовательно, для создания необходимого напора насосной станцией.

Насосы рассчитаны на подачу Q = 0,197 м³/с (710 м³/ч) и развиваемый напор Н = 280 м, допустимый кавитационный запас h_д = 6 м, КПД = 80% с электродвигателем марки 2 АМЗ 1 800/6000 У5 мощностью N = 800 кВт и частотой вращения n = 3000 об/мин.

В качестве подпорного принимаем насос марки 12НДсНм в количестве 2 штуки (1 рабочий + 1 резервный) с номинальной подачей Q = 610 -1050 м³/ч и развиваемым напором h =28 — 42 м., КПД = 87% с электродвигателем марки ВАО 315 S — 6 мощностью N= 110кВт и частотой т = 960 об/мин.

Находим максимальный напор развиваемый станцией при выбранном насосно-силовом оборудовании:

МПа, где, Н_ст — напор развиваемый одним насосом,

— напор развиваемый подпорным насосом,

g = 9,81 м/с² — ускорение свободного падения.

Существующие характеристики H — Q центробежных насосов составлены из условия перекачки воды, отличающейся по вязкости от нефти, то необходимо сделать перерасчет характеристики насосов с воды на нефть с учетом поправочных коэффициентов. Для этого определим число Рейнольдса для насоса НМ 710 — 280 [2]:

Где Q — подача насоса в м/ч;

Y — 0,1485 см²/с кинематическая вязкость нефти;

D₂ = 31,2 мм., В₂ = 3,4 мм. — соответственно внешний диаметр и ширина рабочего колеса насоса на внешнем диаметре. табл. 2.19.

По таблице 2.18 находим значения поправочных коэффициентов к подаче, напору и КПД насоса при Re = 59 810,8

К_Q = 1;

К_Н = 1;

= 0,995.

Следовательно, характеристика H-Q насоса НМ 710−280 остается практически неизменной при работе на нефти, то есть аналогичной, что и при работе на воде. Перерасчета характеристики не требуется.

1.5 Технологический расчет

1.5.1 Выбор конкурирующих диаметров трубопроводов

Для нахождения оптимального диаметра нефтепровода в соответствии с таблицей 3[1] для пропускной способности 4,5 млн. т/год выбираем три конкурирующих диаметра, по которым возможна перекачка заданнго объема нефти:

D₁ = 377 мм,

D₂ = 426 мм,

D₃ = 529 мм.

1.5.2 Механический расчет

Для магистральных трубопроводов с наружным диаметром 377 мм. И 426 мм. Применяем стальные, бесшовные, горячекатаные трубы из углеродистой стали марки 20, с временем сопротивления разрыву = 420 МПа и пределом текучести = 250 МПа. Для диаметра 529 мм. Принимаем электросварные, прямошовные трубы из углеродистой стали марки 14ХГС с разрыву = 500 МПа и пределом текучести = 350 МПа.

1. Определяет толщину стенки трубопроводов:

Где n₁ = 1,5 — коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе, [1];

Р — рабочее давление;

D_н — наружный диаметр;

R₁ — нормативное сопротивление одноосному растяжению металла труб и сварных соединений из условия работы на разрыв.

Где m₀ — коэффициент условий работы трубопровода;

m₀ = 0,75 для трубопроводов II класса;

m₀ = 0,9 для трубопроводов III класса;

k₁ =1,55 коэффициент безопасности по материалу (табл. 5.3 [2]);

k_н = 1 — коэффициент надежности (табл. 5.5 [2]);

R_н1 = - предел прочности металла труб.

МПа для труб диаметром 377 и 426 мм.

МПа для трубы диаметром 500 мм.

Толщина стенки трубопроводов:

мм,

мм,

мм, Принимаем:

= 7 мм., = 8 мм., = 9 мм.

2. Определяем внутренний диаметр трубопроводов:

d_в1 = D_н1 — 2 · = 377 — 2 · 7 = 363 мм.,

d_в2 = D_н2 — 2 · = 426 — 2 · 8 = 410 мм.,

d_в3 = D_н3 — 2 · = 529 — 2 · 8 = 511 мм.,

1.5.3 Гидравлический расчет

Исходные данные:

Длина трассы L = 280 км;

Нивелирные отметки начала и конца трассы:

Оренбург z₁ = 175 м.

Орск z₂ = 200 м.

Глубина заложения нефтепровода до верхней образующей трубы 0,8 м.

Минимальная температура грунта на глубине заложения нефтепровода t = 0С.

Плотность нефти = 855,1 кг/м³,

Кинематическая вязкость Y₀ = 14,85 · 10^-6 м²/с.

Давление развиваемое насосной станцией Р = 7,38 МПа.

Расход нефти: Q_с = 0,174 м³/ч;

Q_ч = 626,57 м³/ч.

1. Определяем среднюю скорость движения нефти в трубопроводе:

Где Q_с — секундная производительность трубопровода;

d — внутренний диаметр.

м/с²,

м/с²,

м/с²,

2. Вычисляем число Рейнольдса, характеризующие режим движения нефти по трубопроводам:

Где W — скорость движения нефти в трубопроводе,

Y = 14,85 · 10^-6 м²/с — кинематическая вязкость нефти.

3. Вычисляем переходное число Рейнольдса между областями гладкого и смешанного трения:

Где k_э — эквивалентная шероховатость стенки трубы.

Для магистральных трубопроводов принимаем k_э = 0,1 мм.

.

4. Вычисляем переходное число Рейнольдса между областями смешанного и совершенно шероховатого трения для трубопровода диаметром 377 мм.

.

5. Определяем режим движения нефти в трубопроводах:

Следовательно, в трубопроводе диаметром 377 мм. Турбулентный режим движения в зоне смешанного трения, а в трубопроводах диаметром 426 и 529 мм. турбулентный режим в зоне гладкого трения.

6. Определяем потери напора на трение в трубопроводе на единицу длины (гидравлический уклон) по обобщенной формуле Либензона [1]:

;

Где, m, A, — характеристики движения жидкости.

По таблице 17 для режима движения в зоне смешанного трения:

m = 0,123;

0,127· lg — 0.627;

А = 10;

= 0,0802· А где — коэффициент относительной шероховатости трубы.

=А 0,0802 = 0,833 471 0,0802 = 0,668.

Тогда гидравлический уклон для трубопровода D = 377:

По таблице 17 для режима движения в зоне гладкого трения:

m = 0,25;

А = 0,3164;

= 0,0246.

Тогда гидравлический уклон для D = 426 и 529 мм:

7. Определяем расчетную длину трассы нефтепровода Возвышенность на трассе, от которой нефть приходит на конечный пункт нефтепровода самотеком, является первоначальной точкой.

Для варианта с диаметром трубопровода 377 и 426 мм перевальных точек нет и расчетная длина трубопровода равна его полной длине.

L₁ = L₂ = 280 км.

Разность невелирных отметок:

z₁ = z₂ — z₁ = 200 — 175 = 25 м.

Для варианта трубопровода диаметром 529 мм. есть первоначальная точка на расстоянии 237 км. от начала трассы и высотой z_п = 380 м.

Расчетная длина нефтепровода:

L₃ = 237 км. то есть на 43 км меньше полной длины.

Расчет перепад нивелирных отметок:

z₃ = z_п — z₁ = 380 — 175 = 205 м.

На участке трубопровода между перевальной точкой z_п и конечным пунктом z₂ имеется избыток напора, который расходуется на увеличение скорости движения жидкости в трубопроводе, что приводит к течению неполным сечением. Пространство, свободное от нефти будет занято выделившимися из нее парами и растворенными газами. Во избежание разрыва оплошности потока на конечном пункте следует поддерживать давление, обеспечивающее запас напора на перевальной точке равный м.

Разность нивелирных отметок перевальной точки и конечного пункта:

z = z_п — z₂ = 380 — 200 = 180 м Потери напора в трубопроводе на участке L₃ = 43 км за перевальной точкой:

h₃ = i₃ · L₃ = 0,1 730· 43· 10³ = 74,4 м Избыток напора:

h_и = h_п — h₃ — h = 180 — 74.4 — 10 = 95,6 м.

8. Потери напора на трение в трубопроводах:

h₁ = i₁ · L₁ = 0,8 948· 280· 10³ = 2505,44 м,

h₂ = i₂ · L₂ = 0,4 924· 280· 10³ = 1378,72 м,

h₁ = i₁ · L₁ = 0,1 730· 237· 10³ = 410,01 м,

9. Полные потери напора в трубопроводах, при условии что потери на местные сопротивления составляют 1% от потерь на трение в трубопроводе:

H₁ = 1,01· h₁ + z₁ = 1,01· 2505,44 + 25 = 2555,49 м.,

H₂ = 1,01· h₂ + z₂ = 1,01· 1378,72 + 25 = 1417,51 м.,

H₃ = 1,01· h₃ + z₃ = 1,01· 410,01 + 225 = 639,11 м.,

10. Определяем число насосных станций:

Где H — полные потери напора,

h — необходимый напор, Н_ст = 3· Н_нас = 3· 280 = 840 м. — напор одной станции.

Принимаем количество насосных станций: n₁ = 3, n₂ = 2, n₃ = 1

1.5.4 Экономический расчет

Для выбора оптимального диаметра трубопровода из конкурирующих вариантов найдем и сравним годовые расходы каждого из вариантов. Они складываются из эксплуатационных расходов и капитальных вложений [1]:

Р = Э + Е· К.

1. Полные капиталовложения состоят из капитальных затрат на сооружение линейной части и затрат на сооружение перекачивающих станций:

К = К_л + К_пс.

Капитальные затраты на сооружение линейной части.

К_л = С_л · L,

Где С_л — затраты на сооружение 1 км. трубопровода, Для

К_л1 = С_л1 · L = 33,6· 10³ · 280 = 9408 · 10³ руб, К_л2 = С_л2 · L = 37,6· 10³ · 280 = 10 528 · 10³ руб, К_л3 = С_л3 · L = 56,6· 10³ · 280 = 15 848 · 10³ руб, Капитальные затраты на сооружение перекачивающих станций [1]:

К_пс = С_гпс + (n — 1) · С_ппс

Где С_гпс, С_ппс — стоимость сооружения соответственно головной и промежуточной станций,

n — число насосных станций.

С_гпс =2556 · 10³ руб, С_ппс =1274 · 10³ руб.

К_пс1 = С_гпс + (n — 1) · С_ппс = 2556 · 10³ + (3 — 1) · 1274 · 10³ = 5104 · 10³

р.уб, К_пс2 = С_гпс + (n — 1) · С_ппс = 2556 · 10³ + (2 — 1) · 1274 · 10³ = 3830 · 10³

руб, К_пс3 = С_гпс + (n — 1) · С_ппс = 2556 · 10³ + (1 — 1) · 1274 · 10³ = 2556 · 10³

руб, Полные капиталовложения:

К₁ = К_л1 + К_пс1 = 9,408 · 10⁶ + 5104 · 10³ = 14,512 · 10⁶ руб, К₂ = К_л2 + К_пс2 = 10,528 · 10⁶ + 3830 · 10³ = 14,358 · 10⁶ руб, К₃ = К_л3 + К_пс3 = 15,848 · 10⁶ + 2556 · 10³ = 18,408 · 10⁶ руб,

2. Эксплуатационные расходы по каждому из конкурирующих вариантов [1]:

Э = S · G_год · L,

Где S — средняя себестоимость,

G = 4,5 мил. т/год — количество транспортируемого продукта в год,

L = 280 км. — длина нефтепровода.

Средняя себестоимость перекачки зависит от диаметра трубопровода [1]:

S₁ = 0,17 коп/(т.· км.) — 377 мм,

S₂ = 0,15 коп/(т.· км.) — 427 мм,

S₃ = 0,13 коп/(т.· км.) — 529 мм.

Э₁ = 0,17 · 4,5 · 10⁶ · 280 = 2,142 · 10⁶ руб/год, Э₂ = 0,15 · 4,5 · 10⁶ · 280 = 1,890 · 10⁶ руб/год, Э₃ = 0,13 · 4,5 · 10⁶ · 280 = 1,638 · 10⁶ руб/год,

3. Приведенные годовые расходы: Р = Э + Е · К, Где Е = 0,12 1/год — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений.

Р₁ = Э₁ + Е · К₁ = 2,142 · 10⁶ + 0,12 · 14,512 · 10⁶ = 3,840 · 10⁶ руб./год, Р₂ = Э₂ + Е · К₂ = 1,890 · 10⁶ + 0,12 · 14,353 · 10⁶ = 3,613 · 10⁶ руб./год, Р₃ = Э₃ + Е · К₃ = 1,638 · 10⁶ + 0,12 · 18,408 · 10⁶ = 3,847 · 10⁶ руб./год.

Р₁ > Р₂ < Р₃

По наименьшим приведенным расходам оптимальным вариантам является трубопровод диаметром 426 мм. с двумя насосно-перекачивающими станциями.

Таблица 1.1

Результаты расчетов по выбору оптимального варианта трубопровода

1.5.5 Уточненный гидравлический расчет

Характеристику насосной станции рассматривают совместно с гидравлической характеристикой трубопровода. Для определения действительной пропускной способности трубопровода строим совмещенную характеристику трубопровода и насосной станции.

Где = 0,0246 с²/м,

m = 0,25,

L = 280 км.,

= 25 м.

Где ,

Суммарную характеристику всех насосов насосно-перекачивающих станций получают сложением напоров насосов при одинаковых расходах, с учетом поднапора ГНПС h₁= 40 м и необходимых остаточных напоров перед промежуточной НПС h₂ = 40 м и остаточного напора на конечном пункте трубопровода h_к = 20 — 40 м.

Н = 6 · Н_нас + h₁ + h₂ + h_к = 6 · Н_нас — 40,

Где Н_нас — напор создаваемый одним насосом.

Из характеристики следует, что полный напор, развиваемый всеми насосами и их подача в рабочей точке составляют: м, Q = 690 м³/ч, Таблица 1.2

Данные для построения совмещенной характеристики трубопровода и насосных станций

что превышает расчетную подачу (Q_ч = 626,57 м³/ч).

Необходимо сместить рабочую точку до расчетного расхода. Это можно сделать либо дросселированием, либо уменьшением наружного диаметра рабочих колес насосов.

Рассчитаем необходимую степень обточки рабочих колес основных насосов на величину, позволяющую снизить расход до расчетного и погасить излишний развиваемый напор.

С учетом давления Р_пр, на которое рассчитан корпус магистрального насоса и напора развиваемого станцией проведем проверку условия прочности корпуса насоса:

Где Н_ст = 3 · h_мн + h_пн = 3 · 305+ 40,

h_мн, h_пн — напоры соответственно одного основного и подпорного насосов при расчетной подаче, Р_пр = 9 МПа-максимальное рабочее давление корпуса насоса [5]

955 < 1169

Условие прочности корпуса выполняется.

Необходимую степень обточки рабочего колеса можно определить по соотношениям [1]:

Где — внешний диаметр рабочего колеса соответственно до и после обточки,

Q^I — подача насоса после обточки.

По совмещенной характеристике (рис. 1.2) определяем величину излишнего напора развиваемого всеми насосами:

Н_и = 1780 — 1420 = 360 м.,

И одним насосом:

м.

Тогда, один насос должен развивать напор:

м.,

гдесоответственно напоры насоса до и после обточки.

Определяем необходимую степень обточки при заданных:

Q^I = 626,6 м/ч,

=245 м по формуле.

где, а и в — коэффициенты определяемые по характеристикам насоса (рис. 1.1_ до обточки по значениям подачи Q₁ и Q₂, которым соответствуют напоры выбранные из рабочей зоны:

Q₁ = 600 м³/чh_мн1 = 310 м,

Q₂ = 650 м³/чh_мн2 = 300 м, мм Где D₂ = 312 мм — диаметр рабочего колеса.

То есть необходимо обточить колесо на 8,45%, что вполне допустимо, так как обточка на величину более, чем 10% существенно снижает КПД насоса.

Магистральные насосы НМ 710 — 280 комплектуются колесами D₂=312 мм. на 100% подачу и D₂ = 285 мм. на 70% подачу.

Принимаем к установке насосы НМ 710 — 280 с рабочими колесами D₂=285 мм., чтобы не применять оболочку колес D₂=312 мм.

Снимая значения Q и Н с заводской характеристики насоса по формулам:

и

строим новую характеристику насосных станций для насосов с рабочими колесами диаметром 285 мм.

Из новой характеристики (рис. 1.2) следует, что полный напор развиваемый насосами равен 1420 м. и подача составляет 626,6 м³/ч, что соответствует расчетным потерям и пропускной способности трубопровода.

Совместная характеристика трубопровода и насосных станций Рис. 1.2

1.6 Основное и вспомогательное оборудование

Основное технологическое оборудование НПС:

Насосная станция;

Подпорная насосная;

Резервуарный парк на ГНПС Технологические трубопроводы;

Узел подключения НПС к нефтепроводу включая совмещенный узел приема м запуска очистных устройств;

Блок редуцирования нефти на выкидке НПС с ППК;

Емкость аварийного сброса нефти.

Насосный агрегат состоит из:

насоса;

электродвигателя;

средства контроля и защиты насосных агрегатов;

электрокомутирующей арматуры.

В насосном агрегате производится:

Контроль давления на всасывающем и нагнетательном патрубке насоса;

Контроль электрических параметров электродвигателя;

Тепловой контроль корпуса насоса и электродвигателя;

Контроль подачи масла в системах смазки;

Тепловой контроль узлов с трущимися деталями (подшипники и уплотнения вала насоса);

Контроль герметичности торцевого уплотнения;

Тепловой контроль входящего в электродвигатель и выходящего воздуха;

Контроль давления в линии загрузки;

Контроль вибраций;

Учет часов наработки насосного агрегата.

Система защиты отключает насосный агрегат в случае срабатывания аварийной системы защиты.

Предусмотрены следующие системы защиты:

Защита от снижения давления на входе в насос во избежание возникновения кавитационных явлений;

Защита от чрезмерного повышения давления на входе в насос;

Защита от падения давления на выходе из насоса;

Тепловая защита корпуса насоса, предотвращающая длительную работу насоса с закрытой задвижкой;

Защита срабатывания при разгерметизации торцевого уплотнения.

Вспомогательное оборудование насосной станции:

систему загрузки торцевого уплотнения;

дренажная система с емкостью и насосом;

система отбора утечек от торцевых уплотнений;

централизованную систему смазки и охлаждения подшипников;

систему подачи воды для охлаждения воздуха внутри электродвигателя и масла в теплообменниках;

систему подачи и подготовки сжатого воздуха;

систему оборотного водоснабжения и воздушного охлаждения воды (АВО);

склад масел с установкой регенерации масла;

системы пожаротушения;

грузоподъемные механизмы.

Все системы закрытого исполнения и циркулируют по замкнутому кругу.

1.7 Определение емкости резервуарного парка

Выбор типа и количества резервуаров

Объем резервуарного парка ГНПС определяется из расчета обеспечения хранения нефти в количестве 2−3 суточной производительности нефтепровода.

м³/сут, м³.

Принимаем объем резервуарного парка V_рп = 40 000 м³

Для хранения нефти и нефтепродуктов используют резервуары самых различных конструкций; в основном стальные и железобетонные. Наиболее распространены стальные цилиндрические вертикальные резервуары, как наиболее экономичные по стоимости и трудоемкости изготовления.

К установке принимаем стальные вертикальные цилиндрические резервуары с понтоном типа РВС 10 000 м³ в количестве 4 штук.

Таблица 1.3

Характеристика РВС 10 000 со сферической кровлей и металлическим понтоном [2]

При изготовлении резервуара из стали В Ст3пс6 толщина стенки составляет по поясам (снизу вверх) 13, 11, 10, 8, 7, 7, 7 и 7 мм, толщина днища 5 мм.

Резервуары сооружают индустриальным методом из рулонных заготовок, поставляемых с завода-изготовителя. Стенка поставляется в двух рулонах, а днище в одном. Сферическое покрытие изготавливают из 32 сферических щитов. Радиальные ребра приняты из двутавра № 24 и уголков, а кольцевые — из швеллера № 10 и 14. Покрытие по контуру опирается на кольцо из швеллера № 24 и сварное кольцо жесткости в виде двутавра высотой 708 мм.

Настил кровли имеет толщину 3 мм, а окрайки — 8 мм. Радиус кривизны покрытия 50 м., высота купола 3 м Окрайки днища имеют толщину 10 и 8 мм, центральная часть — 5 м.

Резервуар оборудуется люками-лазами, шахтной лестницей и ограждением по крыше.

Конструкция понтона представляет собой днище из листовой стали толщиной 4 мм., по периметру которого приварены два замкнутых кольцевых ребра, отстоящих друг от друга на расстоянии 2,8 м. Кольцевые ребра придают жесткость всей конструкции понтона при его движении при сливе и наливе нефти, а также создают необходимый запас плавучести на случай затопления его центральной части. Для повышения жесткости системы и обеспечения совместной работы кольцевых ребер, последние соединены между собой радиальными ребрами, размещенные с шагом, равным 1/48 части окружности.

Кольцевые и радиальные ребра приварены к днищу понтона сплошными швами. Общая масса понтона составляет 79,6 тонн.

Днище понтона поставляется в виде четырех полотнищ, свернутых в один рулон, остальные конструкции — в виде отдельных монтажных элементов.

В нижнем положении понтон опирается на трубчатые стойки высотой 1,8 м. Стойки плавающие т. е. они закреплены в радиальных ребрах и днище понтона и перемещаются вмести с ним. На днище резервуара под каждой стойкой приварена опорная плита размеров 10×600×600 мм.

Между понтоном и стеной резервуара предусмотрен зазор 200 мм., чтобы не испарялась нефть. В зазоре установлен уплотняющий затвор. Во избежание возможного поворота понтона при его перемещениях, имеются две диаметрально расположенные трубы. В отличии от конструкций резервуаров без понтона, в резервуарах с понтоном, помимо люка-лаза в первом поясе, устанавливается еще люк-лаз в третьем поясе, для того, чтобы можно было проникнуть внутрь резервуара на поверхность понтона. В целом применение понтона позволяет снизить потери от испарения на 85−95% в зависимости от оборачиваемости резервуара.

Резервуарный парк ГНПС относится к складам 1 группы 2 категории.

Для защиты от разрядов статического электричества и вторичных воздействий грозовых разрядов резервуары надежно заземлены. Все резервуары оборудуются стационарными системами пожаротушения и установками охлаждения водой.

1.8 Механический расчет стенки корпуса резервуара на прочность

В стальных вертикальных цилиндрических резервуарах основными расчетными элементами являются корпус и покрытие. Днище, покоящееся на песчаном основании испытывает незначительные напряжения и его толщина определяется условием сварки и сопротивлением коррозии под действием песчаной влаги. Минимальная толщина днища 4 мм., независимо от размеров резервуара.

Расчет корпуса производят по допускаемым напряжениям или по предельному состоянию. Толщина листов поясов от нижнего к верхнему уменьшается.

Расчет корпуса по предельному состоянию выполняют с соблюдением неравенства [7]: ,

Где N — расчетное усилие,

N_пред — предельное усилие, несущая способность стенки корпуса

N = P · r = (n₂ · P + n₃ · P_u) · r,

Где R = 206 МПа — расчетное сопротивление металла,

m₁ — коэффициент условий работы,

n₂, n₃ — коэффициенты перегрузки,

— толщина стенки резервуара,

— плотность нефти, х — расстояние от верхнего корпуса резервуара до низа расчетного пояса.

g = 9,81 м/с².

Принимаем [8]: m₁ = 0,8,

n₂ = 1,1,

n₃ = 1,2.

Проведем расчет корпуса РВС 10 000 по предельному состоянию с соединением поясов в стык [7]:

Расчетная формула для проверки прочности стенки:

Где — гидростатическое давление жидкости на расстоянии х от верха корпуса до низа расчетного пояса,

= 855 кг/м³ плотность нефти, Н = 11,92 м. — высота стенки корпуса,

R = 17,1 м. — радиус резервуара, Р_u = 200 мм.вод.ст. = 200 · 9,81 = 1962 Па — избыточное давление внутри резервуара,

— толщина стенки резервуара.

Тогда расчетная толщина стенки резервуара равна:

Полученные по расчету данные сведем в таблицу 1.4.

Из таблицы можно сделать вывод, что проектные толщины листов по поясам резервуара обеспечивают достаточную прочность стенки корпуса. На всех поясах расчетная толщина листов меньше принятой и соблюдается условие неравенства: .

При проверке устойчивости стенки корпуса резервуара расчетными нагрузками являются: собственный вес покрытия и стенки, вес оборудования и вакуума.

В резервуарах с понтоном вакуум отсутствует. Поэтому расчет стенки на устойчивость от воздействия вакуума не проводится.

Таблица 1.4

1.9 Подогрев нефти в резервуаре в зимнее время

Учитывая время отстоя и хранения нефти в резервуаре определим вероятную температуру нефти после трех суток ее хранения на ГНПС в наземном резервуаре РВС 10 000 с понтоном [1]:

Где Т_к — вероятная температура нефти в конце периода хранения, Т₀ — температура окружающей среды, Т₃ — температура, при которой нефть была залита в резервуар, К_т -коэффициент теплопередачи от нефти в окружающую среду,

F — полная поверхность охлаждения емкости,

— время хранения,

G — масса нефти, С_р — удельная массовая теплоемкость нефти.

Исходные данные для расчета:

V = 9590 м³ — вместимость резервуара,

D = 34,2 м — внутренний диаметр резервуара, Н = 11,92 м — высота боковой стенки,

h_к = 3 м — сферического купола, Н₃ = 10,5 м — высота залива нефти, Т₃ = 298К — температура закачки нефти в резервуар,

= 9 мм — средняя толщина стенки резервуара,

= 40 Вт/(м· К) — коэффициент теплопроводности стали, Т_в = 243К — температура воздуха самого холодного месяца года,

W = 6 м/с — скорость ветра,

= 855 кг/м³ — плотность нефти,

Y₀ = 14,85 · 10^-6 м²/с — кинематическая вязкость нефти, С_р =2100 Дж/(кг· К) — удельная теплоемкость нефти,

= 0,13 Вт/(м· К) — коэффициент теплопроводности нефти, Т_заст = 243К — температура застывания нефти,

1. Определяем поверхность днища резервуара:

м²,

Стенки:

м²,

Покрытия:

м²,

2. Средняя температура нефти:

Т_ср = 0,5 · (Т₃ + Т_в) = 0,5 · (298 + 243) = 270,5К

3. Приведенная температура окружающей среды, при температуре грунта под днищем резервуара Т_гр = 270К:

К

4. По данным раздела 1.3. «Обработка данных» коэффициент крутизны вискограммы для нефти:

u = 0,38 096 1/К

5. Задаемся средним значением температуры стенки резервуара:

К

6. Определяем кинематическую вязкость нефти при средних значениях температуры нефти: Т_ср

Y_270,5 = Y₀ · exp[-0,38 096 · (T_н -273)] =

= 14,85 · 10^-6 · exp[-0,38 096 · (270.5 -273)] = 16,33 · 10^-6 м²/с.

7. Коэффициент теплопередачи от нефти в окружающую среду [2]:

Где К_ст, К_к, К_g — коэффициенты теплопередачи соответственно через боковую стенку, крышку и днище резервуара.

8. Коэффициент теплопередачи через боковую стенку резервуара Т_ст = 250К [2]:

Где = 8,38 Вт/(м² К) — коэффициент теплопередачи от нефти к боковой стенке резервуара при Т_н — Т_ст = 270,5 — 250 = 20,5К,

Y_270,5 = 0,1633 см²/с. (Таблица 6.38 [2])

— средняя толщина стенки резервуара,

— коэффициент теплоотдачи стенки,

— коэффициент теплоотдачи от стенки резервуара в окружающую среду,

— коэффициент радиацией, При W = 6 м/с = 6,2 · W^0,78 = 21,55 Вт/(м² · ?К). [2]

Вт/(м² К),

где, А = 3,18 Вт/(м² К) — для резервуаров окрашенных алюминиевой краской.

Проверяем правильность выбора температуры внутренней стенки резервуара:

К

9. Коэффициент теплопередачи через крышку резервуара [2]:

где = 1,72 Вт/(м² К) — коэффициент теплоотдачи от «зеркала» нефти в газовое пространство резервуара при температуре газового пространства, Т_гп = 1,05 · (Т_к + Т₃) = 0,5 · (250 + 270,5) = 260,5 К, Т₃ = Т_н = 270,5 К — температура «зеркала» нефти,

— эквивалентный коэффициент теплопроводности газовоздушной смеси,

= 0,003 м. — толщина кровли,

= 0,003 м. — толщина понтона,

h_гп — высота газовоздушного пространства.

Для определения высоты газовоздушного пространства заменим сфирическое покрытие цилиндрическим и определим эквивалентную высоту h_э.

Объем сферического сегмента:

Эквивалентная высота покрытия:

м.

Полная высота газового пространства:

H_гп = h_э + Н_р + Н₃ = 1,485 + 11,92 — 10,5 = 2,905 м, Где Н_р = 11,92 м — высота резервуара, Н₃ = 10,5 м — высота залива нефти.

Вт/(м² К),

где — коэффициент теплопроводности воздуха, при Т_гп = 260,25 ?К (по таблице 5 [1]),

— коэффициент конвенции, [8]:

где, А = 20,1 при Т_гп = 260 К.

Вт/(м² К),

10. Коэффициент передачи через днище резервуара [2]:

где = 1,1 Вт/(м² · ?К) — коэффициент теплоотдачи от к днищу при температуре резервуара Т_g = 270,5 ?К. (таблица 6,38 [2]),

= 1.163 Вт/(м² · ?К) — коэффициент теплопроводности грунта,

= 0,005 м. — толщина днища.

Вт/(м² К)

11. Коэффициент теплопередачи от нефти в окружающую среду:

Вт/(м² К)

12. Вероятная температура нефти после 3 суток хранения ее в резервуаре:

Количество нефти в резервуаре:

G = F_g · h₃ = 918 10,5 856,9 = 8,3 10⁶ кг.

Так как вероятная температура нефти в конце периода хранения в резервуаре Т_к = 267,8 К, а температура ее закачки Т₃ = 298 К и ее температура застывания Т_заст = 257 К, то необходим подогрев нефти в зимнее время.

Рассчитываем размеры теплообменного аппарата, который должен быть установлен в резервуаре РВС 10 000.

Теплообменник работает на насыщенном паре [1]:

Р_п = 0,39 МПа, Т_п = 416 К.

Подогрев нефти осуществляется за пять суток.

Количество тепла, необходимое для подогрева нефти в резервуаре от начальной температуры Т_п =267,8 К до конечной температуры Т_к = 298 К слагается из [8]:

Количества тепла идущего на подогрев нефти:

Q₁ = G · C_p · (Т_к — Т_п) = 8,3 · 10⁶ · 2100 · (298 — 267,8) = 5,264 · 10¹¹ Дж.

Количества тепла идущего на плавление застывшего парафина:

Q₂ = G · C_п · Х = 8,3 · 10⁶ · 0,046 · 2,30 285 · 10⁵ = 8,792 · 10¹⁰ Дж.

где С_п = 0,046 — содержание парафина в нефти, Х = 2,30 285 · 10⁵ Дж/кг — скрытая теплота плавления парафина.

И тепловых потерь в окружающую среду:

Дж.

Среднее количество тепла, которое должен выделить теплообменник в единицу времени:

Дж.

Определяем расчетную поверхность нагрева теплообменного аппарата:

м²,

где — К_т = К_п · d = 20,9 Вт/(м² К) При d = 60 мм. — диаметр труб теплообменника:

Вт/(м² К) Т_ср — средняя разность температур теплоносителя и нефти:

Т_ср = 0,5 · (Т₁ + Т₂) = 0,5 · (148,2 — 118) = 133,1 ?К, Где Т₁ = Т^I_п — Т_н = 416 — 267,8 = 148,2 ?К

— наибольшая разность температур между теплоносителем и нефтью, Т₂ = Т^I_п — Т_н = 416 — 298 = 118 К

— наименьшая разность температур между теплоносителем и нефтью.

Каждая секция подогревателя состоит из 3 элементов типа ПЭ-6 (поверхность 1 элемента 4,58 м.) и имеет поверхность нагрева 13,74 м². при длине секции 6 м. и ширине 1,5 м., с размером трубок 60? 3,75 мм.

Для обеспечения заданного теплового потока подогрева в течении длительного времени увеличим расчетную поверхность нагрева теплообменника на 30%:

F = 1,3 · F_т = 1,3 · 35,26 = 45,8 м².

Необходимое число секций в этом случае 3,3.

Принимаем к установке в резервуар четыре секции, которые монтируют с уклоном 0,005.

1.10 Технологическая схема ГНПС

Перекачивающая станция является сложным комплексом инженерных сооружений, предназначенных для создания необходимого рабочего давления в магистральном нефтепроводе.

Принципиальная схема коммуникаций, предусматривающая проведение операций по перекачке, называется технологической.

Главное требование при разработке технологических схем — это их простота, возможность выполнения всех предусмотренных проектом технологических операций при минимальном количестве монтируемой запорной и регулирующей арматуры и соединительных деталей, а также обеспечение минимальной протяженности технологических трубопроводов.

Основными узлами технологической схемы являются обвязка подпорных и основных насосов и резервуаров.

В состав технологических сооружений ГНПС входят: насосная станция, подпорная насосная, резервуарный парк, установка счетчиков жидкости, площадка с предохранительными устройствами, помещение с регулирующими устройствами и технологические трубопроводы.

Описание технологической схемы:

Нефть, поступая на площадку ГНПС, проходит через камеру фильтров, где она очищается от механических примесей, затем через камеру расходников и по коллекторам через манифольды (узлы переключений) поступает в любой из резервуаров. После отстоя нефть из резервуаров поступает в подпорную насосную, Подпорный насос подает нефть во всасывающую линию основной насосной. Пройдя через последовательно работающие агрегаты и камеру регулирующих клапанов нефть под давление через устройства пуска скребков поступает в магистраль.

1.11 Генеральный план ГНПС

При выборе мест расположения станций учитывается необходимость рационального и комплексного использования энергетических ресурсов, систем теплои водоснабжения, канализации очистных сооружений, общественного строительства района.

Генеральный план станции содержит комплексное решение планировки и благоустройства территории, размещение зданий и сооружений, транспортных коммуникаций и инженерных сетей в соответствии с существующими нормами проектирования и конкретными геологическими условиями рельефом местности.