Определение исходных расчетных данных.

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ РФ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ ТРАНСПОРТА

 

 

Кафедра «ПЭНХ»

 

 

Курсовая работа

 

 

по дисциплине: «Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций»

 

на тему: «Проектирование головной нефтеперекачивающей станции в районе города Пермь»

 

Выполнил: Гапанович М.В.

Проверил: Трясцин Р.А.

 

 

 

 

Тюмень 2009год

Введение

 

Особенно велика роль трубопроводного транспорта в нефтяной промышленности и в связанных с ней отраслях, где основным сырьем и готовым продуктом являются жидкие углеводороды, перемещаемые в больших количествах на значительные расстояния как внутри отдельных производств, так и от производителей к потребителям.

Основу всех систем доставки и перемещения жидкостей по трубопроводам составляют различного вида насосные станции (НС).

На магистральных нефтепроводах используются в основном три вида нефтеперекачивающих станций (НПС): головные нефтеперекачивающие станции нефтепроводов (ГНПС), промежуточные нефтеперекачивающие станции (ПНПС) и головные нефтеперекачивающие станции эксплуатационных участков нефтепровода (ГНПС эксплуатационных участков).

ГНПС предназначена главным образом для приема нефти с промыслов и подачи ее в нефтепровод. Они имеют РП, играющий роль буферной емкости между промыслами и магистралью и роль аварийной емкости при аварии на магистрали или промыслах.

ПНПС служат для восполнения потерь энергии жидкости, возникающих при движении потока нефти по магистрали. Данные станции располагаются по трассе через 100÷ 150 км.

ГНПС эксплуатационных участков нефтепровода в основном предназначены для гидродинамического разобщения магистралей на относительно небольшие участки (400÷ 600 км) с целью облегчения управлением перекачкой и локализации гидродинамических возмущений потока (гидроударов) в пределах данных участков. Эта функция подобных НПС выполняется за счет размещения на них РП. Последние являются средством гидродинамического разобщения магистралей на эксплуатационные участки.

Расчет.

РАСЧЕТ ТРЕБУЕМОГО НАПОРА ГНПС.

Проведем полный гидродинамический расчет трубопровода при Q_max и Q_раб.

Определяем скорость потока.

где υ – скорость течения жидкости, [м/с]

Qmax_сек – расчетная максимальная секундная подача станции, [м³/сек];

D_вн - внутренний диаметр трубопровода, [м].

где D_н – наружный диаметр трубопровода, [мм];

δ – толщина стенки трубопровода, [мм].

Режим течения жидкости в нефтепроводе.

где Qmax_сек – расчетная максимальная секундная подача станции, [м³/сек]; D_вн - внутренний диаметр трубопровода, [м];

ν _t ـ ـ вязкость при расчетной температуре t, [Ст].

Определяем граничные значение числа Рейнольдса.

где D_вн - внутренний диаметр трубопровода, [мм];

e - абсолютная шероховатость трубопровода, принимается по

ВНТП-2-86, e = (0, 1÷ 0, 2)мм.

Режим течения – турбулентный (зона Блазиуса) так как 2320 < Re < Re_I

2320 < 9770< 66400

Тогда

где λ – коэффициент гидравлического сопротивления.

Потери напора на трение в нефтепроводе.

Определяем потери напора на трение в нефтепроводе по формуле Дарси-Вейсбаха:

где h_l – потери напора на трение в нефтепроводе, [м];

λ – коэффициент гидравлического сопротивления;

D_вн - внутренний диаметр трубопровода, [м];

L - длинна трубопровода, [м];

υ – скорость течения жидкости, [м/с]

g ـ ـ ускорение свободного падения, [м/с²].

Определяем полные потери напора в трубопроводе.

где H_п – полные потери напора в трубопроводе, [м];

h_l – потери напора на трение в нефтепроводе, [м];

Δ Z – разность геодезических отметок конца нагнетательного и начала

всасывающего трубопроводов, [м];

H_к – потери напора в технологических объектах, следующих после

нагнетательного трубопровода станции, Принимаем H_к=30м.

НМ 5000-210

Н=230м,

КПД=84%,

∆ h_доп.=34м

Определим количество насосов, требуемых для ОНС, для всех вариантов.

где Н_Н –­ напор одного насоса, м.

 

Количество насосов округляется, обычно, в большую сторону.

принимаем n₀ = 2

Подпорный насос подбираем по подаче основных насосов и напору на входе основных насосов, т.е. подпору.

По характеристикам подпорных насосов нам подходит только насос НПВ5000 –­ 120 с рабочей зоной(4000-6000) м³/ч и со следующими характеристиками при Q_max≈ 4362, 645 м³/ч

H = 126 м,

Δ h_доп = 5, 3м,

η = 83 %.

НМ 5000-210

126≥ 5+5+55+30, 866 -1

126≥ 94, 866;

Как видим, проверка сошлась, следовательно, удовлетворяет требованиям подпора основного насоса.

НМ 5000-210

n=595, 9 /230=2, 5 => 3 насоса

Теперь выполним проверку для насосов:

Для проверки условия прочности корпуса насоса воспользуемся следующим неравенством, соответственно для основных насосов ГНПС и НПС [1]

, где

n –­ число насосов, округленное до целого значения n₀;

Н_Н –­ напор одного насоса при Q, м;

Р_Н –­ допустимое рабочее давление корпуса насоса (для магистральных насосов НМ с подачей больше 360 м³/ч Р_Н = 73, 5 10⁵ Н/м² [1], Па;

h –­ подпор основных насосов равный:

, где

Н_П –­ напор подпорного насоса при Q, м;

h_ВП –­ потери напора на трения и местные сопротивления во всасывающем

трубопроводе подпорной НС (ориентировочно принимаем h_ВП = 5 м);

h_НП –­ потери напора на трения и местные сопротивления в нагнетательном трубопроводе подпорной НС (ориентировочно принимаем h_НП = 5 м);

Δ Z – разность геодезических отметок конца нагнетательного трубопровода подпорной НС (входной патрубок первого основного насоса) и начала всасывающего (патрубок самого удаленного резервуара), м. Для нашего случая примем Δ Z = 55;

h₀ – соответствует обычно минимальному уровню взлива жидкости в резервуаре откачки. Для стальных наземных резервуаров принимают равным 1, 0 м [1]

h = (126+1) – (5+5-55) = 172 м;

НМ 5000-210

3*240 + 172≤ 73*10⁵/(842, 96 *9, 81)

862≤ 882, 77 условие выполняется

Проверим условие прочности трубопровода [1]

, где

Р –­ рабочее давление в трубопроводе (см. главу 1), Па;

h_Н –­ потери напора на участке основной насос линейная часть трубопровода (ориентировочно принимаем h_Н = 10 м), м.

НМ 5000-210

3*126+177-10≤ 5, 3*10⁶/(842, 96 *9, 81)

545≤ 641

Это показывает, что трубопровод удовлетворяет условиям прочности

3. Проект резервуарного парка ГНПС

Резервуарный парк головных НПС предназначается для определенного запаса нефти и нефтепродуктов на случай непредвиденного прекращения их поставки, т.е. для бесперебойной работы трубопровода.

Проект резервуарного парка начнем с того, что рассмотрим несколько видов резервуарных парков.

Т.к. по нормам в резервуарных парках МН допускается использовать только резервуары с плавающей крышей или с потоном, для сокращения потерь нефти от испарения, то при выборе резервуаров будем отталкиваться от этого.

Выберем следующие резервуары [13]

1. РВС 15000 с понтоном

2. РВС 20000 с понтоном

3. РВС 30000 с понтоном

4. РВС 50000 с понтоном

5. РВС 50000 с плавающей крышей

Определим количество резервуаров по формуле [1]

, где

V_Р –­ объем резервуара [4], м³;

k_E –­ коэффициент использования емкости [1];

V –­ объем резервуарного парка, определяемый из условий оговоренных выше, м³[1]

, где

24 –­ число часов в сутках;

Q –­ часовая производительность станции, м³/ч.

V_п = (2÷ 3)*24*4154, 9= 199435, 2÷ 299152, 8 м³

Примем V_п = 200000 м³

Резервуар 15000 с понтоном.

V_р=14900 м³

К_Е=0, 72

n≥ 200000/0, 72*14900=18, 6, принимаем n=19

Определим затраты на строительство резервуаров по формуле:

К_р = nS_р, где

S_Р –­ сметная стоимость резервуаров [4], тыс. руб.

К_р=19*127, 32=2419, 08 тыс.руб.

2. Резервуар 20000 с понтоном.

V_р=19450 м³

К_Е=0, 79

n≥ 200000/0, 72*19450=14, 28, принимаем n=14

К_р=14*165, 86=2322, 04 тыс.руб

Резервуар 30000 с понтоном.

V_р=31400 м³

К_Е=0, 79

n≥ 200000/0, 72*31400=8, 8, принимаем n=9

К_р=9*216=1944 тыс.руб

Резервуар 50000 с понтоном

V_р=51860 м³

К_Е=0, 72

n≥ 200000/0, 72*51860=5, 3 принимаем n=5

К_р=5*417, 4=2087 тыс.руб

РВС 30000 с понтоном.

Так как номинальный объем резервуара равен V_р=30000 м³, то объем группы может составлять V_гр=200000 м³, следовательно, мы размещаем резервуары в одну группу. Согласно плана расположения длина технологических трубопроводов парка ориентировочно равна L_тр=2390 м, тогда капиталовложения в данный трубопровод составят:

К_тр=L_тр*К=2, 39*81960=195884, 4 руб.

РВС 50000 с понтоном.

Так как номинальный объем резервуара равен V_р=50000 м³, то объем группы может составлять V_гр=120000 м³, следовательно, мы размещаем резервуары в одну группу. Согласно [5] длина технологических трубопроводов парка ориентировочно равна L_тр=1843 м, тогда капиталовложения в данный трубопровод составят:

К_тр=L_тр*К=1, 843*95700=176375, 1 руб.

3) РВС 50000 с понтоном и с плавающей крышей.

Так как номинальный объем резервуара равен V_р=50000 м³, то объем группы может составлять V_гр=200000 м³, следовательно, мы размещаем резервуары в одну группу. Согласно [5] длина технологических трубопроводов парка ориентировочно равна L_тр=1773 м.

Капиталовложения составят:

К_тр=L_тр*К=1, 773*120070=212884, 1 руб.

Все полученные результаты сведем в таблицу 3.1.

ТАБЛИЦА 3.1.

 

Тип резервуара	Количество, n	Затраты на строительство, Кр (тыс. руб.)	Приведенные затраты, ПØ 820 мм(тыс. руб.)	Σ
РВС 30000			195, 884	2139, 9
РВС 50000 с плав. крышей			212, 884	2137, 9
РВС 50000 с понтоном			176, 375	2263, 4

 

Как видим, наиболее дешевый и соответственно подходящий нам вариант это резервуар РВС 50000 с плав. крышей. Его и примем.

 

 

4. Разработка узла регулирования давления.

Узел регулирования давления располагается на выходе основной НС ГНПС и служит для поддержания заданных величин давления на входе и выходе станции методом дросселирования.

Данный узел должен состоять не менее, чем из двух регулирующих устройств. Схема узла регулирования должна обеспечивать равномерное распределение потока и предусматривать прямые участки до и после регулирующих устройств длиной не менее 5 диаметров.

Требуемое количество рабочих устройств определим по условной пропускной способности узла регулирования давления К_Р [1, стр.23], измеряемого в м³/ч.

где n –­ коэффициент запаса, равный 1, 2;

Δ Р –­ потери давления в регулирующем устройстве, равные 0, 2-0, 3 кг/см²;

ρ –­ плотность жидкости, т/м³.

м³/ч

Количество рабочих устройств определится:

где K_v –­ условная пропускная способность одного устройства [2, Приложение 14].

У регулятора давления с условным диаметром 600 мм K_у = 7500 м³/ч, тогда число рабочих устройств равно , принимаем равное 2. Для обеспечения работы при выходе из строя рабочего регулятора давления предусмотрим 1 резервный. Окончательно принимаем 3 регулятора давления с условным диаметром 600 мм, Δ Р_доп = 4 МПа.

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ РФ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ ТРАНСПОРТА

 

 

Кафедра «ПЭНХ»

 

 

Курсовая работа

 

 

по дисциплине: «Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций»

 

на тему: «Проектирование головной нефтеперекачивающей станции в районе города Пермь»

 

Выполнил: Гапанович М.В.

Проверил: Трясцин Р.А.

 

 

 

 

Тюмень 2009год

Введение

 

Особенно велика роль трубопроводного транспорта в нефтяной промышленности и в связанных с ней отраслях, где основным сырьем и готовым продуктом являются жидкие углеводороды, перемещаемые в больших количествах на значительные расстояния как внутри отдельных производств, так и от производителей к потребителям.

Основу всех систем доставки и перемещения жидкостей по трубопроводам составляют различного вида насосные станции (НС).

На магистральных нефтепроводах используются в основном три вида нефтеперекачивающих станций (НПС): головные нефтеперекачивающие станции нефтепроводов (ГНПС), промежуточные нефтеперекачивающие станции (ПНПС) и головные нефтеперекачивающие станции эксплуатационных участков нефтепровода (ГНПС эксплуатационных участков).

ГНПС предназначена главным образом для приема нефти с промыслов и подачи ее в нефтепровод. Они имеют РП, играющий роль буферной емкости между промыслами и магистралью и роль аварийной емкости при аварии на магистрали или промыслах.

ПНПС служат для восполнения потерь энергии жидкости, возникающих при движении потока нефти по магистрали. Данные станции располагаются по трассе через 100÷ 150 км.

ГНПС эксплуатационных участков нефтепровода в основном предназначены для гидродинамического разобщения магистралей на относительно небольшие участки (400÷ 600 км) с целью облегчения управлением перекачкой и локализации гидродинамических возмущений потока (гидроударов) в пределах данных участков. Эта функция подобных НПС выполняется за счет размещения на них РП. Последние являются средством гидродинамического разобщения магистралей на эксплуатационные участки.

Расчет.

Определение исходных расчетных данных.

Дано: Q=29т/год, L=110км, ν ₂₀=48 сСт, ν ₅₀=8сСт, ρ ₂₀=830 кг/м³, Р_s=0, 062 МПа, D =1020 12, z=55м.

Для определения расчетных данных нам понадобится температура перекачиваемой нефти. Для этого надо определить глубину заложения нефтепровода.

Определим глубину заложения нефтепровода в зависимости от диаметра. Примем ее из интервала (0, 8м-1, 1м). Глубина заложения нефтепровода будет равна 1, 1 м.

Зная глубину заложения и район проектируемой ГНПС, определим температуру перекачки. Для НС, предназначенных для перекачки одного вида жидкости, за расчетную принимается минимальная температура жидкости в трубопроводе. Температура жидкости в трубопроводе приблизительно равна температуре окружающей среды и для нашего случая составит 0 .

Зная температуру перекачиваемой нефти определим ее расчетные данные: плотность и вязкость.

Плотность определится по следующей формуле [1]:

ρ _t=ρ ₂₀/(1+β _р(t-20)), где

ρ _t –­ плотность нефти при температуре t, кг/м³;

ρ ₂₀ –­ плотность нефти при 20 º С, кг/м³;

t –­ температура нефти, º С;

β –­ коэфициент Альтшуля, с²/м в соответствии с β _р=0, 000769 1/К;

ρ _t=830/(1+0, 000769(0-20))=830/0, 98462=842, 96 кг/м³

Вязкость определим по следующей формуле [1]:

, где

ν _t –­ вязкость при температуре t, м²/с;

ν _* –­ вязкость при известной температуре t_*, м²/с;

t –­ температура нефти, º С;

U –­ показатель крутизны вискограммы, 1/º С;

, где

ν ₁ –­ вязкость при температуре t₁;

ν ₂ –­ вязкость при температуре t₂;

u=1/(50-20)ln(48/8)=0, 0597

ν _t=48*e^{-0, 0597(0-20)}=158, 4Сст

 

 

Определив плотность, определим часовую производительность станции (расчетную часовую и максимальную часовую). [1]

; , где

G –­ производительность станции, т/год;

24 –­ число часов в сутках;

τ –­ количество рабочих дней станции (нефтепровода) в году, определяемое в зависимости от диаметра и протяженности нефтепровода, и составляющее 345-349 дней (τ = 345) [1];

ρ –­ расчетная плотность нефти, т/м³;

k_n –­ коэффициент, учитывающий резерв пропускной способности нефтепровода на случай перераспределения потоков в системе нефтепроводов в процессе ее эксплуатации, определяемый в зависимости от назначения нефтепровода и составляющий 1, 03-1, 1 (k _n = 1, 05) [1]

Q=29*10⁹/24*345*842, 96=4154, 9 м³/ч, или 4154, 9 /3600=1, 1 м³/с

Q_max=1, 05*4154, 9 =4362, 645м³/ч, или 1, 21 м³/с

Здесь же определим потребный напор станции (ориентировочно).

12345Следующая ⇒

Поделиться:

Популярное:

1. I. Иммунология. Определение, задачи, методы. История развитии иммунологии.
2. II.1.1.Определение численности населения
3. II.1.3.1.Определение годового расхода газа на коммунально-бытовые нужды
4. А. Определение токсигенных свойств.
5. АНАЛИЗ СОДЕРЖАНИЯ ВЕРСИИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫТЕКАЮЩИХ ИЗ НЕЕ СЛЕДСТВИЙ
6. Б. Определение поправки гирокомпаса «Вега»
7. Библейско-филологическое определение церкви
8. Более конкретное определение
9. В каком предложении придаточную часть сложноподчинённого предложения нельзя заменить обособленным определением, выраженным причастным оборотом?
10. В5. Определение грузовместимости и площади складских помещений.
11. Виды и объем мед. помощи. Определение понятий.
12. Вопрос № 16 Определение жаргона. Социальные и профессиональные жаргоны.