Определяем расчетную температуру нефти в трубопроводе.

Зарасчетную температуру нефти в трубопроводе будем принимать температуру окружающей трубопровод среды. Для заглубленных трубопроводов это минимальная температура грунта на глубине заложения оси трубопровода, которая определяется интерполяцией. [6]

Так как D=1020 мм, то средняя глубина заложения трубы составит h_о=1 м. [4], а расстояние до оси трубопровода h=1+1, 02/2=1, 51м. Тогда t=2.4 ⁰C, а максимальная температура составит: t_max=20.8 ⁰C.

 

Определяем вязкость жидкости (нефти) при расчетной температуре.

[11]

 

где ν _t ـ ـ вязкость при расчетной температуре t, сСт;

ν _* ـ ـ кинематическая вязкость жидкости при известной температуре t_*, сСт;

t ـ ـ расчетная температура, ^оС;

t_* ـ ـ температура для которой известна вязкость жидкости, ^оС;

U ـ ـ коэффициент крутизны вискограммы.

 

U определяется по двум известным значениям вязкости ν ₁ и ν ₂ при температурах t₁ и t₂.

где ν _1, ν ₂ ـ ـ известные вязкости жидкости при известных температурах t₁ и t₂, [сСт];

 

 

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Определение исходных расчетных данных

Определяем плотность при расчетной и максимальной температурах

[11].

 

где ρ _t ـ ـ плотность при расчетной температуре t, кг/м³;

ρ ₂₀ ـ ـ плотность жидкости при температуре 20^°С, кг/м³;

ζ ـ ـ температурная поправка.

Расчет часовой подачи станции.

 

Определим требуемую подачу. Для магистральных нефтепроводов подача указывается в млн. тоннах в год. На ее основе находится расчетная часовая Q_час (м³/час) и максимальная часовая Q_{мах.час} (м³/час) подачи станции:

где G ـ ـ производительность станции, т/год;

24 ـ ـ число часов в сутках,

ρ _t ـ ـ расчетная плотность жидкости, кг/м³;

τ ـ ـ количество рабочих дней станции в году выбирается в зависимости от протяженности и диаметра нефтепровода [3].

Для нефтепровода протяженностью 130 км и диаметром 1020 мм

τ – количество рабочих дней станции в году принимаем равное 353.

 

 

 

Расчет максимальной часовой подачи станции.

 

 

где К_п - коэффициент, учитывающий резерв пропускной способности

нефтепровода (подачи НС) на случай перераспределения потоков в системе нефтепроводов в процессе ее эксплуатации. Для нашего трубопровода принимаем К_п = 1, 07 [3];

Q_час – расчетная часовая подача станции, [м³/час].

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Определение исходных расчетных данных

Определяем требуемый напор станции.

Требуемый напор станции находим по формуле:

,

где ρ – расчетная плотность жидкости, кг/м³;

g – ускорение свободного падения, м/с²;

h_H – потери напора в коммуникациях НС со стороны нагнетания, примерно равные 5 м;

h – подпор насосов станции, ориентировочно равный 50 м;

Р – рабочее давление магистрального трубопровода, принимаемое в зависимости от годовой производительности станции [3]. Т.к. для нашей производительности Р_раб=5, 3–5, 9 МПа, то ориентировочно примем Р_раб=5, 7 МПа.

 

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

РАСЧЕТ ГНПС

Разраб.

Беспалова Е.П.

Провер.

Трясцин Р.А.

Н. Контр.

Утверд.

Подбор основного оборудования ГНПС

Лит.

Листов

НТХзс-07

2. ПОДБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГНПС.

Подбор насосов.

Так как расчетная температура t_р=2.4⁰C < 80⁰C и вязкостьν _t=59*10^-6 м²/с < 3*10^-4 м²/с, то перекачку следует осуществлять центробежными насосами. Регламентируемая [3] последовательная схема соединения насосов диктует подбор основных насосов по подаче. Подача насосов должна равняться требуемой подаче станции. Принимаются насосы, для которых Q_час (обязательно) и Q_max.час (желательно) попадают в рабочую зону характеристик насосов [2, приложение 21]. Если этому условию удовлетворяют несколько насосов, выбирается тот, который обеспечивает требуемые Q_час и Q_max.час при большем КПД и сменном роторе на меньшую подачу.

Подачи нашей станции Q_час (обязательно) и Q_max.час (желательно) попадают в рабочую зону характеристик насосов следующих марок:

Таблица 1.

Марка насоса	Рабочая зона (0, 8Qн – 1, 2Qн), м3/час	Развиваемый напор Н при Qчас/Qmax час, м	КПД при Qчас/Qmax час, %
НМ 5000-210	4000 – 6000	232/223	86, 4/88, 14
НМ 7000-210, ротор 0, 7	4000 – 6000	230/223	80/82, 86
НМ 10000-210, ротор 0, 5	4000 – 6000	221/124	77, 14/78, 57

 

Выбираем насос марки - НМ 5000-210 так как он обеспечивает требуемые Q_час и Q_max.час при большем КПД, Q_час и Q_max.час входят в его рабочую зону и насос данной марки может иметь сменный ротор.

Для нашего насоса подбираем соответственно и марку подпорного насоса: НПВ 5000 – 120. При нашей Q_час= м³/час: Н_подп=129 м, η =83, 7%, а при Q_{max час}= м³/час: Н_подп=123 м, η =86, 1%.

Комплексные характеристики насосов представлены в приложениях 1 и 2.

 

Определим количество насосов. [1]

Для создания требуемого напора H_нс = 643 м на головной нефтеперекачивающей станции определим требуемое количество рабочих насосов:

 

 

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Подбор основного оборудования ГНПС

где n ـ ـ количество насосов;

Н_нс ـ ـ требуемый напор станции, [м];

Н_НАСв.д.  напор одного насоса по необрезанному диаметру рабочего колеса равному 450мм и при Q_{max час}, [м]; выбираем по характеристикам насоса [2, приложение 21].

В нашем случаи для Q_{max час} = 4788, 56 м³/час напор по необрезанному диаметру рабочего колеса, будет равен: Н_НАСв.д. = 226 м.

 

В соответствии с [3], при числе основных рабочих насосов n=3 и подпорных n=1, принимаем число резервных насосов в размере: один основной и один подпорный.

 

123	Поделиться:

Популярное:

1. Добыча нефти в Российской Федерации, млн.тонн
2. Костно-воздушный интервал, определяемый на тональной пороговой аудиограмме, представляет тот функциональный резерв улитки, на величину которого может быть улучшен слух во время операции.
3. НЕФТИ И ГАЗА им. И. М. Губкина
4. НЕФТИ И ГАЗА ИМ. И. М. ГУБКИНА.
5. О. С. Зайцев и к.х.н. доц. кафедры промышленной экологии РГУ нефти и газа Г. И. Журавлев.
6. Определение плотности нефти и нефтепродуктов
7. Определение содержания воды в нефти
8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ГАЗА, НЕФТИ , ВОДЫ И МНОГОФАЗНЫХ СИСТЕМ (НЕФТЬ-ВОДА-ГАЗ) ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ
9. Определяем диаметр магистрального нефтепровода и рабочее давление по массовой производительности.
10. Определяем уровень эффективности кредита мероприятия по техническому перевооружению по каждому предприятию фирмы.
11. Потребление нефти в мире в 1997-1999 гг., млн барр./сут.