МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИИ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБЩЕОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ ТРАНСПОРТА

Кафедра ТУР

Курсовая работа на тему: «Проектирование головной нефтеперекачивающей станции в районе города Грозный»

Выполнил: ст. группы НТХб-10

Мурзин А.В.

Проверил: Венгеров А. А.

г. Тюмень, 2012 г.

Введение Определение исходных расчетных данных (расчетной температуры нефти, вязкости и плотности нефти, расчетной производительности станции, расчетного напора станции) Подбор основного оборудования ГНПС Подбор насосов Пересчет характеристик насосов с воды на нефть Подбор двигателей к насосам Проверка правильности выбора насосов по высоте всасывания Проверка расчетного числа рабочих насосов по прочности корпуса насоса и трубопровода Проект резервуарного парка Разработка узла предохранительных устройств Разработка узла учета количества перекачиваемой нефти Разработка узла регулирования Разработка технологической схемы ГНПС Расчет режима работы ГНПС Список используемых источников Приложения

3 4 4 4 8 8 11 15 16 16 18 20 23 26 28 29 31 34 35

Введение

Головные нефтеперекачивающие станции подразделяются на ГНПС эксплуатационного участка и ГНПС магистрального нефтепровода.

Перекачивающая станция – это сложный комплекс инженерных сооружений, предназначенный для создания необходимого рабочего давления в магистральных нефтепродуктопроводах. Перекачивающие станции размещаются по трассе трубопровода на расстоянии 80-150 км одна от другой. Расстояние между станциями определяют путем гидравлического расчета в зависимости от рабочего давления и пропускной способности нефтепродуктопровода.

Головная перекачивающая станция, располагаемая по технико-экономическим соображениям вблизи нефтеперерабатывающих заводов или крупных перевалочных нефтебаз, предназначается для приема нефтепродуктов с заводов или нефтебаз.

Головная перекачивающая станция включает в свой состав: насосную; резервуарный парк; камеру пуска скребка, совмещенную с узлом подключения перекачивающей станции к магистральному продуктопроводу; сеть технологических трубопроводов с площадками фильтров и камерами задвижек или узлами переключения; понизительную электростанцию с открытым распределительным устройством или электростанцию собственных нужд, если основные насосы оборудованы приводом от двигателей внутреннего сгорания или газотурбинных установок; комплекс сооружений по водоподготовке и водоснабжению станции и жилого поселка; комплекс сооружений хозяйственно-фекальной и промышленно-ливневой канализации; котельную с тепловыми сетями; объекты вспомогательных служб – инженерно-лабораторный корпус, пожарное депо, узел связи, мастерские КИП, административный блок, складские помещения. В некоторых случаях могут быть использованы отдельные сооружения уже имеющихся предприятий.Головные перекачивающие станции, являясь наиболее ответственной частью всего комплекса нефтепродуктопровода, во многом определяют его работу в целом.

В данной курсовой работе производится проект ГНПС,в соответсвии с приведеныым ниже заданием, включающий выбор основного оборудования станции, расчет режима работы НС, разработку технологической схемы станции и резервуарного парка. Целью работы является углубление и закрепление знаний по проектированию и эксплуатации НС.

1.ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ РАСЧЕТНЫХ ДАННЫХ

Исходные данные:

Предполагаемое место расположения станции: район г. Грозный

Годовая производительность: Q=65 (млн.т./год)

Длина трубопровода: L=1128 (км)

Вязкость нефти при 20 С: ν₂₀=66 (сСт)

Вязкость нефти при 50 С: ν₅₀=42 (сСт)

Плотность при 20 С: ρ₂₀=832(кг/м³)

Давление насыщенных паров перекачиваемой жидкости: P_s =0,065(МПа)

Геометрические параметры трубопровода D x , (мм): 1220x 12 (мм)

Разность геодезических отметок начального и конечного пунктов трубопровода: z= 20 (м)

1.1. Определение расчетной температуры перекачки

1. Если ПНПС предназначена для перекачки одного вида жидкости (нефти) определенного и неизменного состава, то за расчетную температуру принимается минимальная температура жидкости в трубопроводе. Для заглубленных трубопроводов расчетная температура равна минимальной температуре грунта на глубине заложения трубопровода.

Температура жидкости в трубопроводе приблизительно равна температуре окружающей его среды.

Глубина залегания оси трубопровода определяется по формуле:

_,

_{где hср – минимальная глубина заложения подземного трубопровода, для диаметра 1220, от дневной поверхности до верхней образующей, hср = 0,8 м.}

h=0,8+1,22/2= 1,41(м).

_{Так как нам известны температуры только на определенных глубинах, найдем наименьшее значение температуры методом интерполирования:}

_,

_{где t2 и t1 – соответственно температуры грунта на известных глубинах h2 и h1, t – температура на искомой глубине h.}

_{Наиболее холодная температура в г. Грозный наблюдаются в месяце апрель[3]:}

_{Таким образом минимальная температура грунта составит 7,53 °C.}

1.2.Определение расчетной плотности:

где β в соответствии с плотностью при 20 ⁰С = 0,000818 (1/⁰С) [9]

ρ_t=832/(1+0,000818(7,53-20))= 833 кг/м³

1.3. Определение вязкости нефти при расчетной температуре:

, где

ν_t –­ вязкость при температуре t, м²/с;

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

t –­ температура нефти , ºС;

U –­ показатель крутизны вискограммы, 1/ºС;

где:

, U=1/(50-20)ln(66/42)=0,015

ν_t=66*e^{-0,015(7,53-20)}=79,5Сст

1.4. Определение расчетной часовой и максимальной производительности:

Для магистральных нефтепроводов подача указывается в млн. тонн в год. На ее основе находится расчетная часовая Q (м³/ч) и максимальная часовая Q _max (м³/ч) подачи станции:

; ; где :G –массовый расход, т/год, 24 – число часов в сутках.

ρ – расчетная плотность жидкости, т/м³.τ – количество рабочих дней станции в году, 350 дней.

k_п – коэффициент, учитывающий резерв пропускной способности нефтепровода на случай перераспределения потоков в системе нефтепроводов в процессе ее эксплуатации (Kп =1,1).

1.5. Ориентировочный требуемый напор станции рассчитывается по формуле:

,

где Δz – разность геодезических высот конца и начала трубопровода, м;

hк – конечный напор, соответствует максимальному взливу в резервуаре подачи, ориентировочно равный 40 м;

h – необходимый подпор насосов (ориентировочно примем равным 50м)

Hн – потери напора на трение с учетом местных сопротивлений (м).

,

Где

m и β – показатели режимов течения;

L – длина трубопровода, м;

D_вн – внутренний диаметр трубопровода, м;

v – кинематическая вязкость, м²/с;

δ – толщина стенки трубопровода, м;

Q – объемный расход нефти м³/с.

1.6. Определим режим течения нефти в трубопроводе

Режим течения нефти зависит от числа Рейнольдса:

Определим граничные значения Re: ,

где е – абсолютная шероховатость трубопровода, принимаемая по [4] в диапазоне (0,0001 – 0,0002) м.

Если 2320 < Re < ReI, то есть 2320 < 37462 <119600 режим турбулентный, зона Блазиуса. Тогда .

Зная расчетные: плотность нефти ρ = 833кг/м³, вязкость нефти ν = 79,5 сСт, производительность станции Q_max =10025 м³/ч, требуемый напор основных насосов Н_нс = 778 м. Приступим к выбору оборудования станции.

2. ПОДБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГНПС

К основному оборудования НС относятся основные технологические насосы и приводящие их двигатели. Подбор основного оборудования проводится по характеристикам перекачиваемой жидкости (расчетным вязкости, температуре и давлению насыщенных паров), а также по требуемым подаче и напору станции.

2.1 Подбор насосов.

На магистральных нефтепроводах с температурой перекачиваемой нефти ниже 80 ºС и вязкостью ниже 3 Ст, используют ся центробежные насосы.

Среди центробежных магистральных насосов в настоящее время наиболее используемыми являются насосы серии НМ, совместно с ними, для создания необходимого подпора используются насосы НПВ (насос подпорный вертикальный).

Основные насосы НПС соединяются последовательно, а значит подбор насосов производится по подаче. Подача насосов должна равняться требуемой подаче станции. Подпорные насосы соединяются параллельно, так как от них не требуются большие напоры, следовательно, при работе двух и более насосов их напоры останутся теми же, а подачи будут складываться.

На основании этих условий, и зная производительности станции Q _max рассмотрим возможные варианты насосов:

Марка насоса	Рабочая зона (0,8Qн – 1,2Qн), м3/час	Развиваемый напор Н при Qчас/Qmax час, м	КПД при Qчас/Qmax час, %
НМ 10000-210	8000-12000	220/210	86/85

Выбираем насос марки – НМ 10000-210 (верхний ротор D₂ = 495 мм,

h_доп =52), 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.