37

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра ТУР

Курсовая работа на тему:

Расчёт ГНПС

Выполнил: ст. группы НТХ-08-2:

Федоров А.И.

Проверил: Стукалов И.М.

г. Тюмень, 2011 г.

Содержание:

Введение…………………………………………………………………………...3

1. Определение исходных расчетных данных (расчетной температуры нефти, вязкости и плотности нефти, расчетной производительности станции, расчетного напора станции)……………………………….……………………..4

2. Подбор основного оборудования ГНПС

   1. Подбор насосов………………………………………………..……..8

   2. Подрезка рабочих колес насосов…………………………..…….....9

   1. Пересчет характеристик насосов с воды на нефть……………………...11

   2. Подбор двигателей к насосам………………………………………….…14

   3. Проверка правильности выбора насосов по высоте всасывания………15

   4. Проверка расчетного числа рабочих насосов по прочности корпуса насоса и трубопровода…………………………………………………………..18

3. Проект резервуарного парка……………………………………………..20

4. Разработка узла предохранительных устройств ………………………..23

5. Разработка узла учета количества перекачиваемой нефти……………..26

6. Разработка узла регулирования…………………………………………..28

7. Разработка технологической схемы ГНПС…….………………………..29

8. Расчет режима работы ГНПС…………………………………………….31

Список используемых источников……………………………………………..34

Приложения

Введение

Перекачивающая станция – это сложный комплекс инженерных технических сооружений, предназначенных для бесперебойного обеспечения потребителей нефтью и нефтепродуктами.

Нефтеперекачивающие станции магистральных трубопроводов разделяются на головные и промежуточные. Целью данного курсового проекта будет расчет ГНПС.

В состав ГНПС входят следующие объекты: основная насосная станция, подпорная насосная станция, система сглаживания волн давления; узел регуляторов давления; узел подключения к магистрали; площадка фильтров-грязеуловителей, узел учета.

На ГНПС поступает товарная нефть, приходящая с нефтяных промыслов.

Головные нефтеперекачивающие станции располагаются в начале магистрали и служат для подачи нефти в магистральные трубопроводы, передачи энергии транспортируемому потоку, сообщая ему напор, необходимый для преодоления гидравлического сопротивления следующего участка трубопровода, между данной ГНПС и последующей ста нцией.

Неотъемлемой частью ГНПС является резервуарный парк, объем которого должен обеспечивать 2-3 суточную подачу станции.

Промежуточные нефтеперекачивающие станции (ПНПС) размещаются на трассе нефтепроводов через каждые 100 – 150 км. и служат для возобновления энергии транспортируемого потока, сообщая ему напор, необходимый для преодоления гидравлического сопротивления следующего участка трубопровода, лежащего между данной ПНПС и последующей станцией.

Конечные пункты, находятся в конце магистралей, служат для приема нефти из трубопроводов и подачи ее либо на НПЗ, либо на другие виды транспорта, иногда - в другие нефтепроводы.

1.ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ РАСЧЕТНЫХ ДАННЫХ

Исходные данные:

Предполагаемое место расположения станции: район г. Сыктывкар

Годовая производительность: Q=31,0 (млн.т./год)

Длина трубопровода: L=95 (км)

Вязкость нефти при 20 С: ν₂₀=44 (сСт)

Вязкость нефти при 50 С: ν₅₀=23 (сСт)

Плотность при 20 С: ρ₂₀=851 (кг/м³)

Давление насыщенных паров перекачиваемой жидкости: P_s =0,044 (МПа)

Геометрические параметры трубопровода D x , (мм): 1020x 10,5 (мм)

Разность геодезических отметок начального и конечного пунктов трубопровода: z=60 (м)

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 1020 hср = 1 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 холодные температуры в г. Сыктывкаре наблюдаются в III и IV месяце.}

_III:

_IV:

_{Таким образом минимальная температура грунта составит 0,821 °C.}

2. Определим расчетные значения плотности:

где β в соответствии с плотностью при 20 ⁰С = 0,000841 (1/⁰С)

3. Вязкость при t= 0,775 ºС определим:

=

где:

4. Определим требуемую производительность ГНПС. 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, 355 дней.

k_п – коэффициент, учитывающий резерв пропускной способности нефтепровода на случай перераспределения потоков в системе нефтепроводов в процессе ее эксплуатации (Kп =1,07).

;

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 20 м;

h – подпор насосов станции, равный 125 м;

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

,

Где

m и β – показатели режимов течения;

L – длина трубопровода, м;

Dвн – внутренний диаметр трубопровода, м;

v – кинематическая вязкость, м2/с;

δ – толщина стенки трубопровода, м;

Q – объемный расход нефти м3/с.

;

Определим режим течения нефти в трубопроводе

Режим течения нефти зависит от числа Рейнольдса:

Определим граничные значения Re: ,

где е – абсолютная шероховатость трубопровода, принимаемая по [ВНТП 2-86] в диапазоне (0,0001 – 0,0002) м.

Если 2320 < Re < ReI, то есть 2320 < 23756 <99900 режим турбулентный, зона Блазиуса. Тогда .

Зная расчетные: плотность нефти ρ = 864,951 кг/м³, вязкость нефти ν = 67,096 сСт, при производительности станции Q_max = 4501 м³/ч, требуемый напор станции Н_нс = 270,70 м. Приступим к выбору оборудования станции.