Выбор наружного диаметра и рабочего давления трубопровода, насосов станции и их роторов. Разработка узла учета нефти. Расчет режима работы станции при регулировании методом обточки рабочих колес. Выбор обратных клапанов, задвижек и шаровых кранов.
При низкой оригинальности работы "Расчеты по проектированию головной нефтеперекачивающей станции эксплуатационного участка", Вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100%
На основании исходных данных, выполнить проект Головной НПС эксплуатационного участка. Выбрать и рассчитать основное оборудование НПС. Произвести подбор оборудования узлов НПС. На основании расчетов выбрать оптимальный режим регулирования станции. На основании расчетов и выбранного оборудования выполнить технологическую схему станции.Нефть с предшествующей НПС от УМ и с промыслов от УПП, проходит последовательно УП, УУ и поступает в РП. Из РП нефть отбирается насосами ПНС и через вторые узлы УП и УУ, с требуемым напором подается на всас насосов НС. После НС, нефть через УР и УМ направляется в магистральный нефтепровод. УП - предназначен для защиты трубопроводов и технологического оборудования станции от повышенного давления, путем сброса части нефти из приемного трубопровода и на выходе НПС в РП.Основной и подпорной станции ГНПС ЭУ, из производительности нефтепровода G=12 млн.т/год, длины нефтепровода L=140км., разности геодезических отметок конца и начала нефтепровода ?Z=5 м., температуры перекачки t=4,7 C, напора вконце трубопровода Н=40м., геодезическая отметка соответственно резервуарного парка, подпорной и основной станции ZP = 21м, ZП = 17м и ZO = 19м.Наружный диаметр Dн выбираем из предложенного сортамента труб, исходя из заданной производительности G=12млн.т./год, в соответствии с Таблицей №1 (смотреть приложение А).Определяем плотность перекачиваемой нефти при заданной температуре перекачки: , где - коэффициент объемного расширения нефти.По заданной производительности нефтепровода и расчетной плотности нефти определяем расчетную и максимальную подачу ГНПС ЭУ: где N - число рабочих дней нефтепровода в году. Для перекачки нефти в рабочей зоне подач соответствующим максимальным значениям КПД насосов, по вычисленным значениям QP и Qmax выбираем насосы из сортамента насосов, Таблицей №4 и Таблица №5 (смотреть приложение А), с номинальной подачей Qном так, чтобы выполнялись следующие условия: QP>0,8QHOM и Qmax<1,2QHOM Данным условиям соответствует: - Основной насос: НМ 1800-240 с номинальной подачей QHOM=1800м.3, напором Н=240м.(исполнение ротора №1, D2=440мм.) и напором Н=150м.(исполнение ротора №2, D2=400мм.) Подпорный насос: НПВ 600-60 с номинальной подачей Qном=600м3/ч. и напором Н=55м. принимаем следующую расстановку насосов: три в работе, один в резерве, соединение параллельное. Определяем напоры на выходе станции при различных количествах магистральных насосов: - при двух насосах НМ 1800-240 (исполнение ротора №1, D2=440мм.)На данном этапе расчетов определяем предельное значение вязкости и сравниваем его с расчетным значением, чтобы выявить, требуется ли перерасчет характеристик насосов (Н, ?, N и ?hдоп) с воды на нефть, так как в каталогах приводятся характеристики центробежных насосов снятых на воде при температуре 20 С. Однако с увеличением вязкости перекачиваемой жидкости, меняется давление насыщенных паров и значение кавитационного запаса, вследствие чего напорная характеристика и КПД насоса падают, а потребляемая мощность возрастает. В методике расчета характеристик магистральных центробежных насосов в качестве параметра, характеризующего движение жидкости в рабочем колесе, используется число Рейнольдса. Зная число REП, найдем предельное значение вязкости, начиная с которого необходимо вести перерасчет характеристик насоса: , где Так как , то перерасчет характеристик насоса не требуется и данный тип насоса подходит для перекачки нефтепродукта с вязкостью .Зная значение наружного диаметра трубопровода и давления в нем, выбираем марку стали трубы 08ГБЮ по Таблице №6 (смотреть приложение А). Определяем толщину стенки трубы при рабочем давлении в трубопроводе 4,54МПА (пункт 1.3): , ; нормативное сопротивление растяжению или сжатию металла труб, принимаемое равным (таб.6);Полные потери напора в трубопроводе складываются из потерь на трение по длине трубопровода htp, разности геодезических отметок ?Z и напора в конце трубопровода НК. При расчете магистрального нефтепровода, потери на местные сопротивления принимаются 2% от потерь на трение: Для определения потерь на трение по длине трубопровода необходимо определить число Рейнольдса и вычислить коэффициент гидравлического сопротивления: Определяем число Рейнольдса : , где скорость перекачки в существующем трубопроводе: Q-расчетная подача ГНПС ЭУ, м3/ч; Определим коэффициент гидравлического сопротивления по формулеВыбираем диаметр трубопровода на первом участке, от резервуара до задвижки перед фильтром длиной L1 и диаметром d1: Уточняем значение 1 после выбора диаметра для Вычисляем скорость потока на втором участке, от задвижки перед фильтром до входа в подпорный насос длиной L2=3м и диаметром d2, равным диаметру входного патрубка подпорного насоса DBX: Находим числа Рейнольдса, соответствующие скоростям потока в трубопроводах на обоих участках: где i=1, 2. Вычисляем коэффициенты гидравлического сопротивления в трубопроводах 1и 2 по формуле Альтшуля: , где Е - относительная шероховатость Е=?/Dвн, ?=0,02мм для новых труб.
План
Содержание
Введение
1. Выбор основного оборудования ГНПС ЭУ магистрального нефтепровода
1.1 Выбор наружного диаметра и рабочего давления трубопровода
1.2 Определение плотности и вязкости нефти при температуре перекачки
1.3 Выбор насосов станции и их роторов
1.4 Расчет предельного значения вязкости
1.5 Выбор и расчет параметров трубы
1.6 Определение полных потерь напора в трубопроводе
