Расчеты по проектированию головной нефтеперекачивающей станции эксплуатационного участка - Курсовая работа

бесплатно 0
4.5 169
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.


Аннотация к работе
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

1.7 Проверка правильности выбора подпорных насосов

1.8 Проверка правильности выбора основных насосов

1.9 Выбор электродвигателей насосов

2. Выбор оборудования, узлов и агрегатов НПС

2.1 Выбор типа и количества фильтров - грязеуловителей

2.2 Выбор типа и количества предохранительных клапанов

2.3 Выбор типа и количества регулирующих устройств

2.4 Разработка узла учета нефти

2.5 Выбор типа и количества резервуаров станции

2.6 Система дренажа, сбора утечек и резервуары - сборники

3. Регулирование режимов работы станции

3.1 Вычисление мощности, потребляемой электродвигателями станции до регулирования

3.2 Определение аппроксимационные коэффициенты напорных характеристик насосов и станции

3.3 Расчет режима работы станции при регулировании методом обточки рабочих колес

3.4 Расчет режима работы станции при изменении частоты вращения роторов

3.5 Рассчит режима работы станции при регулировании методом байпасирования

3.6 Рассчит режима работы станции при регулировании методом дросселирования

3.7 Оценка эффективности методов регулирования

4. Выбор обратных клапанов, задвижек и шаровых кранов

5. Описание направлений потоков нефти и положение задвижек в штатном режиме перекачки

Заключение

Список используемо литературы и технической документации

Приложение А Приложение Б

Приложение В

Введенние

Принципиальная технологическая схема имеет вид:

Рисунок 1. Принципиальная технологическая схема ГНПС ЭУ (двухпроводная).

Основные узлы ГНПС ЭУ.

ГНПС включает в себя следующие объекты основного технологического оборудования: 1) Резервуарный парк - РП;

2) Подпорную насосную станцию - ПНС;

3) Основную насосную станцию - НС;

4) Узел учета нефти №1 - УУ №1;

5) Узел предохранительных устройств - УП;

6) Узел регулирования давления - УР;

7) Узел подключения станции к трубопроводу - УМ;

8) Узел подключения промысла - УПП;

- задвижка с ручным приводом;

- фильтр сетчатый;

- открытый клапан с демпфером;

- магистральный насос горизонтальный с электродвигателем;

- обратный клапан;

Назначение отдельных узлов станции
Заказать написание новой работы



Дисциплины научных работ



Хотите, перезвоним вам?