Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Государственное общеобразовательное учреждение

Высшего профессионального образования

Новосибирский государственный технический университет

РАСЧЁТНО-ГРАФИЧЕСКАЯ РАБОТА

по дисциплине: Оборудование нефтегазовых производств

Студент:

Группа: ЗФ-310

Жалбин А.С

Преподаватель:

Бирюков В.В.

Новосибирск, 2016



1. ЗАДАНИЕ НА РАСЧЁТНО-ГРАФИЧЕСКУЮ РАБОТУ

Цель: Расчётно-графическая работа (РГР) предназначена для ознакомления с методикой расчёта параметров и выбора оборудования для транспортировки нефти от месторождения до потребителя (нефтебазы).

В задачу технологического расчета трубопровода входит определение оптимальных параметров трубопровода (диаметр трубопровода, давление нагнетания насосных станций, толщина стенки трубы, количество насосных станций); расположение перекачивающих станций по трассе трубопровода; расчет режимов эксплуатации трубопровода.

Поскольку для транспортировки нефти используется различное оборудование (резервуары, насосы, трубопроводы и т.д.), работающее в разных условиях и отвечающее своим специфическим требованиям, то расчёт параметров и выбор каждого элемента оборудования может рассматриваться как технологически независимые, но одновременно и взаимосвязанные друг с другом задачи.

Исходными данными для расчета нефтепровода являются:

- годовой объём перекачки нефтепродуктов и их состав;

- свойства перекачиваемых нефти и нефтепродуктов;

- температура грунта на глубине заложения нефтепровода;

- характеристики труб и насосного оборудования;

- сжатый профиль трассы нефтепровода.

Определим физические характеристики нефтепродукта (плотность, вязкость) при расчётной величине температуры и расчётную пропускную способность нефтепровода. Определим средневзвешенную температуру грунта вдоль трассы нефтепровода



В соответствии с расчётной часовой пропускной способностью трубопровода , выбираем основные насосы насосных станций с такими параметрами (подача, напор), чтобы выполнялось условие

где - подача (расход) выбранного типа насоса при максимальном КПД.

Аналогично подбираем подпорные насосы.

Рабочее давление р_гнс на выходе головной насосной станции:

где - количество магистральных насосов на станции; и - напоры, создаваемые магистральным и подпорным насосами.

Найденная величина давления не должна превышать допустимой по условиям прочности запорной арматуры . В противном случае необходимо уменьшить количество магистральных насосов, либо воспользоваться сменными роторами меньшего диаметра.

Далее определяем параметры трубы нефтепродуктопровода: диаметр и толщина трубы, материал.

По рассчитанным параметрам определяем потери в трубопроводе, количество насосных станций и параметры резервуаров для хранения нефтепродуктов на всём протяжении трубопровода от головной насосной станции до потребителя.

После этого уточним количество насосов на трубопроводе и расстановка их по насосным станциям.

На завершающем этапе выполнения задания произведём расчёт подводящих (всасывающих) трубопроводов подпорных насосов головной насосной станции.

Неотъемлемой частью расчётно-пояснительной записки является графический материал, содержащий план головной станции с размещённым на ней оборудованием (технологическая схема) и план расстановки по трассе нефтепродуктопровода насосных станций.



2. ОСНОВНЫЕ РАСЧЕТЫ

2.1 Определение физических характеристик нефтепродуктов

Выберем нефть Арланского месторождения (Башкирия)

Согласно таблице 2 Приложения для арланской нефти замеренная плотность равна при 293 К

Тогда согласно табл. 1 Приложения, температурная поправка равна:

Тогда при температуре плотность нефти равна

Поскольку расчётная температура выходит за пределы температурного интервала, в котором известна вязкость арланской нефти, то для расчета выбираем формулу Вальтера (ASTM). При температуре вязкость

При температуре вязкость

Эмпирические коэффициенты

Вязкость нефти при температуре

2.2 Расчет резервуарных парков нефтепродуктов

Для пропускной способности в год выбираем трубопровод диаметром

Расчётное количество рабочих дней в году для магистральных трубопроводов от 500 до 700 км и диаметром свыше 820 мм

Так как протяженность нефтепровода от 400 до 600 км, то для диаметра трубы 1220 мм - рекомендуемый полезный объём резервуарных парков при обычных условиях прокладки - 2,5

Суммарный полезный объем резервуарных парков на головной и промежуточных насосных станциях (ПНС) нефтепровода ориентировочно (в частях) распределяется следующим образом:

- головная насосная станция (ГНС)	2…3
- ПНС на границе эксплуатационных участков	0,3…0,5
- то же при проведении на ПНС приемосдаточных операций	1…1,5

Общий объем резервуарных парков определяется на основе полезного с учётом коэффициента использования емкости.

Рассчитаем объем резервуарных парков в системе магистрального нефтепровода диаметром 720 мм протяженностью , расположенного на Урале. Доля длины нефтепровода, проходящей в сложных условиях составляет 35%. На границе эксплуатационных участков проводятся приемо-сдаточные операции.

Количество эксплуатационных участков нефтепровода такой протяженности:

Поскольку участок 1, то , и, задаваясь верхними пределами рекомендуемых объемов резервуарных парков, найдем их суммарный объем:

Суточная пропускная способность

Тогда суммарный объем резервуарных парков

Потребная вместимость резервуарного парка для ГНС



Потребная вместимость резервуарного парка для ПНС

Поскольку объём перекачиваемых нефтепродуктов достаточно большой принимаем для ГНС и конечного пункта резервуары типа РВС-30000, для которых коэффициент использования емкости для резервуара с понтоном

Число резервуаров на ГНС

Таким образом, на ГНС необходимо установить не менее 21 резервуара вместимостью по 30000 м³. ПНС отсутствует.

Определим вместимость резервуарного парка нефтебазы по нефти.

Годовой расход нефти.

Коэффициент неравномерности потребления нефти, принимаем для промышленных районов.

Норма страхового запаса для Урала

Вместимость нефтебазы

Число резервуаров на нефтебазе



На нефтебазе необходимо установить не менее 13 резервуаров вместимостью по 30000 м³.

2.3 Расчет параметров и выбор типа насоса

Для пропускной способности в год выбираем трубопровод диаметром

и толщиной стенки

Расчётное количество рабочих дней в году для магистральных трубопроводов от 500 до 700 км и диаметром свыше 820 мм

Часовая пропускная способность трубопровода определяется по формуле

В соответствии с найденной производительностью выбираем насосы для оснащения насосных станций: основные - НМ 10000-210 и для оптимальной пропускной способности подпорные насосы включаем параллельно - НПВ 5000-120 с наибольшим диаметром ротора.

Среднее значение КПД при использовании параллельного включения насосов может быть представлено как

,



где з₁ и з₂ - КПД первого и второго насосов соответственно.

Если Н₁=Н₂, то

.

Характеристики насоса НМ 10000-210

Характеристики насоса НПВ 5000-120

Напор этих насосов при расчетной часовой подаче в соответствии с формулой составляет

Количество основных насосов на станции принимаем

Рабочее давление на выходе головной насосной станции



Запорная арматура на нефтепроводах рассчитана на давление 6,4 МПа. Поскольку условие непревышения давления выполняется, пересчет варианта с меньшим диаметром ротора не требуется.

Определим величины коэффициентов в формулах пересчёта при перекачке нефти

Так как в насосе НМ 10000-210 колесо имеет двусторонний вход жидкости, то число Рейнольдса в насосе вычисляем по формуле

Переходное и граничное числа Рейнольдса

Так как , то пересчёт напора, расхода и КПД с воды на нефть не нужен.

Для нормальной работы насоса необходимо, чтобы минимальное давление на входе в него превышало давление , при котором происходит парообразование нефти, на величину, соответствующую разности допустимого кавитационного запаса и скоростного напора её на входе в насос.

Температуру кипения для арланской нефти принимаем

Атмосферное давление принимаем

Давление парообразования для нефтей



Соответствующий ему напор

Коэффициент запаса

Поправка на температуру

Входной патрубок насоса НПВ 5000-120 . Для определения скорости нефти на входе в насос воспользуемся формулой

Число Рейнольдса во входном патрубке насоса

Так как , то коэффициент сопротивления на входе в насос и соответственно

Кавитационный запас по воде. . Допустимый кавитационный запас насоса при перекачке нефти и нефтепродуктов



Давление с учетом кавитационного запаса

Так как , то кавитация отсутствует.

Так как мы предполагали наружный диаметр 1220 мм, то по таблице 7 приложения выбираем трубу из стали 08ГБЮ, 12ГСБ наружным диаметром Ее характеристики по таблице 10 приложения. Коэффициент надежности по материалу:

Коэффициент надежности по назначению для трубопроводов свыше 1000 мм. . Коэффициент надёжности по нагрузке, так как нет ПНС . Так как категория трубопровода III, то согласно таблице 8 приложения коэффициент условий работы .

Величина расчётного напряжения , возникающего в металле трубы при перекачке

Расчетную толщину стенки трубопровода без учёта влияния перепада температур по длине трубопровода определяют по формуле (принимаем предварительно :



По сортаменту труб принимаем толщину стенки трубопровода 10 мм.

Тогда внутренний диаметр трубы нефтепровода

Секундный расход нефти в трубопроводе

Скорость перемещения нефти по трубе

Число Рейнольдса

Поскольку , то течение - турбулентное.

Эквивалентная шероховатость сварных новых чистых стальных труб.

Относительная шероховатость



Первое переходное число Рейнольдса

Второе переходное число Рейнольдса

Так как то течение нефти происходит в первой области турбулентности, и коэффициент гидравлического сопротивления зависит от числа Рейнольдса. Найдем его по формуле Блазиуса.

Гидравлический уклон

Коэффициент учёта местных сопротивлений в трубопроводе

Величина напора в конечной точке трассы нефтепровода

Полные потери в трубопроводе рассчитываются по формуле



Расчётное количество насосных станций на трубопроводе определяется по формуле

Принимаем

Поскольку принятое количество станций превышает расчётное значение целесообразно определить количество основных насосов на них с целью корректировки комплектации ими насосных станций. Для этого построим зависимости и , точка пересечения которых и определит оптимальное суммарное количество насосов.

Таким образом мы видим, что проектная производительность нефтепровода может обеспечиваться 21 насосами.

При распределении этого количества насосов по станциям необходимо руководствоваться следующим:

- большее их число должно быть установлено на станциях, расположенных в начале трубопровода, а меньшее - на его конце;

- для удобства обслуживания линейной части четвертый и пятый перегоны между станциями должны быть примерно одинаковой длины.

Исходя из сказанного выбираем следующую схему комплектования насосных станций магистральными насосами: 5-5-5-3-3.

Выполним расстановку насосных станций по трассе нефтепровода с учетом того, что разность нивелирных отметок концы и начала трубы

, перевальная точка отсутствует.

Вычисляем длину первого перегона, на который хватило бы напора магистральных насосов головной станции



По формуле.

L1= L2= L3= ; L4= L5=86,2 км;

Аналогичные значения имеют и остальные станции

В сумме , что немного выше чем нам надо, однако не забываем, что мы еще должны обеспечить напор 30 м.

Определим возможность использования первого по ходу (подпорного) насоса для схемы перекачивающей станции приведенной на рисунке 3.

Как известно, для нормальной работы насоса необходимо, чтобы минимальное давление на входе в него превышало давление , при котором происходит парообразование нефти, на величину, соответствующую разности допустимого кавитационного запаса и скоростного напора её на входе в насос согласно формуле. Поэтому следует проверить, обладает ли установленный подпорный насос необходимой всасывающей способностью в условиях преодоления потоком нефти.

Температура кипения нефти принимаем.

Геодезическая высоты соответственно днища резервуара

И оси входного патрубка насоса

Высота взлива (уровень) нефти

Для определения скорости нефти на входе в насос воспользуемся правилом неразрывности потока, в соответствии с которым

Принимаем, что наиболее удаленный резервуар находится на расстоянии от подпорного насоса

Потери напора

Согласно технологической схеме (см. рис. 3) на пути нефти от резервуара до насоса местные сопротивления возникают в следующих элементах сети:

- на выходе нефти из резервуара;

- в однолинзовом компенсаторе;

- в шести задвижках (для полностью открытой задвижки);

- в тройнике на слияние;

- в четырёх тройниках с поворотом;

- в двух отводах на 90є;

- в двух фильтрах (для светлых нефтепродуктов);

- в конфузоре



- на входе в вертикальный насос двухстороннего всасывания

Таким образом, сумма величин местных сопротивлений

а суммарные потери от местных сопротивлений

Величина давления на входе насоса связана с потерями напора в элементах сети соотношением

Величина давления парообразования в насос НПВ 5000-120 по условию парообразования уже вычислена ранее и так как она меньше давления на входе насоса, то кавитации нет.



2.4 Расчет трубопровода

Модуль упругости стали

Коэффициент температурного расширения

Коэффициент Пуассона

Значения максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов

Используем в дальнейших расчетах большую величину.

Величина продольных осевых сжимающих напряжений (ставим предварительно рассчитанную ранее толщину стенки)

Знак минус указывает на наличие напряжений от осевых сжимающих усилий. Поэтому необходимо скорректировать принятое ранее значение коэффициента .



Толщина стенки трубопровода

Принимаем из сортамента , и это может быть принято как окончательный результат.



ЛИТЕРАТУРА

1. Тугунов П.И. Типовые расчёты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов. [Текст] / П.И.Тугунов, В.Ф.Новосёлов, А.А.Коршак, А.М. Шаммазов. - Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002. - 658 с.

2. Дурнов П.И. Насосы, вентиляторы, компрессоры. [Текст]. / П.И. Дурнов - Киев; Одесса : Виша школа. Головное изд-во, 1985. - 264 с.

3. Черкасский В.М. Насосы, компрессоры, вентиляторы. Учебное пособие для энергетических вузов и факультетов. Изд. 2-е, перераб. и доп. [Текст] / В.М. Черкасский, Т.М. Романова, Р.А. Кауль - М.: «Энергия», 1968. - 304 с.

4. Коннова Г.В. Оборудование транспорта и хранение нефти и газа: учебн. пособие для вузов. [Текст] / Г.В. Коннова. - Ростов н/Д.: Феникс, 2006. - 128 с. (Высшее образование).

5. Калинушкин М.П. Насосы и вентиляторы: учебн. пособие для вузов по спец. «Теплогазоснабжение и вентиляция, 6-е изд. перераб и доп. [Текст] / М.: Высш. школа, 1987. - 176 с.: ил.

6. Бирюков В.В. Оборудование нефтегазовых производств. Методическое руководство. / В.В. Бирюков, Н.И. Горлов. - Новосибирск: НГТУ, 2008- 54 с

Размещено на Allbest.ru

...