Подбор основного оборудования

    СОДЕРЖАНИЕ

     Задание…………………………………………………….……………...…2

   Введение……………………………………………………………….….…4

  1. Характеристика объекта………………………………………….…….…...6
    1. Физико-химические параметры нефти……………………………6
    2. Климатическая характеристика……………………………..…….7

    1.3 Описание местности и грунтовых условий…………………..…..8

2 Подбор основного оборудования …………………………….....................10

    2.1 Исходные  данные и их обработка……………………………….....11

    2.2. Выбор  магистральных насосов………………………….…….…..11

    2.3 Выбор  подпорных насосов……………………………….….…….14

    2.4 Расчёт рабочего давления……………………………………..…...15

    1. Выбор резервуаров……………………………………………...…..16

    2.6 Узел учета нефти………………………………………………..…..16

  1. Размещение зданий и сооружений НПС на генеральном плане.............18
  2. Составление технологической схемы головной НПС…………………..20
  3. Описание, компоновка и эксплуатация фильтров-грязеуловителей…..21

Приложение А………………………………………………….………….…..22

Приложение Б…………………………………….…………….……………...22

Список литературы…………………………………………………….….…...23 
 
 
 
 
 

     Введение 
 

     Россия  обладает одним из крупнейших в мире потенциалов топливно-энергетических ресурсов: прогнозируемы запасы нефти  оцениваются в 44 млрд.т. Главной сырьевой базой России является Западная Сибирь. В то же время основные потребители  нефти и газа находятся в европейской  части страны. Это предопределяет необходимость транспортировки  значительных объемов нефти на большие  расстояния. За использование магистральных трубопроводов говорит тот факт, что при транспортировке с помощью них потери перекачиваемых продуктов минимальны благодаря высокой степени герметизации трубопроводов и перекачивающего оборудования. Также доставка нефти по железной дороге обходится дороже, чем по трубопроводам. Кроме того, перевозка десятков и миллионов тонн нефти по железной дороге привела бы к существенному снижению пропускной способности железных дорог.

     Непрерывность и равномерность подачи продукта по трубопроводу позволяет обеспечить ритмичную четкую работу производств, получающих сырье по трубопроводам. К тому же, при необходимости трубопровод легче проложить к определенному району, чем проложить железнодорожные пути или подвести автодорогу, при меньших затратах средств и ресурсов. При строительстве трубопровода сводится к минимуму изъятие земель из сельскохозяйственных нужд, в отличие от строительства железной и автомобильной дорог.

     Все эти преимущества транспорта нефти при помощи магистральных трубопроводов перед остальными видами транспорта создают отличные предпосылки для возрастания значения магистральных трубопроводов, их строительства и эксплуатации в больших объемах.

     Основным элементом магистрального нефтепровода, выполняющим функции передачи энергии потоку нефти для его перемещения к конечному пункту трубопровода, является нефтеперекачивающая станция. НПС подразделяются на головные и промежуточные.

     Головные  НПС являются наиболее ответственной частью всего комплекса магистрального трубопровода и во многом определяют его работу в целом.

     В данной курсовой работе рассмотрены  следующие задачи:

     – подбор основного оборудования ГНПС: магистральных и подпорных насосов, резервуаров, узла учета нефти, фильтров-грязеуловителей;

     – составление технологической схемы;

     – размещение зданий и сооружений НПС на генеральном плане. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     1 Характеристика объекта 
 

     Головная  НПС – начальная на магистральном нефтепроводе нефтеперекачивающая станция с резервуарным парком, осуществляющая операции по приему нефти с нефтепромысловых предприятий для дальнейшей транспортировки по магистральному нефтепроводу.

     ГНПС располагает резервуарным парком, вмещающим 2…3-х суточный запас производительности нефтепровода, подпорной насосной, узлом учета нефти, магистральной насосной, узлом регулирования давления, площадкой с предохранительными устройствами для сброса избыточного давления при гидравлических ударах, фильтрами-грязеуловителями, технологическими трубопроводами; системой теплоснабжения, водоснабжения, канализацией, электроснабжения, автоматики, связи; производственно-бытовыми зданиями. 

    1.  Физико-химические параметры нефти
 
 

  Основным веществом, обращаемым на НПС, является нефть товарная, соответствующая требованиям ГОСТ Р 51858-2002*. Основные физико-химические свойства нефти приведены в таблице 1.

     Таблица 1 – Основные физико-химические свойства нефти

   
Наименование  показателя Значение показателя
Плотность при 20 °С, кг/ 835
Кинематическая  вязкость при 20 °С, сСт 14,6
Кинематическая  вязкость при 40 °С, сСт 7
Массовое  содержание парафина, % 2,2 
Массовое  содержание воды, % 0,5
Содержание  солей, мг/дм3 300
Массовое  содержание мех.примесей, % 0,05
Давление  насыщенных паров, кПа 30
Массовое  содержание серы, % 1,62 
Температура застывания, °С -10
 
    1.  Климатическая характеристика
 
 

   Климат  района проектирования резко континентальный, характеризуется быстрой сменой погодных условий особенно в переходные периоды — от осени к зиме и от весны к лету. На формирование климата влияние оказывают: защищенность территории с запада Уральским хребтом и открытость территории с севера, способствующая проникновению холодных арктических масс, а также равнинный характер местности с большим количеством рек, озер и болот.

   Район строительства в соответствии с  СНиП 23-01-99* «Строительная климатология» относится к северной строительно-климатической зоне, к климатическому подрайону IД.

   Согласно  данным карты районирования территории страны СНиП 2.01.07-85* район строительства относится:

   - к V району по весу снегового покрова (расчетное значение веса снегового покрова на 1м2 горизонтальной поверхности земли 320 кг);

   - к II району по скоростному напору ветра (нормативное значение ветрового давления 30 кг/);

   - температура воздуха наиболее холодной пятидневки, обеспеченностью

98 % - минус 48 °С, обеспеченностью 92 % - минус 46 °С;

   - температура воздуха наиболее холодных суток обеспеченностью 98 % - минус 53 °С, обеспеченностью 92 % - минус 50 °С.

   В таблице 2 представлены данные по повторяемости ветра по направлениям и по штилю.

   Таблица  2 – Повторяемость ветра по направлениям

   Месяц    Направление ветра, % Штиль,

%

С СВ В ЮВ Ю ЮЗ З СЗ
   Январь   7    17   16    13 10    13   12 8    12
   Июль 13 13 15    15 8    7    6 12    10
     Год 8    15    16    13 9    13    11 11    10
 

    1.3   Описание местности и грунтовых условий 
     

     Территория  проектирования расположена в Западной Сибири в пределах Среднеобской низменности на западе Нижневартовского района на правом берегу р.Вать-Еган, притоке р.Аган, в 350 км к С.-В. от Ханты-Мансийска и в 175 км к С.-З. от Нижневартовска. На рисунке 1 представлена обзорная карта района местности.

   

   Рисунок 1 – Обзорная карта района местности

     Положение территории проектируемых объектов в среднетаежной природной подзоне. Рельеф плоский, с сильнозаболоченной и заозеренной поверхностью. Поверхность речных террас плоская заболоченная.

     Вечномерзлые  грунты занимают менее 10% площади. На севере зоны они характерны для безлесных  торфяников, где площадь их составляет от 10 до 50%, а температура меняется от 0,0 до 2,0°С. Острова вечномерзлых грунтов с температурой, близкой к 0,0°, встречаются в сомкнутых темнохвойных лесах. Мощность вечномерзлых грунтов на безлесных торфяниках до 50 м, а в лесах - менее 20 м. Глубина сезонного промерзания грунтов изменяется от 0,4...0,8 м в торфе на болотах, до 2,0...2,5 м в песках, лишайниковых лесов.

     В районе проектирования преобладает почвенно-грунтовое заболачивание. Естественные почвы представлены поверхностными и мелкими подзолами. Эти обстоятельства налагают ограничения на высоту построек, а также требуют предварительного осушения болот, а затем — вбивания свай. [4] 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 
  1. Подбор  основного оборудования
 
 
    1. Исходные  данные и их обработка
 
 

Плотность нефти при 20°С – ;

Кинематическая  вязкость при 20°С – 14,6 сСт;

Кинематическая  вязкость при 40°С –  7 сСт;

Годовой объем перекачки – 30 млн.т./год;

Минимальная температура нефти – 2 °С. 

         Плотность при расчётной температуре определяется по формуле

                                                                                     (1)             

   где - плотность нефти при 293 К, кг/м3;

             - температурная поправка, кг/(м3*ºС).

     Найдём  температурную поправку по формуле 

                                                                                      (2)                 

     кг/(м3*ºС);      

     кг/м3 .

     Определим кинематическую вязкость нефти νt при расчетной температуре

                                   ,                                                      (3)             

    где νt   – кинематическая вязкость нефти при температуре t , м2/с;

          u    – коэффициент поправки, 1/ºС.

   Коэффициент поправки определяется по формуле

                                           

,                                                  (4)

  1/ºС;

. 

    1.  Выбор магистральных насосов
 
 

   Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающих  станций производится исходя из расчётной часовой производительности нефтепровода, определяемой по формуле: 

                                            Q= ,                                                  (5)

   где  – годовая производительность нефтепровода, млн.т./год;

          – число рабочих дней в году с учетом остановки на ремонт (350 дней);

            – плотность нефти, кг/.

  /ч.

   В соответствии с расчётной часовой производительностью выбираем 3 магистральных насоса НМ 5000-210 и один резервный. Технические характеристики насоса приведены в таблице 2. Применяем последовательную схему подключения.  

   Таблица 2 – Техническая характеристика магистрального насоса

   
Типоразмер  насоса НМ 5000-210
Подача, /ч 5000
Напор, м 210
Частота вращения, об/мин 3000
Дополнительный  кавитационный запас, м 42
КПД, % 88
Масса, кг 4600
Диаметр рабочего колеса, мм 450
Предельное  давление, МПа 7,4
 

   Так как характеристики насосов построены  для работы на воде, то их необходимо пересчитать на нефть.

 Находим коэффициент быстроходности насоса:

                                             (6)

   где  Qн – номинальная подача насоса, м3/ч;

             – напор насоса, м;

              i  – число сторон всасывания рабочего колеса;

             j  – число ступеней насоса.

   =165,2.

    Т.к. 90250 , значит, используем методику пересчета, разработанную  Н.З.Аитовой и Л.Г.Колпаковым.

     Число Рейнольдса, с которым нефть движется в насосе, Re:

                                                        Re=,                                                 (7)

  Re=                                              

         Определяем переходное число Рейнольдса по формуле:

                                                                                  (8)

 

     Число Рейнольдса при движении нефтепродукта  в насосе больше переходного числа Рейнольдса, значит, вязкость перестала оказывать влияние на характеристику насоса, необходимо произвести пересчет и . Характеристика насоса приведена в приложении А.

     Пересчет с воды на нефть произведем по следующей формуле

       ,                          (9)

     где и – соответственно кпд насоса при перекачке нефти и воды;

           – коэффициент, зависящий от числа Рейнольдса;

              – коэффициент, зависящий от конструкции насоса, определяемый коэффициентом быстроходности .

     В приложении Б приведен график, согласно которому определяем   и =700.

     Значения  мощности при работе насоса на нефтепродукте  определяем по формуле

                       = .                                                    (10)

     Результаты  расчетов приведены в таблице 3. 

     Таблица 3 – Результаты пересчета характеристики насоса НМ 5000-210 с воды на нефть

   
, м  ,/ч      , кВт
250 3100 80 78 2260
240 3500 82 80 2389
235 4000 84 82 2608
225 4500 86 84 2743
215 5000 88 86 2844
185 5500 83 81 2858
215 5800 82 80 3050
 

     Подбираем для каждого магистрального насоса электродвигатель марки СТДП-3150-2УХЛ, с номинальной мощностью 3150 кВт и частотой вращения 3000 об/мин. 

    1.  Выбор подпорных насосов
 
 

     Для обеспечения кавитационного запаса, подбираем группу подпорных насосов  НПВ 5000-120, состоящую из 2 насосов. Один насос находится в работе, второй резервный.

     Потребляемая мощность подпорных насосов определяется по формуле

                                   

,                                            (11)

     где      – подача насоса, м3/с;

                 – напор, развиваемый насосом, м, = 120 м.

 кВт.

    1. Расчёт рабочего давления
 
 

     Определим напоры, развиваемые насосами при расчётной производительности перекачки. Для этого воспользуемся уравнением напорной характеристики насоса:

                                             ,                                                   (12)

     Для магистрального насоса . Для подпорного насоса    .[6]

     Напор магистрального и подпорного насоса составит:

       м ;

       м ;

     По  напорным характеристикам насосов  вычисляем рабочее давление (МПа):

                                                                   (13)

     где   g – ускорение свободного падения, м/ ;

            , – соответственно напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами при расчётной производительности нефтепровода, м;

                – число работающих магистральных насосов НПС;

                – допустимое давление НПС из условия прочности корпуса насоса или допустимое давление арматуры 6,4 МПа.

Р =847*9,81*(128.2+3*177.9)*=5,5 МПа

     Рабочее давление 5,3 МПа меньше допустимого давления арматуры 6,4 МПа.

    1. Выбор резервуаров
 
 

     Головная  нефтеперекачивающая станция магистрального нефтепровода должна располагать емкостью в размере двух-трехсуточной производительности нефтепровода. [5]

                                                         (14)  

     где – полезный объем ГНПС,

=2,5*4217*24=253020 .

     При давлении насыщенных паров хранимой нефти от 26,6 кПа (200 мм рт.ст.) и до 66,7 кПа (500 мм рт.ст.) применять резервуары типа РВСП. [7]

                                               n= ,                                                            (15)

     где n – число резервуаров;

            – проектная полезная емкость резервуара,

     Проектная полезная емкость РВСП-50000 составляет 43956 .

                                               n= =5,8                                                          

     В соответствии с расчетным полезным объемом ГНПС выбираем 6 резервуаров типа РВСП-50000. 

    1.   Узел учета нефти
 

     УУН состоит из счетчиков, фильтров, запорной арматуры, контрольно- измерительных  приборов, установки для проверки счетчиков – прувера.

    Расход  через УУН:

Наибольший  – Qв =4507 м3/ч;

Наименьший – Qн =1600 м3/ч.

      Исходя  из Qн =1600 м3/ч выбираем турбинный преобразователь МИГ-250 с диапазоном измерений расходов 1000-1900 м3/ч.

     Число рабочих измерительных линий  найдем по формуле:

Подбор основного оборудования