Главная | Обратная связь | Поможем написать вашу работу!

Определение исходных расчетных данных

Стр 1 из 3Следующая ⇒

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

Высшего образования

«тюменский государственный нефтегазовый университет»

ИНСТИТУТ тРАНСПОРТА

Отделение ПК

МДК 02.01. Сооружение газонефтепроводов и газонефтехранилищ

Методические указания по выполнению курсового проекта

для студентов всех форм обучения, специальности СПО

131016 Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ

Тюмень

ТюмГНГУ

2016
Утверждено редакционно-издательским советом

Тюменского государственного нефтегазового университета

Составитель: Хохлов В.В., преподаватель специальных дисциплин отделения СПО Института транспорта

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет» 2016г.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение. 4

1. Определение исходных расчетных данных. 5

2. Расчет требуемого напора пнпс. 6

3. Подбор основного оборудования нс. 8

3.1 подбор насосов. 8

3.2 пересчет характеристик насосов с воды на нефть. 9

3.3 подбор двигателей к насосам. 11

3.4 определение всасывающей способности насосов. 12

3.5 проверка расчетного числа рабочих насосов по прочности корпуса насоса и прочности трубопровода. 12

4. Разработка узла регулирования давления. 13

5. Проект системы сглаживания волн давления. 14

6. Разработка технологической схемы пнпс. 15

7. Расчет режима работы пнпс. 16

8. Оформление пояснительной записки к курсовому проекту. 19

Список используемой литературы.. 22

Введение

Целью курсового проектирования является реализация студентом теоретических и практических знаний по МДК «Сооружение газонефтепроводов и газонефтехранилищ».

Курсовое проектирование основано на знании студентом дисциплин: гидравлика, термодинамика, техническая механика, строительные конструкции, сооружение магистральных трубопроводов и газонефтехранилищ.

Выполнение курсового проекта весьма затруднительно без знания теоретического материала по разделу МДК 02.01.06 «Сооружение насосных и компрессорных станций». Курсовой проект выполняется студентом самостоятельно. Состоит из графической части, выполняемой на одном листе формата А1, и расчетно-пояснительной записки объемом 25 – 30 страниц, которая оформляется с соблюдением требований ЕСКД. Графическая часть содержит в расчетно-пояснительной записке краткие комментарии, оформленные в виде отдельного раздела.

После выполнения курсовой проект защищается преподавателю. Оценка за курсовой проект складывается из оценки за выполнение (оформление) расчетно-пояснительной записки и графической части и оценки, полученной студентом на защите проекта. Максимальный балл за выполнение и защиту курсового проекта равен 100. Защита курсовой работы является предварительным этапом к сдаче экзамена и зачета, однако оценка за выполнение и защиту курсовой работы никак не влияет на итоговый (экзаменационный) балл и зачет.

По результатам выполнения курсового проекта студент должен освоить следующие профессиональные компетенции:

ПК 2.1. Выполнять строительные работы при сооружении газонефтепроводов и газонефтехранилищ.

ПК 2.2. Обеспечивать техническое обслуживание газонефтепроводов и газонефтехранилищ, контролировать их состояние.

ПК 2.3. Обеспечивать проведение технологического процесса транспорта, хранения и распределения газонефтепродуктов.

ПК 2.4. Вести техническую и технологическую документацию.

Определение исходных расчетных данных

Выполнение курсовой работы целесообразнее всего начать с определения исходных расчетных данных и приведения их в единую систему (Си).

1. Определяем диаметр магистрального нефтепровода и рабочее давление по массовой производительности [3].

2. Определяем расчетную температуру нефти в трубопроводе:

Расчетная температура находится в зависимости от условий перекачки. 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, определяемой по табл.3.11[12].

Отсюда, в зависимости от района расположения ПНПС (г. Грозный) и глубины заложения трубопровода (принимаемой 0,8м) по литературе [12] (табл.3.11) находим расчетную температуру и максимальную температуру. 3. Определяем вязкость жидкости (нефти) при расчетной и максимальной температуре [11]:

(1.1)

где, ν_t ــ вязкость при расчетной температуре t, сСт;

ν_*ــ кинематическая вязкость жидкости при известной температуре t_*, сСт;

t ــ расчетная температура, ^оС;

t_*ــ температура для которой известна вязкость жидкости, ^оС;

U ــ коэффициент крутизны вискограммы.

U определяется по двум известным значениям вязкости ν₁ и ν₂ при температурах t₁ и t₂.

, (1.2)

где, ν_1,ν₂ــ известные вязкости жидкости при известных температурах t₁ и t₂, сСт;

4. Определяем плотность при расчетной и максимальной температурах:

(1.3)

где, ρ_t ــ плотность при расчетной температуре t, кг/м³;

ρ₂₀ ــ плотность жидкости при температуре 20^°С, кг/м³;

ζ ــ температурная поправка.

(1.4)

5. Расчет часовой подачи станции:

Определим требуемую подачу. Для магистральных нефтепроводов подача указывается в млн. тоннах в год. На ее основе находится расчетная часовая Q_час (м³/час) и максимальная часовая Q_{мах.час} (м³/час) подачи станции:

(1.5)

где, G ــ производительность станции, т/год;

24 ــ число часов в сутках,

ρ_t ــ расчетная плотность жидкости, кг/м³;

τ ــ количество рабочих дней станции.

τ – количество рабочих дней станции в году принимаем равное 350. РД 153-39.4-113-01

6. Расчет максимальной часовой подачи станции:

(1.6)

где, Кп - коэффициент, учитывающий резерв пропускной способности нефтепровода (подачи НС) на случай перераспределения потоков в системе нефтепроводов в процессе ее эксплуатации. Для нашего трубопровода принимаем Кп = 1,07 [3];

2. Расчет требуемого напора ПНПС

Проведем полный гидродинамический расчет трубопровода при Qmax и Qраб. Сначала произведем расчет при Qmax.

1. Определяем скорость потока [4]:

(2.1)

где, υ – скорость течения жидкости, м/с

Qmax_сек – расчетная максимальная секундная подача станции, м³/сек;

D_вн - внутренний диаметр трубопровода, [м].

(2.2)

где, D_н – наружный диаметр трубопровода, мм;

δ – толщина стенки трубопровода, мм.

2. Режим течения жидкости в нефтепроводе [5]:

, (2.3)

где, Qmax_сек – расчетная максимальная секундная подача станции, м³/сек;

D_вн - внутренний диаметр трубопровода, м;

ν_t ــ вязкость при расчетной температуре t, cСт.

3. Определяем граничные значение числа Рейнольдса [4, стр. 45]:

(2.4)

где, D_вн - внутренний диаметр трубопровода, мм;

e - абсолютная шероховатость трубопровода, по РД 153-39.4-113-01, e = 0,1 мм.

Определяем режим течения.

4. Тогда:

(2.5)

где, λ – коэффициент гидравлического сопротивления.

5. Потери напора на трение в нефтепроводе:

Определяем потери напора на трение в нефтепроводе по формуле Дарси- Вейсбаха [4]:

(2.6)

где, h_l – потери напора на трение в нефтепроводе, м;

λ – коэффициент гидравлического сопротивления;

D_вн - внутренний диаметр трубопровода, м;

L - длинна трубопровода, м;

υ – скорость течения жидкости, м/с;

g ــ ускорение свободного падения, м/с².

6. Определяем полные потери напора в трубопроводе [6, стр. 177]:

(2.7)

где, H_п – полные потери напора в трубопроводе, м;

h_l – потери напора на трение в нефтепроводе, м;

ΔZ – разность геодезических отметок конца нагнетательного и начала всасывающего трубопроводов, м;

H_к – потери напора в технологических объектах, следующих после нагнетательного трубопровода станции, принимаем H_к=30м.

7. Определяем требуемый напор станции [1, стр. 9 формула 3]:

(2.8)

где, H_п – полные потери в нефтепроводе, м;

h - подпор насосов станции, ориентировочно равный ;

8. Требуемый напор станции с учетом, по РД 153-39.4-113-01, внутристанционных потерь равных h_вн = 15м.

(2.9)

Аналогично полный гидродинамический расчет ведем для Q_раб.Полученные расчетные значения сведем в табл. 1.1.

Таблица 1.1.

Гидравлический расчет для Q_раб

V,м/с	h_l_,м	H_п, м	Н_нс, м	H_нс, м

3. Подбор основного оборудования НС

3.1 Подбор насосов

Регламентируемая [3] последовательная схема соединения насосов диктует подбор основных насосов по подаче. Подача насосов должна равняться требуемой подаче станции. Принимаются насосы, для которых Q_час (обязательно) и Q_max час (желательно) попадают в рабочую зону характеристик насосов [2, приложение 21]. Если этому условию удовлетворяют несколько насосов, выбирается тот, который обеспечивает требуемые Q_час и Q_max час при большем КПД и сменном роторе на меньшую подачу.

Подачи нашей станции Q_час и Q_max должны попасть в рабочую зону характеристик насосов (табл.3.1):

Таблица 3.1

Выбор марки насоса

Марка насоса	Рабочая зона (0,8Q_н – 1,2Q_н), м³/час	Развиваемый напор Н при Q_час/Q_max_час, м	КПД при Q_час/Q_max_час, %

Определим количество насосов [1]:

Для создания требуемого напора H`_нс рабочих насосов:

(3.1)

где, n ــ количество насосов;

Н’_нс ــ требуемый напор станции, [м];

Н_НАСв.д. - напор одного насоса по диаметру рабочего колеса и при Q _max_/час, м; выбираем по характеристикам насоса [2, приложение 21].

(3.2)

В соответствии с [3], при числе основных рабочих насосов n=…, принимаем число резервных насосов в количестве одного.

3.2 Пересчет характеристик насосов с воды на нефть

При перекачке вязких жидкостей напор и подача на режиме максимального к.п.д. меньше, чем при работе на воде, так как увеличиваются потери на трение, а мощность возрастает главным образом из-за увеличения дисковых потерь. На основании чисто теоретических заключений невозможно определить характеристику насоса, перекачивающего вязкий нефтепродукт, даже если известна его характеристика при работе на воде.

Характеристику насоса, перекачивающего вязкие нефтепродукты, строят путем пересчета характеристик, построенных для воды, с учетом поправочных коэффициентов [12].

Значения поправочных коэффициентов kQ, kH, kη определяют либо по графикам [12], либо по таблицам, путем интерполяции [7]. Число Рейнольдса, необходимое для определения поправочных коэффициентов, вычисляют по формуле [12, стр. 93]

(3.3)

где, Re - число Рейнольдса;

Q_ном ــ оптимальная подача насоса, м³/с;

ν_t ــ кинематическая вязкость жидкости при температуре перекачки, м²/с;

D₂ - наружный диаметр рабочего колеса, м;

b₂- ширина лопатки рабочего колеса на наружном диаметре, м;

ψ - коэффициент сжатия сечения каналов лопатки на выходе (ψ= 0,9÷0,95).

Произведем пересчет характеристик для основного насоса:

При перекачки вязких жидкостей напор и подача на режиме максимального к.п.д. меньше.

Чем при работе на воде, так как увеличиваются потери на трение, а мощность возрастает главным образом из-за увеличения дисковых потерь. На основании чисто теоретических заключений невозможно определить характеристику насоса, перекачивающего вязкий нефтепродукт, даже если известна его характеристика при работе на воде.

Характеристику насоса, перекачивающего вязкие нефтепродукты, строят путем пересчета характеристик, построенных для воды, с учетом поправочных коэффициентов.

Значение поправочных коэффициентов kQ, kH, kη определяют по графику рис.1. Зависимость поправочного коэффициента для определения необходимогоизбытка удельной энергии на приеме от числа Рейнольдса представлена на рис.2.

Рис.1. Зависимость поправочных коэффициентов от числа Рейнольдса

Рис.2. Зависимость поправочных коэффициентов избытка удельной энергии на входе в насос

При Re > 7·10³ коэффициенты k_Q и k_H мало отличается от единицы, т.е. увеличение гидравлических потерь при пересчете с воды на нефть незначительно. Коэффициент k_η при этих значениях Re существенно отличается от единицы, что объясняется увеличением потерь на дисковое трение. И только при Re = 5·10⁴ значение k_η соответствует единице. => k_Q = k_H = 1; k_η≈1

Незначительное отличие вязкости нефтепродуктов от вязкости воды приводит к тому, что рабочие характеристики насосов остаются практически без изменения. [8]

Характеристика ∆h_доп.н- Q пересчитывается по формуле [7]:

(3.4)

где, ∆h_доп.н ــ допустимый кавитационный запас для нефтепродукта, м;

∆h_доп- допустимый кавитационный запас для воды, м;

∆H^кр_t ــ термодинамическая поправка, м;

∆h_ν ــ вязкостная поправка, м.

(3.5)

где, P_S - давление насыщенных паров жидкости при максимальной температуре перекачки, МПа;

ρ_max- плотность жидкости при максимальной температуре перекачки, т/м³.

(3.6)

где, Re - число Рейнольдса во входном патрубке насоса;

υ_вх - скорость потока во входном патрубке насоса, м/с;

g ــ ускорение свободного падения, м/с².

(3.7) (3.8)

по характеристике насоса [2, приложение 21]

Пересчет характеристики Q-N производится по перечисленным характеристикам Q-H и η- Q с помощью формулы (1):

(3.9)

где, ρ – плотность, кг/м³;

Q –часовая подача станции, м³/ч;

H_ви η_в– напор и к.п.д для воды.

Пересчет выполняем для трех подач из рабочей зоны характеристики насоса. Полученные данные сводим в таблицу 3.2.

Таблица 3.2

Пересчет характеристик насосов при подачах из рабочей зоны насоса

Q, м³/ч	υ_вх, м/с	Re	∆h_доп.н, м	H, м	N, кВт

3.3 Подбор двигателей к насосам

Подбор двигателей для привода насоса проводится по мощности и частоте вращения вала насоса n_н и двигателя n_д на основе технических характеристик двигателей [7,14]

(3.10)

где, N ــ требуемая мощность двигателя, Вт;

к_з – коэффициент запаса, равный 1,15 для электродвигателей мощностью менее 500 кВт и 1,10 – для электродвигателей с большей мощностью;

ρ_t - плотность при расчетной температуре t, кг/м³;

η_д– к.п.д. двигателя, η_д = 0,97;

H - действительный напор насоса соответствующий Q_max, м;

η_н - к.п.д. насоса соответствующий Q_max;

Q_max_.сек- максимальная секундная подача станции, м³/сек;

g ــ ускорение свободного падения, м/с²;

Для подобранного двигателя n_д должно равняться n_н.

3.4 Определение всасывающей способности насосов

Всасывающая способность насосов определяется для Qmax по формуле:

(3.11)

где, H_S ــ допустимая высота всасывания насоса, м;

P_a ــ атмосферное (барометрическое) давление, Н/м²;

ρ_max ــ плотность жидкости при максимальной температуре перекачки, кг/м³; ∆h_доп.н ــ допустимый кавитационный запас для нефтепродукта, м;

υ_вх - скорость потока во входном патрубке насоса, м/с;

g ــ ускорение свободного падения, м/с².

При H_S отрицательном насосу требуется подпор величиной ׀ H_S׀, при положительном – насос имеет самовсасывающую способность величиной H_S.

3.5 Проверка расчетного числа рабочих насосов по прочности корпуса насоса и прочности трубопровода

1.Условие сохранения прочности нефтепровода:

(3.12)

где, n ــ округленное до целого числа количество насосов;

H^/_H_АС ــ напор развиваемый основным насосом для перекачиваемой жидкости при максимальной подаче (действительный напор одного насоса), м;

h ــ подпор насоса равный;

h_Н ــ потери напора на линии нагнетания принимаемые 5м, м.[1, стр.8]

P_раб ــ допустимое рекомендованное рабочее давление трубопровода.

2.Условие сохранения прочности корпуса насоса [1, стр. 14]:

(3.13)

где, n ــ округленное до целого числа количество насосов;

H^/_H_АС ــ напор развиваемый основным насосом для перекачиваемой жидкости при Q_max (действительный напор одного насоса), м;

h ــ подпор насоса равный ∆H_доп, м.

P_н ــ допустимое рабочее давление насоса, МПа;

g ــ ускорение свободного падения, м²/с;

ρ_t ــ плотность при расчетной температуре t, кг/м³.

4. Разработка узла регулирования давления

Данный узел располагается на выходе основной НС ГНПС и НПС и служит для поддержания заданных величин давления на входе и выходе станции методом дросселирования. Узел регулирования должен состоять не менее чем из двух регулирующих устройств.

Определение потребного количества устройств производится по условной пропускной способности узла регулирования давления, рассчитываемой по формуле[16]:

; (4.1)

где, к_р – условная пропускная способность узла регулирования давления, м³/ч;

ρ – плотность перекачиваемой жидкости, т/м³;

Q – подача НС, м³/ч;

n – коэффициент запаса, равный 1,2;

ΔР – потери давления в регулирующем устройстве, принимаемые для экономичности перекачки не более 0,2÷0,3(принимаем 0,3) кг/см².

Количество рабочих устройств:

n = (4.2)

где, к_р – условная пропускная способность узла регулирования давления, м³/ч;

ρ – плотность перекачиваемой жидкости, т/м³;

к_v – условная пропускная способность устройства регулирования, м³/ч.

По [приложению 14[2]] выбираем самостоятельно тип регулирующего устройства – регулирующая заслонка, диаметр условный D_У = 300 мм, условную пропускную способность к_v=5500 м³/ч и рассчитываем количество рабочих регулирующих устройств.

5. Проект системы сглаживания волн давления

Система сглаживания волн давления (ССВД) предусматривается СНиП 2.05.06-85 для промежуточных НПC магистральных трубопроводов диаметром 720 мм и выше. Применение ССВД на трубопроводах меньшего диаметра обосновывается расчетами.

При появлении волн давления ССВД должна обеспечивать сброс части потока жидкости из приемной линии магистральной насосной в резервуары-сборники.

ССВД должна срабатывать при повышении давления в трубопроводе на величину не более 0,3 МПа, происходящим со скоростью 0,3 МПа/с. Дальнейшее повышение давления в зависимости от настройки ССВД должно происходить плавно со скоростью от 10 до 30 кПа/с.

ССВД должна устанавливаться на байпасе приемной линии НПC после фильтров-грязеуловителей с установкой двух задвижек с электроприводом, отключающих ССВД от приемной линии НПС. Диаметр байпасного трубопровода выбирается так, чтобы площадь сечения его была не менее половины площади сечения приемной линии.

До и после исполнительных органов ССВД должна предусматриваться установка задвижек с ручным приводом. Объем резервуаров - сборников для сброса жидкости должен быть не менее: 500 м³ - для трубопровода 1220 мм; 400 м³ - 1020 мм; 200 м³ - 820 мм; 150 м³ - 720 мм и менее.

Необходимость применения ССВД зависит от крутизны волны давления, прочности трубопроводов и оборудования. Для определения крутизны волны давления может быть использована формула

, (5.1)