Курсовая по нефтехран.. Задание на проектирование

• Название: Задание на проектирование
• Дата: 17.01.2019
• Размер: 369.5 Kb.
• Имя файла: Курсовая по нефтехран..doc
• Тип: Документы; #64015
• страница: 3 из 3

2.6.2 Гидравлический расчёт всасывающей линии

внутренний диаметр трубопровода

d_вс.вн. = d_вс.н. – 2h = 325 – 2 ∙ 4 = 317 мм.

Скорость движения потока

υ = = м/с

Число Рейнольдса для потока нефтепродукта определяется по формуле:

Re = =

Если Re > 2320, то поток нефтепродукта находится в ламинарном режиме течения, для которого коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле:

λ =

Потери напора по длине трубопровода:

h_{τ. вс.}= λ м.

Потери напора на местное сопротивление:

h_{м. вс.}= = 0.000018 ∙ (1∙ 1.7 + 4∙0.15+2∙0.3) = 0.000018 ∙ 2.9= 0.00005м.

Потери напора на преодоление сил тяжести определяется по формуле:

∆Z = Z₂ – Z₁ = 66 – 66.5 = - 0.5 м.

Полная потеря напора на всасывающей линии определяется по формуле:

H_вс. = ∑ (h_{τ вс.} + h_{м. вс.}) +∆Z = (0.0063 + 0.00005) – 0.5 = -0.49 м.

Допустимая высота всасывания.

По условиям работы центробежного насоса на стороне всасывания установлены определённые ограничения, это обуславливается возможностью возникновения в некоторых зонах всасывающего тракта разрыва сплошности потока, где давление снижается до величины соответствующей давлению насыщенных паров при данной температуре жидкости так как у нефтепродуктов первую очередь испаряются лёгкие фракции с более высоким давлением насыщенных паров, то допустимую высоту всасывания для насосов определяем по бензину. Давление насыщенных паров бензина при максимальной среднегодовой температуре принимаем

P_{нас. п.} = 0.57 ∙ 10⁵ Па. Напор необходимый для того чтобы не произошло срыва потока определяется по формуле:

Н_н.п. = м.
2.6.3 Гидравлический расчёт нагнетательной линии

d_нг.вн. = d_нг.н. – 2h =519 мм.

Скорость движения потока

υ = = м/с

Число Рейнольдса для потока нефтепродукта определяется по формуле:

Re = =

Если Re < 2320, то поток нефтепродукта находится в ламинарном режиме течения, для которого коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле:

λ =

Потери напора по длине трубопровода:

h_{τ. нг.}= λ м.

Потери напора на местное сопротивление:

h_{м. нг.}= = 0.0004 ∙ (2∙ 1 + 6∙0.15+3∙0.3) =0.001м.

Потери напора на преодоление сил тяжести определяется по формуле:

∆Z = Z₃+ h_вз – Z₂ = 64.5 +11.5 - 66 = 10 м.

Полная потеря напора на всасывающей линии определяется по формуле:

H_вс. = ∑ (h_{τ нг.} + h_{м. нг.}) +∆Z = 0.0003 + 0.001 + 10 = 10.0013 м.

Выбор насоса

Насос должен обеспечивать напор равный сумме потерь на всасывающей и нагнетательной линиях. При соответствующей объёмной подаче.

H = H_вс. + H_нг. = - 0.49 + 10.0013 = 9.5 м.

Выбираем центробежный насос марки 8НД-6×3

Подача Q = 400 м³/ч.

2.7 Гидравлический расчёт трубопровода соединяющий железнодорожную эстакаду для светлых нефтепродуктов с резервуаром для хранения бензина

Исходные данные: Нефтепродукт бензин А-76

кинематическая вязкость при средней температуре воздуха ν = 0.0095 ∙ 10^-4

плотность ρ = 740 кг/м³

длина всасывающей линии L_всас= 35 м.

Таблица 10 - местное сопротивление всасывающей линии

Тип местного сопротивления	Количество	ξ вс.
Фильтр Задвижка Поворот на 900	1 4 2	1.7 0.15 0.3

наружный диаметр всасывающего трубопровода d_вс.тр. = 325 мм.

толщина стенки трубопровода h = 4 м.

геодезическая отметка железно-дорожной эстакады Z₁=66.5 м.

геодезическая отметка насосной станции Z₂=66 м.

эквивалентная шероховатость труб К_э= 0.014

выбираем трубу бесшовную стальную

длина нагнетательной линии L_нг.= 150 м.

Таблица 11 - Местное сопротивление нагнетательной линии

Тип местного сопротивления	Количество	ξ вс.
Фильтр Задвижка Поворот на 900	2 6 3	1 0.15 3.03

наружный диаметр нагнетательного трубопровода d_нг.н.. = 529 мм.

толщина стенки трубопровода h = 5 м.

геодезическая отметка резервуара Z₃=64.5 м.

геодезическая отметка насосной станции Z₂=66 м.

высота взлива h_вз.= 11.5 м
2.7.1 Гидравлический расчёт всасывающей линии

внутренний диаметр трубопровода

d_вс.вн. = d_вс.н. – 2h = 325 – 2 ∙ 4 = 317 мм.

Скорость движения потока

υ = = м/ч. ≈ 0.018 м/сек.

Число Рейнольдса для потока нефтепродукта определяется по формуле:

Re = =

Если Re > 2320, то поток нефтепродукта находится в турбулентном режиме течения, для которого определяем критическое значение числа Рейнольдса:

Re_кр.=

Re < Re_кр то коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле:

λ =

Потери напора по длине трубопровода:

h_{τ. вс.}= λ м.

Потери напора на местное сопротивление:

h_{м. вс.}= = 0.00001 ∙ ( 1.7 +0.6+0.6) = 0.00003м.

Потери напора на преодоление сил тяжести определяется по формуле:

∆Z = Z₂ – Z₁ = 66 – 66.5 = - 0.5 м.

Полная потеря напора на всасывающей линии определяется по формуле:

H_вс. = ∑ (h_{τ вс.} + h_{м. вс.}) +∆Z = (0.00004 + 0.00003) – 0.5 = -0.49 м.
ІІ.7.2 Гидравлический расчёт нагнетательной линии

d_нг.вн. = d_нг.н. – 2h =519 мм.

Скорость движения потока

υ = = м/с.

Число Рейнольдса для потока нефтепродукта определяется по формуле:

Re = =

Если Re > 2320, то поток нефтепродукта находится в турбулентном режиме течения, для которого определяем критическое значение числа Рейнольдса:

Re_кр.=

Re < Re_кр то коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле:

λ =

Потери напора по длине трубопровода:

h_{τ. нг.}= λ м.

Потери напора на местное сопротивление:

h_{м. нг.}= = 0.03 ∙ (2∙ 1 + 6∙0.15+3.03) =0.011м.

Потери напора на преодоление сил тяжести определяется по формуле:

∆Z = Z₃+ h_вз – Z₂ = 64.5 +11.5 - 66 = 10 м.

Полная потеря напора на всасывающей линии определяется по формуле:

H_нг. = ∑ (h_{τ нг.} + h_{м. нг.}) +∆Z = 0.04 + 0.011 + 10 = 10.15 м.

Выбор насоса

Насос должен обеспечивать напор равный сумме потерь на всасывающей и нагнетательной линиях. При соответствующей объёмной подаче.

H = H_вс. + H_нг. = - 0.49 + 10.15 = 9.66 м.

2.8 Гидравлический расчёт трубопровода соединяющий резервуар для хранения бензина с автоэстакадой.

Исходные данные: Нефтепродукт бензин А-76

кинематическая вязкость при средней температуре воздуха ν = 0.0095 ∙ 10^-4

плотность ρ = 740 кг/м³

длина всасывающей линии L_всас= 35 м.

Наружный диаметр всасывающего трубопровода d_{вс. вн.}=325 мм
Таблица 14 - местное сопротивление всасывающей линии

Тип местного сопротивления	Количество	ξ вс.
Задвижка Поворот на 900	3 3	0.15 0.3

геодезическая отметка резервуара Z₃=64.5 м.

геодезическая отметка автоэстакады Z₂=64 м.

эквивалентная шероховатость труб К_э= 0.014

объёмная подача насоса АСН-5П Q = 0.0167 м³/с
2.8.1 Гидравлический расчёт всасывающей линии

внутренний диаметр трубопровода

d_вс.вн. = d_вс.н. – 2h = 325 – 2 ∙ 8 = 317 мм.

Скорость движения потока

υ = = м/с.

Число Рейнольдса для потока нефтепродукта определяется по формуле:

Re = =

Если Re > 2320, то поток нефтепродукта находится в турбулентном режиме течения, для которого определяем критическое значение числа Рейнольдса:

Re_кр.=

Re < Re_кр то коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле:

λ =

Потери напора по длине трубопровода:

h_{τ. вс.}= λ м.

Потери напора на местное сопротивление:

h_{м. вс.}= = 0.005 ∙ (3∙0.15 +3∙0.3) = 0.007м.

Потери напора на преодоление сил тяжести определяется по формуле:

∆Z = Z₄ – Z₃ = 64 – 64.5 = - 0.5 м.

Полная потеря напора на всасывающей линии определяется по формуле: H_вс. = ∑ (h_{τ вс.} + h_{м. вс.}) +∆Z = (0.053 + 0.007) – 0.5 = - 0.44 м.

Допустимая высота всасывания.

По условиям работы центробежного насоса на стороне всасывания может быть установлены определённые ограничения. Это обусловлено возможностью возникновения в некоторых зонах всасывающего тракта разрывов сплошности потока, где давление снижается до величины соответствующей давлению насыщенных паров при данной температуре жидкости так как у нефтепродуктов первую очередь испаряются лёгкие фракции с более высоким давлением насыщенных паров, то допустимую высоту всасывания для насосов определяем по бензину. Давление насыщенных паров бензина при максимальной среднегодовой температуре принимаем P_{нас. п.} = 0.57 ∙ 10⁵ Па. Напор необходимый для того, чтобы не произошло срыва потока определяется по формуле:

Н_н.п. = м.


3. Охрана труда и окружающей среды

Нефтебазы, а также их объекты, здания и сооружения с технологическими процессами являются источниками выделения в окружающую природную среду вредных веществ, следует отделять от жилой застройки санитарно-защитной зоной. Размер санитарно-защитной зоны определяется в целом по предприятию на основе расчётов концентрации каждого загрязняющего вещества в составе вредных выбросов в атмосферу от каждого источника выброса с учётом среднегодовой розы ветров и существующего фонового уровня загрязнений атмосферного воздуха. И при этом концентрация вредных веществ в приземном слое этой зоны не должна превышать ПДК.

Комплекс природоохранных мероприятий и полная компенсация в природной среде за наносимый вред определяется в результате проведения оценки воздействий на окружающую природную среду.

Компенсация за наносимый вред природной среде должна производится по установленным нормативам платежей за пользование природными ресурсами, выбросы и сбросы загрязняющих веществ, размещение отходов.

Для охраны атмосферного воздуха от загрязнений углеводородами следует предусматривать мероприятия по сокращению потерь нефтепродуктов при перекачке, приёме и отпуске, выбор которых определяется расчётом.

Промышленные отходы (нефтешламы, шламы химическо-водной очистки и т.п.) следует обеззараживать и утилизировать. Выбор технических решений следует принимать с учётом местных условий и количества отходов. Захоронению подлежат только те виды отходов на которые предоставлены убедительные доказательства отсутствия технологий по их переработке.

Качественную характеристику отходов, образующихся от зачистки резервуаров следует принимать плотность 1,01 т/м³, содержание воды 70%, содержание механических примесей 26%, содержание нефтепродуктов 4%.

Удельный расход зачистных вод от резервуаров следует принимать 0.6-0.4 м³ на тысячу тонн грузооборота.

Состав нефтешламов, образовавшихся на очистных сооружениях характеризуется следующими показателями:

- плотность 0.01 т/м³;

- содержание воды 63…30 %;

- содержание механических примесей 30-40 %;

- содержание нефтепродуктов 7-30%.

В проектах следует предусматривать мероприятия (обвалования, водонепроницаемые покрытия, планировка и т.д.) для сбора нефтепродуктов в случае их разлива, аварии технологических сооружений и трубопровода. Сброс нефтепродуктов при авариях в канализацию не допускается.

Наливные устройства должны быть оборудованы дренажной системой с каплеуловителем для сбора нефтепродукта сливаемого из этих устройств после окончании операции налива. В проектах на строительство нефтебаз при соответствующих обоснованиях следует предусматривать систему оборотного водоснабжения (система охлаждения насосов продуктовой насосной станции) и повторное использование очищенных сточных вод на мытьё площадок со сливо-наливными устройствами или эстакадами, мытьё резервуаров (при их зачистке). Требуемое качество очищенных сточных вод для вышеуказанных целей должно соответствовать по содержанию нефтепродуктов – 20 мг/литр, взвешенного вещества 20 мг/литр, БПК_пол 15-20, рн – 7-8.

На водных (морских, речных) нефтебазах должно быть исключено попадание нефтепродуктов в водные объекты. Для ликвидации возможного аварийного попадания нефтепродуктов в водные объекты должны быть предусмотрены улавливающие устройства (боновые заграждения, плавучие нефтемусоросборщики) по локализации и сбору нефтепродуктов с поверхности воды.

В проектах нефтебаз должны быть предусмотрены системы постоянного контроля загазованности рабочих зон приземной части территорий с помощью стационарных и переносных газоанализаторов.

Для защиты почвы и грунтовых вод следует предусматривать противофильтрационные экраны или водонепроницаемые покрытия на всех участках территорий нефтебаз, где проводятся операции с нефтепродуктами, а также сеть наблюдательных скважин по периметру территории нефтебазы.

Список использованной литературы

1. 
   Михайлов В.М. Новоселов Ф. Прохоров А.Д. Юфин В.А. Проектирование и эксплуатация нефтебаз. – М.: – Недра, 1982.
   
2. 
   Мацкин Л.А. Черняк И.А. Илембетов М.С. Эксплуатация нефтебаз . – М.: – Недра,1975.
   
3. 
   Арзунян А.С. Афанасьев В.А. Прохоров А.Д. Сооружение нефтегазохранилищ . – М.: – Недра, 1986.
   
4. 
   Черняк И.А. Мацкин Л.А. Эксплуатация нефтебаз . – М.: – Недра,1963.
   
5. 
   Мацкий Л.А. и другие Эксплуатация нефтебаз. – М.: – Недра,1978.
   
6. 
   Тугунов П. П., А.А.Коршак, М.Шаммазов. «Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов» – Уфа, 2004.
   
7. 
   Бунчук В.А. Новые типы нефтяных резервуаров и их оборудование. – М.: – Недра, 1967.
   

Западно-Казахстанский инженерно-гуманитарный университет

Кафедра «НД и ОТ»


КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

По дисциплине «Техника и технологии в нефтегазовой отрасли»

Тема «Насосно – компрессорные трубы»
Выполнил студент группы СТР 2ВУЗ Обухов С.
Научный руководитель

ст. преподаватель Погораздов П.Г.

Уральск, 2012г.