Проектирование и эксплуатация нефтепроводов

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

1. АНАЛИЗ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

1.2 Расчётные свойства нефти

1.3 Характеристики насосно-силового оборудования

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

2.1 Методика технологического расчета

2.2 Определение максимально возможной пропускной способности МН и влияние рельефа на режимы перекачки

2.3 Расчёт режимов работы МН

2.4 Анализ результатов расчёта режимов

3. ВЫБОР РАЦИОНАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ

3.1 Определение рациональных режимов эксплуатации

3.2 Построение границы рациональных режимов

3.3 Определение параметров циклической перекачки

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А. Характеристики насосов

ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Анализ на наличие/отсутствие самотечных участков при минимальном расходе

ПРИЛОЖЕНИЕ В. Граница рациональных режимов

эксплуатации

ПРИЛОЖЕНИЕ Г. Распределение напоров для выбранных режимов эксплуатации



1. АНАЛИЗ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

1.1 Расчётные свойства нефти

Для проведения технологического расчета режимов работы МН необходимо определить физические характеристики нефти при температуре перекачки.

Плотность и вязкость нефти зависят от температуры: при повышении температуры они уменьшаются, а при понижении - увеличиваются.

Расчётную плотность нефти при температуре перекачки определим по формуле:

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

- температурная поправка, кг/(м³*К),

Вязкость - это свойство жидкости оказывать сопротивление сдвигу и характеризующее ее текучесть и подвижность. Кинематическую вязкость нефтепродукта при заданной температуре определяем по формуле Вальтера:

,



где А и В - эмпирические коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости ₁ и ₂ при соответствующих температурах Т₁ и Т_2:

Определяем вязкость:

Для технологического расчёта МН необходимо знать плановый объемный расход перекачки:

1.2 Характеристики насосно-силового оборудования

Для перекачки нефти используются спиральные магистральные насосы типа НМ. Спиральные насосы типа НМ - центробежные горизонтальные насосы с двусторонним подводом жидкости к рабочему колесу и двухзавитковым спиральным отводом жидкости от рабочего колеса.

Входной и напорный патрубки насоса направлены в противоположные стороны и присоединяются к технологическим трубопроводам сваркой.

Согласно заданию на курсовой проект, перекачка нефти осуществляется насосами типа НМ3600-230 с диаметрами рабочих колёс: 425, 415 и 420 мм. Подпор в начале перекачки создаётся подпорным насосом типа НПВ - центробежный вертикальный одноступенчатый насос с рабочим колесом двустороннего входа. В данной технологической схеме перекачки используется насосы типа НМП3600-74 с диаметром рабочего колеса 725 мм.

Если задание курсового проекта предусматривает схему подключения подпорных насосов более 1, значит свободное значение расхода в дальнейших формулах(1,2; 1,4; 1,6) будем делить на количество параллельно-подключенных насосов.

Напорная характеристика насоса описывается уравнением параболы:

(1,1)

(1.2)

где a_М, b_М, a_П, b_П - аппроксимационные коэффициенты, определяемые по заводской характеристике насоса (см. таблицу А.1).

Q - произвольное значение подачи, которое не должно превышать 1,2 номинальной подачи насоса.

Для построения зависимости примем 7 различных значений расхода, не превышающих 1,2 номинального расхода насоса.

Характеристика КПД насоса выражается зависимостью:

(1,3)

(1.4)

где с₀, с₁, с_2, k₁, k₂, k₃ - эмпирические коэффициенты, определяемые по заводской характеристике насоса (см. таблицу А.1).

Мощность насосного агрегата определяется по формуле:



(1,5)

(1.6)

поскольку необходимо определить мощность на валу насоса, то в данном случае з - коэффициент полезного действия насоса при заданной подаче.

Так как при перекачке нефти наряду со стандартными насосами используется насос с диаметром рабочего колеса, полученным путём обточки стандартного, то для построения напорной характеристики и характеристики КПД этого насоса необходимо воспользоваться формулой теории подобия:

(1.7)

(1.8)

где D₀ - диаметр рабочего колеса стандартного насоса,

D - Диаметр рабочего колеса насоса, полученный путём обточки стандартного.

Воспользовавшись формулами (1.1) - (1.8), рассчитаем значения, необходимые для построения графиков зависимости основных характеристик используемых насосов для произвольного расхода Q=500 м³/час.

Напорная характеристика:

=103,4 (м);

=272,7 (м);

=245,8 (м);

=266,3 (м).



Характеристика КПД:

Мощностная характеристика:

Аналогично посчитаем характеристики насосов для остальных расходов.

Полученные значения представим в таблицах 1.1 - 1.3.

Рассмотрим напорную характеристику.

Поскольку напорная характеристика представляет собой параболическую зависимость, то для её построения достаточно провести расчёты для пяти точек. Для более точных результатов рассмотрим 7 точек.

Подставляя в формулы (1.1-1.2) и (1.3-1.4) различные значения подачи, определяем напоры в этих точках.

Полученные результаты представим в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Результаты расчётов для построения напорных характеристик магистральных насосов

Представим полученные аналитические характеристики на графике зависимости H - Q (см. рисунок А.1).

Рассмотрим характеристику коэффициента полезного действия.

Для построения рассмотрим 7 точек.

Таблица 1.2 - Результаты расчётов для построения характеристик КПД магистральных насосов

Представим полученные аналитические характеристики на графике зависимости з - Q (см. рисунок А.2).

Рассмотрим характеристику мощности.

Для построения рассмотрим 7 точек.

Таблица 1.3 - Результаты расчётов для построения характеристик мощности магистральных насосов

Представим полученные аналитические характеристики на графике зависимости N - Q (см. рисунок А.3).

Представим результаты расчёта характеристик подпорного насоса в таблице 1.4.

Таблица 1.4 - Результаты расчётов для построения характеристик подпорного насоса



2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ

2.1 Методика технологического расчёта

После того как выбрана трасса нефтепровода и определена его протяженность, переходят к технологическому расчету.

Задачей технологического расчёта является выбор технологических параметров проектируемой системы. В эту задачу в частности входит расчёт режимов эксплуатации нефтепровода.

В расчёт режимов эксплуатации нефтепровода входят уточнённые расчёты пропускной способности нефтепровода; определение давлений до (в линиях всасывания) и после (в линиях нагнетания) перекачивающих станций; решение вопросов о необходимости регулирования перекачки.

Технологические расчёты включают в себя определение гидравлических параметров системы нефтепровода.

Производительность нефтепровода при рассматриваемом режиме перекачки определяется из решения уравнения баланса напоров для всего трубопровода:

(2.1)

гдеh_П - напор, развиваемый подпорными насосами;

n - число линейных участков (нефтеперекачивающих станций);

n_{M j} - число магистральных насосов, установленных на j-й НПС;

h_{М jk} - напор, развиваемый k-м магистральным насосом j-й НПС;

_jk - индекс состояния k-го магистрального насосного агрегата j-ой НПС ( _jk=1 при работающем насосе и _jk=0 при остановленном насосе);

H_{тр j} - потери напора на трение на j-м линейном участке трубопровода;

z _j - разность геодезических отметок на j-м линейном участке;

h_ОСТ - остаточный напор в конце эксплуатационного участка.

Потери напора на трение по длине в трубопроводе определяют по формуле Дарси-Вейсбаха:

, (2.2)

где - коэффициент гидравлического сопротивления или коэффициент Дарси;

L_р - расчетная длина нефтепровода, м.

Потери напора по длине распишем через обобщенную формулу Лейбензона:

, (2.3)

где и m - числовые коэффициенты, постоянные для каждой зоны трения.

Коэффициент гидравлического сопротивления, а, следовательно, и потери напора по длине существенным образом зависят от так называемого режима течения жидкости, который определяется числом Рейнольдса, которое характеризует соотношение сил инерции и вязкости в потоке и вычисляется по формуле:

(2.3)

Согласно методике, представленной в [2], расчёт коэффициентов гидравлического сопротивления выполняем по формулам, приведённым в таблице (2.1).



Таблица 2.1 - Значения коэффициентов , m, для различных режимов и зон течения жидкости в трубопроводе круглого сечения.

Режим течения	Значение коэффициента
		m	, с2/м
Развитый турбулентный	зона гидравлически гладких труб		0,25	0,0246
	зона смешанного трения		0,1
	зона квадратичного трения		0

Значения переходных чисел Рейнольдса Re₁ и Re₂ можно определить по следующим формулам

, (2.4)

где - относительная шероховатость трубы,

(2.5)

где Д_Э - эквивалентная абсолютная шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от ее состояния. Для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации можно принять Д_Э=0,2 мм.

Доля потерь на местных сопротивлениях в общей величине гидравлических потерь невелика, в связи с тем, что по нормам проектирования расстояния между линейными задвижками составляют 15…20 км, а повороты и изгибы трубопровода плавные. С учетом многолетнего опыта эксплуатации трубопроводов с достаточной для практических расчетов точностью можно принять, что потери напора на местные сопротивления составляют 1…3% (в среднем 2%) от линейных потерь, т.е. величину гидравлических потерь в магистральном трубопроводе можно записать как 1,02h_тр [2].

Пропускную способность участка МН, при известных давлениях p_Н и p_К можно определить по методикам, представленным в [2].

Аналитическое решение для заданного гидравлического режима можно получить, выразив расход:

, (2.6)

Если режим течения не известен, то для определения Q задаются значением коэффициентов и m, а после проверяют соответствие принятого режима течения полученному расходу. Если полученный расход не соответствует принятому режиму, то принимают коэффициенты и m для следующего режим течения, снова определяют Q и делают проверку.

Режим работы нефтепровода в пределах эксплуатационного участка определяется совместным решением уравнений, описывающих гидравлическую характеристику линейных участков трубопровода и напорную характеристику нефтеперекачивающих станций. При этом должны выполняться условия по давлению на входе и выходе НПС, а также ограничения на работу насосов.

Итак, согласно представленной методике, производительность нефтепровода при рассматриваемом режиме перекачки определяется из решения уравнения:

. (2.7)



Уравнение (2.7) решается методом, при котором необходимо задаваться комбинацией включения магистральных насосов на каждой НПС рассматриваемого эксплуатационного участка для рассмотрения возможных режимов перекачки.

Определив расход Q, можно вычислить напор, развиваемый перекачивающими станциями, а также суммарные потери напора в трубопроводе.

(2.8)

где величина i(Q) - гидравлический уклон, характеризующий быстроту падения напора в рассматриваемом нефтепроводе:

(2.9)

Решив данные уравнения, можно определить подпор, создаваемый при входе на каждую станцию и конечный пункт.

Для работы нефтепровода абсолютно необходимо, чтобы найденные параметры удовлетворяли двум следующим ограничениям:

; (2.10)

(2.11)

Если оба ограничения выполняются, то можно судить о пригодности режима для перекачки.

2.2 Определение максимально возможной пропускной способности МН и влияние рельефа на режимы перекачки

В соответствии с заданием на курсовой проект, при циклической перекачке нефти должны отсутствовать самотечные участки между НПС. Поэтому необходимо определить максимально возможную пропускную способность МН. Для этого определим максимально возможную пропускную способность каждого из трех перегонов.

Рассмотрим первый перегон (от НПС-1 до НПС-2).

Определим расход аналитическим методом по формуле (2.6):

режим течения не известен, поэтому предположим турбулентный режим зоны гидравлически гладких труб, для которого:

тогда:

Находим переходные значения числа Рейнольдса по формулам (2.4):

Уточним режим течения, определив число Рейнольдса по формуле (2.3):



Так как , то режим течения - турбулентный зоны смешанного трения, которому соответствуют:

Вычисляем максимальную производительность по формуле (2.6):

Уточним режим течения, определив число Рейнольдса по формуле (2.3):

, значит режим установлен верно.

Определяем гидравлический уклон по формуле (2.9):

Таким образом, при отсутствии самотечных участков напор в нефтепроводе на первом участке на каждый метр его длины будет уменьшаться на м.

Произведём аналогичные расчеты для второго и третьего участков. Результаты расчетов заносим в таблицу 2.2.



Таблица 2.2 - Гидравлические параметры участков

Гидравлический параметр	1ый участок	2ой участок	3ий участок
Qmax , м3/с	0,962	0,870	0,882
Re	77517	70067	71043
i, м/м	0,0043	0,0036	0,0040

Рассмотрим графический вариант влияния рельефа на режимы перекачки.

Влияние рельефа на режимы перекачки обусловлено возможным наличием самотечных участков.

Самотечные участки не только вносят определенную коррективу в методологический подход к расчёту режимов перекачки МН, но и влияют на технологические параметры перекачки [2].

В случае если гидравлический уклон каждого из перегонов не пересекаются с рельефом, следует, что самотечные участки отсутствуют.

Построим график напоров по найденным гидравлическим уклонам на участках.

Рисунок 1 - Построение гидравлического уклона каждого участка

1 - суммарное значение напоров (геометрический напор и напор создаваемый давлением упругости насыщенных паров нефти); 2 - гидравлический уклон.

Анализируя рисунок 1, можно судить об отсутствии самотечных участков МН при перекачке на максимальной производительности (линии 1 и 2 не пересекаются).

Так как самотёчные участки отсутствуют, то можно определить максимально возможную пропускную способность всего нефтепровода. Она определяется как минимальное из значений максимальной производительности каждого участка:

Построим график напоров по найденному гидравлическому уклону при найденной максимальной производительности всего МН.

Рисунок 2 - Построение гидравлического уклона МН при работе с максимально возможной пропускной способностью

1 - суммарное значение напоров (геометрический напор и напор создаваемый давлением упругости насыщенных паров нефти); 2 - гидравлический уклон.



Анализируя рисунок 2, можно судить об отсутствии самотечных участков МН при перекачке на максимально возможной производительности (линии 1 и 2 не пересекаются).

Графический анализ на наличие/отсутствие самотечных участков при минимальном расходе приведен в приложении Б.

2.3 Расчёт режимов работы МН

В зависимости от различных вариаций видов насосов и их количества на каждой НПС можно получить множество возможных режимов перекачки нефти по МН.

Возможные режимы перекачки приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Расстановка магистральных насосов по станциям в зависимости от диаметра их колёс на всём МН

режим №	кол-во насосов	НПС - 1	НПС - 2	НПС - 3
		425	425	425	425	425	425	420	420	415	415	415	415
1	1	1	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
2		0	0	1	0	0	0	0	0	0	0	0	0
3	2	1	1	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
4		1	0	1	0	0	0	0	0	0	0	0	0
5		1	0	0	0	0	0	1	0	0	0	0	0
6		0	0	1	1	0	0	0	0	0	0	0	0
7		0	0	1	0	0	0	1	0	0	0	0	0
8	3	1	1	0	0	1	0	0	0	0	0	0	0
9		1	1	1	0	0	0	0	0	0	0	0	0
10		1	1	0	0	0	0	1	0	0	0	0	0
11		1	0	1	1	0	0	0	0	0	0	0	0
12		1	0	1	0	0	0	1	0	0	0	0	0
13		0	0	1	1	1	0	0	0	0	0	0	0
14		0	0	1	1	0	0	1	0	0	0	0	0
15		0	0	1	0	0	0	1	1	0	0	0	0
16		1	0	0	0	0	0	1	1	0	0	0	0
17	4	1	1	0	0	1	1	0	0	0	0	0	0
18		1	1	1	0	1	0	0	0	0	0	0	0
19		1	1	0	0	1	0	1	0	0	0	0	0
20		1	1	1	0	0	0	1	0	0	0	0	0
21		1	1	0	0	0	0	1	1	0	0	0	0
22		1	0	1	1	1	0	0	0	0	0	0	0
23		1	0	1	1	0	0	1	0	0	0	0	0
24		1	0	1	0	0	0	1	1	0	0	0	0
25		0	0	1	1	0	0	1	1	0	0	0	0
26	5	1	1	0	0	1	1	0	0	1	0	0	0
27		1	1	1	0	1	1	0	0	0	0	0	0
28		1	1	0	0	1	1	1	0	0	0	0	0
29		1	1	0	0	1	0	1	1	0	0	0	0
30		1	0	1	1	1	0	1	0	0	0	0	0
31		1	1	1	0	0	0	1	1	0	0	0	0
32		1	0	1	1	0	0	1	1	0	0	0	0
33	6	1	1	0	0	1	1	0	0	1	1	0	0
34		1	1	1	0	1	1	0	0	1	0	0	0
35		1	1	0	0	1	1	1	0	1	0	0	0
36		1	1	1	0	1	1	1	0	0	0	0	0
37		1	1	1	0	1	0	1	1	0	0	0	0
38		1	0	1	1	1	1	1	0	0	0	0	0
39		1	0	1	1	1	0	1	1	0	0	0	0
40	7	1	1	0	0	1	1	0	0	1	1	1	0
41		1	1	1	0	1	1	0	0	1	1	0	0
42		1	1	0	0	1	1	1	0	1	1	0	0
43		1	1	1	0	1	1	1	0	1	0	0	0
44		1	1	1	0	1	0	1	1	1	0	0	0
45		1	0	1	1	1	1	1	0	1	0	0	0
46		1	0	1	1	1	0	1	1	1	0	0	0
47	8	1	1	1	0	1	1	0	0	1	1	1	0
48		1	1	0	0	1	1	1	0	1	1	1	0
49		1	1	1	0	1	1	1	0	1	1	0	0
50		1	1	1	0	1	0	1	1	1	1	0	0
51		1	0	1	1	1	1	1	0	1	1	0	0
52		1	0	1	1	1	0	1	1	1	1	0	0
53	9	1	1	1	0	1	1	1	0	1	1	1	0
54		1	1	1	0	1	0	1	1	1	1	1	0
55		1	0	1	1	1	1	1	0	1	1	1	0
56		1	0	1	1	1	0	1	1	1	1	1	0

Необходимо проверить каждый из приведенных возможных режимов по условиям (2.10) и (2.11) и сделать вывод о пригодности его для перекачки.

При разработке данной таблицы было выявлено то, что разные режимы имеют одинаковое количество насосов с одинаковыми характеристиками, но располагаются на разных станциях. Данные режимы объединять нельзя, так как 1 из этих режимов может не соответствовать заявленным условиям по давлению на входе и выходе НПС.

Рассмотрим 1 режим.

На первой станции работает один основной насос марки НМ3600-230 с диаметром рабочего колёса D₂=425 мм, вторая и третья станция отключены.

Определим расход перекачки по формуле (2.7) методом последовательных приближений. В первом приближении задаемся , тогда:

Определяем число Рейнольдса по формуле (2.3):



Так как (см. п.2.2) , то режим течения - турбулентный зоны гидравлически гладких труб, при котором коэффициент гидравлического сопротивления по формуле, согласно таблице 2.1:

Определим расход перекачки во втором приближении, принимая :

Определяем число Рейнольдса по формуле (2.3):

Так как (см. п.2.2) , то режим течения - течения - турбулентный зоны гидравлически гладких труб, при котором коэффициент гидравлического сопротивления по формуле, согласно таблице 2.1:



Определим расход перекачки в третьем приближении для наибольшей точности, принимая :

Определяем число Рейнольдса по формуле (2.3):

Так как (см. п.2.2) , то режим течения - течения - турбулентный зоны гидравлически гладких труб, при котором коэффициент гидравлического сопротивления по формуле, согласно таблице 2.1:

Определим погрешность определения производительности:

.

Так как относительная погрешность не превышает 5%, то окончательно принимаем производительность перекачки при 1 режиме равной 0,334 м³/с.

Производительность при остальных режимах определяем аналогично. Полученные результаты заносим в таблицу 2.4.



Таблица 2.4 - Гидравлические характеристики режимов перекачки

№	Q(3)	Re(3)	л(3)	%
1	0,334	26892,004	0,025	1,085
2	0,334	26892,004	0,025	1,085
3	0,456	36788,249	0,023	0,647
4	0,456	36788,249	0,023	0,647
5	0,455	36680,856	0,023	0,651
6	0,456	36788,249	0,023	0,647
7	0,455	36680,856	0,023	0,651
8	0,553	44548,213	0,022	0,393
9	0,553	44548,213	0,022	0,393
10	0,552	44458,141	0,022	0,395
11	0,553	44548,213	0,022	0,393
12	0,552	44458,141	0,022	0,395
13	0,553	44548,213	0,022	0,393
14	0,552	44458,141	0,022	0,395
15	0,550	44367,927	0,022	0,398
16	0,550	44367,927	0,022	0,398
17	0,633	51025,255	0,021	0,224
18	0,633	51025,255	0,021	0,224
19	0,632	50946,466	0,021	0,226
20	0,632	50946,466	0,021	0,226
21	0,631	50867,582	0,021	0,228
22	0,633	51025,255	0,021	0,224
23	0,632	50946,466	0,021	0,226
24	0,631	50867,582	0,021	0,228
25	0,631	50867,582	0,021	0,228
26	0,695	56031,174	0,021	0,116
27	0,702	56607,955	0,021	0,105
28	0,701	56537,338	0,021	0,106
29	0,701	56466,650	0,021	0,108
30	0,701	56537,338	0,021	0,106
31	0,701	56466,650	0,021	0,108
32	0,701	56466,650	0,021	0,108
33	0,750	60467,472	0,020	0,035
34	0,757	60994,185	0,020	0,026
35	0,756	60929,398	0,020	0,027
36	0,762	61452,454	0,020	0,019
37	0,762	61388,085	0,020	0,020
38	0,762	61452,454	0,020	0,019
39	0,762	61388,085	0,020	0,020
40	0,800	64445,846	0,020	0,027
41	0,806	64931,593	0,020	0,034
42	0,805	64871,585	0,020	0,033
43	0,811	65354,335	0,020	0,040
44	0,810	65294,669	0,020	0,039
45	0,811	65354,335	0,020	0,040
46	0,810	65294,669	0,020	0,039
47	0,850	68497,252	0,020	0,080
48	0,849	68441,259	0,020	0,080
49	0,855	68890,134	0,020	0,085
50	0,854	68834,426	0,020	0,085
51	0,855	68890,134	0,020	0,085
52	0,854	68834,426	0,020	0,085
53	0,874	70404,183	0,021	0,075
54	0,873	70354,140	0,021	0,076
55	0,874	70404,183	0,021	0,075
56	0,873	70354,140	0,021	0,076

Для проверки выполнения условий (2.10) и (2.11) определим напор, развиваемый насосами при полученной производительности перекачки, для каждого режима. нефтепровод эксплуатация оборудование перекачка

Рассмотрим 1 режим с производительностью м³/с.

Напор, развиваемый подпорным насосом, определяем по формуле (1.4):

Напор, развиваемый основным насосом с диаметром рабочего колеса D₂=425 мм, определяем по формуле (1.4):



Аналогичный расчет проводится для других возможных режимов.

Полученные результаты заносим в таблицу 2.5.

Таблица 2.5 - Напоры насосов при рассчитанных режимах перекачки МН

Режим №	Q, куб.м/с	Н - напор насоса, м
		подп.	425	415	420
1	0,334	99,808	266,038	239,289	259,627
2	0,334	99,808	266,038	239,289	262,813
3	0,456	96,068	259,013	232,395	255,788
4	0,456	96,068	259,013	232,395	255,788
5	0,455	96,115	259,101	232,481	255,876
6	0,456	96,068	259,013	232,395	255,788
7	0,455	96,115	259,101	232,481	255,876
8	0,553	92,322	251,976	225,490	248,752
9	0,553	92,322	251,976	225,490	248,752
10	0,552	92,369	252,066	225,578	248,841
11	0,553	92,322	251,976	225,490	248,752
12	0,552	92,369	252,066	225,578	248,841
13	0,553	92,322	251,976	225,490	248,752
14	0,552	92,369	252,066	225,578	248,841
15	0,550	92,417	252,155	225,666	248,930
16	0,550	92,417	252,155	225,666	248,930
17	0,633	88,648	245,076	218,718	241,851
18	0,633	88,648	245,076	218,718	241,851
19	0,632	88,696	245,165	218,806	241,940
20	0,632	88,696	245,165	218,806	241,940
21	0,631	88,743	245,255	218,894	242,030
22	0,633	88,648	245,076	218,718	241,851
23	0,632	88,696	245,165	218,806	241,940
24	0,631	88,743	245,255	218,894	242,030
25	0,631	88,743	245,255	218,894	242,030
26	0,695	85,467	239,101	212,856	235,876
27	0,702	85,082	238,377	212,145	235,152
28	0,701	85,129	238,466	212,232	235,241
29	0,701	85,176	238,555	212,320	235,330
30	0,701	85,129	238,466	212,232	235,241
31	0,701	85,176	238,555	212,320	235,330
32	0,701	85,176	238,555	212,320	235,330
33	0,750	82,400	233,340	207,202	230,115
34	0,757	82,020	232,626	206,502	229,402
35	0,756	82,067	232,715	206,588	229,490
36	0,762	81,687	232,001	205,888	228,776
37	0,762	81,734	232,089	205,975	228,864
38	0,762	81,687	232,001	205,888	228,776
39	0,762	81,734	232,089	205,975	228,864
40	0,800	79,451	227,800	201,766	224,575
41	0,806	79,078	227,099	201,078	223,874
42	0,805	79,124	227,186	201,163	223,961
43	0,811	78,751	226,485	200,476	223,260
44	0,810	78,797	226,572	200,561	223,347
45	0,811	78,751	226,485	200,476	223,260
46	0,810	78,797	226,572	200,561	223,347
47	0,850	76,254	221,795	195,873	218,571
48	0,849	76,299	221,881	195,957	218,656
49	0,855	75,934	221,194	195,283	217,969
50	0,854	75,979	221,279	195,367	218,054
51	0,855	75,934	221,194	195,283	217,969
52	0,854	75,979	221,279	195,367	218,054
53	0,874	74,682	218,843	192,976	215,618
54	0,873	74,724	218,921	193,053	215,696
55	0,874	74,682	218,843	192,976	215,618
56	0,873	74,724	218,921

Подобные документы

• Технологический расчет магистрального нефтепровода

  Определение расчетных свойств нефти. Вычисление параметров насосно-силового оборудования. Влияние рельефа на режимы перекачки. Расчет и выбор оптимальных режимов работы магистрального нефтепровода с учетом удельных затрат энергии на перекачку нефти.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 21.02.2014
  

• Режимы работы нефтепровода

  Выбор режимов эксплуатации магистрального нефтепровода. Регулирование режимов работы нефтепровода. Описание центробежного насоса со сменными роторами. Увеличение пропускной способности нефтепровода. Перераспределение грузопотоков транспортируемой нефти.
  
  отчет по практике [551,4 K], добавлен 13.04.2015
  

• Моделирование режимов эксплуатации магистрального нефтепровода

  Технологический расчет нефтепровода и выбор насосно-силового оборудования. Определение длины лупинга и расстановка нефтеперекачивающей станции по трассе нефтепровода. Расчет режима работы нефтепровода при увеличении производительности удвоением станций.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 14.05.2021
  

• Технологический расчет магистрального нефтепровода

  Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода, определение диаметра и толщины стенки трубопровода, выбор насосного оборудования. Расчет на прочность и устойчивость, выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода.
  
  курсовая работа [129,7 K], добавлен 26.06.2010
  

• Проектирование нефтепровода "Ухта–Ярославль (511–711 км)" с грузопотоком G=18,5 млн. тонн/год

  Обоснование способа транспорта нефти. Определение приведенных себестоимости и капитальных затрат при трубопроводном, железнодорожном транспорте. Технологический расчет трубопровода с выбором оптимального диаметра. Подбор насосно-силового оборудования.
  
  курсовая работа [87,8 K], добавлен 09.12.2014
  

• Проектирование участка магистрального нефтепровода

  Технико-экономическое обоснование годовой производительности и пропускной способности магистрального трубопровода. Определение расчетной вязкости и плотности перекачиваемой нефти. Гидравлический расчет нефтепровода. Определение числа насосных станций.
  
  курсовая работа [2,5 M], добавлен 30.05.2016
  

• Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год

  Характеристика магистральных нефтепроводов. Определение диаметра и толщины стенки трубопровода. Расчет потерь напора по длине нефтепровода. Подбор насосного оборудования. Построение гидравлического уклона, профиля и расстановка нефтяных станций.
  
  курсовая работа [146,7 K], добавлен 12.12.2013
  

• Технологический расчет магистрального нефтепровода

  Определение параметров нефтепровода: диаметра и толщины стенки труб; типа насосно-силового оборудования; рабочего давления, развиваемого нефтеперекачивающими станциями и их количества; необходимой длины лупинга, суммарных потерь напора в трубопроводе.
  
  контрольная работа [25,8 K], добавлен 25.03.2015
  

• Технологический расчет магистрального нефтепровода

  Классификация нефтепроводов, принципы перекачки, виды труб. Технологический расчет магистрального нефтепровода. Определение толщины стенки, расчет на прочность, устойчивость. Перевальная точка, длина нефтепровода. Определение числа перекачивающих станций.
  
  курсовая работа [618,9 K], добавлен 12.03.2015
  

• Проектирование Головной НПС эксплуатационного участка

  Выбор трубы, насосов, их роторов и электродвигателей для Головной нефтеперекачивающей станции (НПС) магистрального нефтепровода. Выбор оборудования узлов НПС, регулирование режимов ее работы. Технологическая схема НПС. Описание процесса перекачки нефти.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 27.06.2013
  

• Проектирование автоматизированной системы управления насосной станцией НПС "Апрельская"

  Описание технологического процесса перекачки нефти. Общая характеристика магистрального нефтепровода, режимы работы перекачивающих станций. Разработка проекта автоматизации насосной станции, расчет надежности системы, ее безопасность и экологичность.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 29.09.2013
  

• Расчет гидравлического оборудования

  Определение скорости поршня и расхода жидкости в трубопроводе. Построение напорной и пьезометрической линий для трубопровода. Определение максимально возможной высоты установки центробежного насоса над уровнем воды. Составление уравнения Бернулли.
  
  контрольная работа [324,1 K], добавлен 07.11.2021
  

• Проектирование нефтепровода

  Определение физических характеристик нефтепродуктов: плотность, вязкость, температура. Расчёт резервуарных парков нефтепродуктов, их размещение, полезный суммарный объем. Расчёт параметров и выбор типа насоса для перекачки нефти. Расчёт трубопровода.
  
  курсовая работа [1,5 M], добавлен 06.05.2014
  

• Последовательная перекачка нефти

  Последовательная перекачка нефтепродуктов. Достижение максимально возможного использования пропускной способности трубопровода. Использование резервуарных парков для накопления отдельных сортов нефти. Прямое контактирование и применение разделителей.
  
  курсовая работа [63,5 K], добавлен 21.09.2013
  

• Специфика работы ТОО "Газпромпроект"

  Виды и назначение нефтепроводов, методы увеличения пропускной способности. Расчет длины и эффективности лупинга для трубопровода, числа станций при увеличении производительности. Расчёт капитальных вложений и эксплуатационных расходов транспорта нефти.
  
  отчет по практике [169,3 K], добавлен 14.03.2014
  

• Проектирование магистрального нефтепровода на участке Пурпе-Самотлор

  Особенности формирования системы магистральных нефтепроводов на территории бывшего СССР. Анализ трассы проектируемого нефтепровода "Пурпе-Самотлор", оценка его годовой производительности. Принципы расстановки перекачивающих станций по трассе нефтепровода.
  
  курсовая работа [934,0 K], добавлен 26.12.2010
  

• Расчет максимально возможной производительности магистрального газопровода

  Обоснование целесообразности проведения расчета максимально возможной производительности магистрального газопровода. Проверка прочности, гидравлический расчет трубопровода, определение числа насосных станций. Расчет перехода насоса с воды на нефть.
  
  дипломная работа [2,2 M], добавлен 13.02.2021
  

• Анализ результатов газогидродинамических исследований скважин, подключенных к УКПГ-14 Оренбургского НГКМ

  Технико-экономическое обоснование строительства нефтепровода "Оренбург – Орск": выбор трассы, насосно-силового оборудования; расчет трубопровода, оценка его надежности; безопасность и экологичность производственного процесса; расчет капитальных вложений.
  
  дипломная работа [1,8 M], добавлен 04.02.2013
  

• Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ

  Проектирование газонефтепроводов: гидравлический расчет и выбор оптимального диаметра трубопровода, механические и теплотехнические расчеты. Защита нефтепровода от коррозии. Сооружение фундамента и разворачивание РВС-5000. Особенности перекачки газа.
  
  курсовая работа [5,4 M], добавлен 30.01.2015
  

• Ноябрьское управление магистральных нефтепроводов ОАО "Сибнефтепровод"

  Структура управления ОАО "Сибнефтепровод". Ведущие виды деятельности компании. Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода. Техническое обслуживание линейной части МН. Наладка оборудования линейной части магистрального нефтепровода.
  
  отчет по практике [2,9 M], добавлен 19.03.2015
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам