Расчет магистрального нефтепровода

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода

1.1 Расчетные значения вязкости и плотности перекачиваемой нефти

1.2 Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающей станции и расчет рабочего давления

1.3 Определение диаметра и толщины стенки трубопровода

1.4 Расчет на прочность и устойчивость магистрального нефтепровода

2. Гидравлический расчёт трубопровода

3. Определение оптимальных режимов работы нефтепровода

3.1 Графический метод

3.2 Численный метод

3.3 Определение рациональных режимов перекачки

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Трубопроводный транспорт отличается от других видов транспорта рядом преимуществ. Затраты на строительство трубопровода почти в 2 раза меньше, чем на постройку автомобильной или железной дороги соответствующей провозной способности, при этом трассы ведут более коротким путем. Трубопроводы надежны в эксплуатации, процесс транспортировки по ним грузов полностью автоматизирован, высокая герметизация сохраняет продукты. Это сокращает потери нефти по сравнению с перевозками железнодорожным транспортом в 1,5 раза, водным -- в 2,5 раза. Эксплуатация трубопроводов не зависит от климатических условий. Современный трубопровод имеет высокую пропускную способность, которая зависит от диаметра труб. По себестоимости перевозок это самый дешевый вид транспорта.

Отмечая достоинства трубопроводов, в то же время следует заметить, что скорость перекачки грузов, зависящая от их вязкости и других параметров, несколько уступает скорости перемещения по железным дорогам и по водным путям.

В настоящее время идет создание универсального трубопроводного транспорта, подходящего для транспортировки газа, нефти и нефтепродуктов.

нефтепровод насосный гидравлический

1 Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода

1.1 Расчетные значения вязкости и плотности перекачиваемой нефти

Плотность нефтепродуктов находится в пределах 700-1100 кг/м³. Изменение плотности вследствие изменения температуры Т определяют по формуле Менделеева (3.1.2)

где с_Т, с₂₉₃ ? плотность нефтепродукта соответственно при температурах Т и 293 К, кг/м³;

в_р ? коэффициент объёмного расширения, 1/К.

Довольно часто пользуются также линейной зависимостью по формуле (3.1.3)

где ж - температурная поправка, равная по формуле (3.1.4)

тогда

Вычисляем значения кинематической вязкости:

1) по формуле Рейнольдса-Филонова (3.1.9) т.к. условие выполняется, то значение кинематической вязкости вычисляем

,

где u?коэффициент крутизны вискограммы, определяемый по формуле (3.1.10)

Тогда

1.2 Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающей станции и расчет рабочего давления

Определим расчетную часовую пропускную способность нефтепровода по формуле (3.2.1)

где G_Г - годовая производительность нефтепровода, млн.т/год;

с_Т - расчетная плотность нефти, кг/м³;

k_нп - коэффициент неравномерности перекачки и принимается равным:

для трубопроводов, прокладываемых параллельно с другими нефтепроводами и образующих систему - 1,05;

N_Р - расчетное число рабочих дней в году [2, табл. 3.2.1], сутки.

В соответствии с найденной расчетной часовой производительности нефтепровода подбирается магистральные и подпорные насосы нефтеперекачивающей станции исходя из условия (3.2.2)

где Qном - подача выбранного типа насосов при максимальном к.п.д.

Согласно приложениям 2 и 3 [3, стр.61-66], выбираем насосы: магистральный насос НМ 5000-210 и подпорный насос НПВ 5000-90

Напор магистрального насоса находим по формуле:

где a, b - коэффициенты

Напор подпорного насоса находим по формуле:

где a, b - коэффициенты, которые берутся из таблицы 2.2.



Далее рассчитываем рабочее давление на выходе головной насосной станции по формуле (3.2.3)

где g - ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с²;

m_мн - число последовательно включенных магистральных насосов (равное 3 в нашем случае);

Н_мн, Н_пн - напоры магистрального и подпорного насоса при найденной расчетной производительности.

Найденное рабочее давление должно быть меньше допустимого из условия прочности запорной арматуры (3.2.4)

5,129МПа > 6,4МПа

Условие (3.2.4) выполняется.

Так как условие (3.2.4) выполняется, то воспользуемся сменными роторами меньшего диаметра.

1.3 Определение диаметра и толщины стенки трубопровода

Внутренний диаметр нефтепровода вычисляется по формуле (3.3.1)



где w₀ - рекомендуемая скорость перекачки, определяемая из графика [3, рис.3.3.1] w₀ =2,0 м/с.

По вычисленному значению внутреннего диаметра, принимается ближайший стандартный наружный диаметр нефтепровода - 1020 мм. Значение наружного диаметра также можно определить по таблице [3, рис.3.3.1], в зависимости от производительности нефтепровода D_н= 1020 мм.

Определяем расчетное значение толщины стенки трубопровода по формуле (3.4.1)

где n_р - коэффициент надежности по нагрузке, равный 1,15;

Р - рабочее (нормативное) давление, Мпа;

R₁- расчетное сопротивление металла трубы по формуле (3.4.2)

где R₁^н - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) материала труб и сварных соединений, определяемое из условия работы на разрывы, равное минимальному пределу прочности =у_вр;

m - коэффициент условий работы трубопровода, для I, II категории трубопроводов m=0,75; для III, IV категории трубопроводов m=0,9; для В категории трубопроводов m=0,6;

К₁ - коэффициент надежности по материалу (приложение 1[2, стр.59-60]);

К_н - коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от его диаметра (К_н=1).

По приложению 1 [3, стр.59-60] выбираем, что для сооружения нефтепровода применяются трубы Челябинского трубного завода по ЧТЗ ТУ14-3-1698-90 из стали марки 13Г1С-У (временное сопротивление стали на разрыв у_вр=540 МПа, у_т=390 МПа, коэффициент надежности по материалу k₁=1,47). Перекачку предполагаем вести по системе «из насоса в насос», то n_р=1,15; так как D_н=1020 мм, то k_н=1; m=0,9 для трубопроводов III категории.

Тогда получаем значение толщины стенки трубопровода

Полученное значение округляем в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной - 12,5 мм.

Определяем абсолютное значение максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов по формулам (3.4.7) и (3.4.8)

где - коэффициент Пуассона, =0,3;

- коэффициент линейного расширения металла, =1,210^-5 1/⁰С;

Е - модуль Юнга, Е=2,0610⁵ МПа.

Для дальнейшего расчета принимаем большее из значений, Дt=.

Рассчитаем продольные осевые напряжения _{пр N} по формуле (3.4.5)



где D_в - внутренний диаметр трубопровода, м.

где д - толщина стенки трубопровода, м.

Знак «минус» указывает на наличие осевых сжимающих напряжений, поэтому вычисляем коэффициент по формуле (3.4.4)

Пересчитываем толщину стенки из условия (3.4.3)

Таким образом, принимаем толщину стенки - 15,5 мм.

1.4 Расчет на прочность и устойчивость магистрального нефтепровода

Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении производят по условию (3.5.1)

где R - расчетное сопротивление материала;

- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб. При растягивающих осевых продольных напряжениях (0) =1,0 , при сжимающих осевых продольных напряжениях (<0) определяется по формуле (3.5.2)

= ,

где - кольцевые напряжения в стене трубы от расчетного внутреннего давления, равные по формуле (3.5.3)

=

тогда

=

Следовательно,

= 0,586x330,61=193,583 Мпа



Так как , то выше поставленное условие прочности трубопровода (3.5.1) выполняется.

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов проверку производят по условиям (3.5.4) и (3.5.5)

где - максимальные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий, МПа;

- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла трубы;

- кольцевые напряжения в стенках трубопровода от нормативного внутреннего давления, МПа;

нормативное сопротивление материала, зависящее от марки стали и в расчетах принимается , МПа.

Вычисляем комплекс:

где =390 МПа.

Для проверки по деформациям находим кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки - внутреннего давления по формуле (3.5.7)

Вычисляем коэффициент по формуле (3.5.8)

Находим максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе по формуле (3.5.6)

=

где - радиус упругого изгиба оси трубопровода, м;

Принимаем минимальный радиус изгиба 1000 м.

=

=

- условие (3.5.5) выполняется.

- условие (3.5.4) выполняется;

- условие (3.5.4) не выполняется.

Так как проверка на недопустимые пластичные деформации не соблюдается, то для обеспечения надежности трубопровода при деформациях необходимо увеличить минимальный радиус упругого изгиба по формуле (3.5.9)

Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы производят по неравенству (3.5.10)

,

где S - эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, определяемая по формуле (3.5.11)

F? площадь поперечного сечения металла трубы, .

Для труб круглого сечения

Тогда эквивалентное осевое усилие в сечении трубопровода и площадь сечения металла трубы составит



Определяем нагрузку от собственного веса металла трубы по формуле (3.5.17)

где n_св - коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса, равный 1,1; а при расчете на продольную устойчивость и устойчивость положения равный 0,95;

г_м - удельный вес металла труб, принимаемый равным 78500 Н/ м³.

Определяем нагрузку от собственного веса изоляции по формуле (3.5.18)

Определяем нагрузку от веса нефти, находящегося в трубопроводе единичной длины по формуле (3.5.19)

Определяем нагрузку от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачивающей нефтью по формуле (3.5.16)



Определяем среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом по формуле (3.5.15)

где n_гр - коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта, равный 0,8;

г_гр - удельный вес грунта [3, табл. 3.5.1], кН/м³;

h₀ - глубина заложения трубопровода [3, табл. 3.5.2], м;

q_тр - расчетная нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемой нефтью, Н/м.

Определяем сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины по формуле (3.5.14)

где С_гр - коэффициент сцепления грунта [3, табл. 3.5.1], кПа

Определяем сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины и осевой момент инерции по формулам (3.5.20) и (3.5.21)

Определяем критическое усилие для прямолинейных участков в случае пластической связи трубы с грунтом по формуле (3.5.13)

Следовательно,

Определяем продольное критическое усилие для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае упругой связи с грунтом по формуле (3.5.22)

где k₀ - коэффициент постели грунта при сжатии [3, табл. 3.5.3], МН/м³.

Следовательно,

Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы, которую производят по неравенству (3.5.10) обеспечена:

Проверяем общую устойчивость криволинейных участков трубопроводов, выполненных с упругим изгибом. По формуле (3.5.25)



где R_в - радиус упругого изгиба трубопровода, соответствующий рельефу дна траншеи. R_в должен быть больше значения .

По номограмме рисунок 2, в зависимости от параметров и находим в_N=22,5.

Номограмма для определения коэффициента в_n при проверке устойчивости криволинейного трубопровода (стрелками показано, как определяется в_n=22,5 при Z_в=188,07 и и_в=0,031)

Определяем критическое усилие для криволинейных участков трубопровода по формулам (3.5.23) и (3.5.24)



Из двух значений выбираем наименьшее и проверяем условие (3.5.10)

Условие устойчивости криволинейных участков (3.5.10) не выполняется, следовательно, увеличим

тогда получаем

Условие устойчивости (3.5.10) выполняется

2. Гидравлический расчёт трубопровода

2.1 Гидравлический расчет нефтепровода, определение числа перекачивающих станций

Определяем секундный расход нефти и ее среднюю скорость по формулам (3.6.1) и (3.6.2)

Определяем режим течения

Так как Re>2320 режим течения жидкости турбулентный.

Определим зону трения.

Для этого определяем относительную шероховатость труб при k_э=0,05 мм

где k_э - эквивалентная шероховатость [3, табл. 3.6.2], м.

Первое переходное число Рейнольдса:

Второе переходное число Рейнольдса:

Так как Re< Re_I, то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб, поэтому коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по формуле [3, табл.3.6.1]

Определяем гидравлический уклон в нефтепроводе по формуле (3.6.7)

Определяем полные потери в трубопроводе, приняв Нкп=40 м. Число эксплуатационных участков определяем по формуле (3.6.9)

Число эксплуатационных участков принимаем равным 1.

где 1,02 - коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода;

ДZ - разность геодезических отметок конца и начала нефтепровода, м;

Н_кп - остаточный напор в конце эксплуатационного участка, необходимый для закачки нефти в резервуары.

Определяем расчетный напор одной станции по формуле (3.6.11)

Расчетное число насосных станций определяем по формуле (3.6.13)

Если округлить число НПС в меньшую сторону (2 станции), то гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой лупинга. Приняв диаметр лупинга равным диаметру основного трубопровода, найдем значение щ и длину лупинга по формулам (3.6.15) и (3.6.14)

При D=D_л величина

где n₁ - округленное меньшее целое число перекачивающих станций.

Строим совмещенную характеристику нефтепровода постоянного диаметра и нефтепровода, оборудованного с лупингом и нефтеперекачивающих станций. Для этого выполняем гидравлический расчет нефтепровода в диапазоне от 3200 до 5600 с шагом 400 м³/ч. Результаты вычислений представлены в таблице 1.

Таблица 1 Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций

Q	Hm	Hn	Пост D	Лупинг	n=3, m=3	n=3, m=2	n=2, m=3	n=2, m=2
3200	199,1256	110,46	780,6797	626,5068	1902,59	1305,21	1305,21	906,96
3600	191,4824	107,74	943,3215	769,9149	1831,08	1256,63	1256,63	873,67
4000	182,94	104,7	1120,117	925,8025	1751,16	1202,34	1202,34	836,46
4400	173,4984	101,34	1310,696	1093,844	1662,83	1142,33	1142,33	795,33
4800	163,1576	97,66	1514,735	1273,754	1566,08	1076,61	1076,61	750,29
5200	151,9176	93,66	1731,943	1465,275	1460,92	1005,17	1005,17	701,33
5600	139,7784	89,34	1962,059	1668,178	1347,35	928,01	928,01	648,45
4861	161,5016	97,07068	1547,015	1302,217	1550,59	1066,08	1066,08	743,08

При округлении числа НПС в большую сторону рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и нефтеперекачивающей станции при n=2, m=3 рабочая точка переместится в точку М2, а расход соответствует Q2=4861 м3/ч. Если на каждой НПС отключить по одному насосу n=2, m=2, то рабочая точка переместится в точку М1, а нефтепровод будет работать с производительностью Q1=4132 м3/ч.

Таблица 2 Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций

Q	Hm	Hn	Пост D	Лупинг	n=3, m=3	n=3, m=2	n=2, m=3	n=2, m=2
3200	199,1256	110,46	780,6797	626,5068	1902,59	1305,21	1305,21	906,96
3600	191,4824	107,74	943,3215	769,9149	1831,08	1256,63	1256,63	873,67
4000	182,94	104,7	1120,117	925,8025	1751,16	1202,34	1202,34	836,46
4400	173,4984	101,34	1310,696	1093,844	1662,83	1142,33	1142,33	795,33
4800	163,1576	97,66	1514,735	1273,754	1566,08	1076,61	1076,61	750,29
5200	151,9176	93,66	1731,943	1465,275	1460,92	1005,17	1005,17	701,33
5600	139,7784	89,34	1962,059	1668,178	1347,35	928,01	928,01	648,45
4861	161,5016	97,07068	1547,015	1302,217	1550,59	1066,08	1066,08	743,08



Так как выполняется условие Q1< Q< Q2, по формуле (3.6.17) рассчитываем время работы нефтепровода на режимах, соответствующих расходам Q₁ и Q_2:

2.2 Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода

Рассмотрим расстановку станций на местности исходя из максимальной производительности нефтепровода при n=2 и Q₂=4861 м³/ч.

Гидравлический уклон при максимальной производительности составляет i=0,00254.

Напоры, развиваемые подпорными и магистральными насосами при максимальной подаче Q₂, равны

Расчетный напор станции составит



Построим гидравлический треугольник. За горизонтальный катет примем отрезок ab, равный l=100 км, который отложим в масштабе длин. Вертикальный катет ac равен

1,02il=1,020,000555392100 000=56,65 м

и отложим его в масштабе высот. Гипотенуза треугольника bc и есть положение линии гидравлического уклона в принятых масштабах построений (чертеж 1).

Результаты расстановки станций приведены в таблице 3.

Таблица 3 Расчетные значения высотных отметок НПС и длин линейных участков нефтепровода

Нефтеперекачивающая	Высотная отметка zi, м	Расстояние от начала нефтепровода, км	Длина линейного участка li, км
станция
ГНПС-1	241,2	0	165,72
НПС-2	138,6	165,72	145,472
НПС-3	109,65	311,192	133,804
НПС-4	119,25	445	0



3. Определение оптимальных режимов работы нефтепровода

3.1 Графический метод

Рассмотрим режимы работы магистрального нефтепровода на эксплуатационном участке протяженностью 295 км.

Построим суммарную совмещенную характеристику линейных участков нефтепровода и НПС. Задаваясь расходами от 1000 до 5000 м³/ч, определяем режимы течения нефти и рассчитываем потери напора на отдельных двух участках нефтепровода.

Найдем напоры подпорного и магистральных насосов. Результаты расчетов приведены в таблице 4.

Таблица 4 Результаты гидравлического расчета участков нефтепровода и напорных характеристик насосов

Расход Q м3/ч	1000	1500	2000	2500	3000	3500	4000	4500	5000
Скорость течения w м/ч	0,3618	0,5427	0,7235	0,9044	1,0853	1,2662	1,4471	1,6280	1,8089
Число Рейнольдса Re	11868,59	17802,89	23737,18	29671,48	35605,77	41540,07	47474,37	53408,66	59342,96
Коэфициент гидравлического сопртивления л	0,03031	0,02739	0,02549	0,02411	0,02303	0,02216	0,02143	0,02081	0,02027
гидравлический уклон i	0,00020	0,00042	0,00069	0,00102	0,00140	0,00183	0,00231	0,00284	0,00342
Напор магистрального насоса Hмн, м	225,09	221,5775	216,66	210,3375	202,61	193,4775	182,94	170,9975	157,65
Напор подпорного насоса Hпн, м	119,7	118,45	116,7	114,45	111,7	108,45	104,7	100,45	95,7
Напор развиваемый насосами H=Hпн+kмн*Hмн	kмн=0	119,7	118,5	116,7	114,5	111,7	108,5	104,7	100,5	95,7
	kмн=1	344,8	340,0	333,4	324,8	314,3	301,9	287,6	271,4	253,4
	kмн=2	569,9	561,6	550,0	535,1	516,9	495,4	470,6	442,4	411,0
	kмн=3	795,0	783,2	766,7	745,5	719,5	688,9	653,5	613,4	568,7
	kмн=4	1020,1	1004,8	983,3	955,8	922,1	882,4	836,5	784,4	726,3
	kмн=5	1245,2	1226,3	1200,0	1166,1	1124,8	1075,8	1019,4	955,4	884,0
	kмн=6	1470,2	1447,9	1416,7	1376,5	1327,4	1269,3	1202,3	1126,4	1041,6
Потери напора на участке Н, м	1 участок	285,1	320,8	366,7	422,3	486,8	560,0	641,5	731,0	828,3
	2 участок	286,4	353,5	439,8	544,1	665,4	802,8	955,8	1123,9	1306,6
	3 участок	324,0	419,8	543,3	692,4	865,8	1062,3	1281,1	1521,4	1782,7

Из совмещённой характеристики (рисунок 3) найдём значения напоров на входе и напоров на выходе каждой НПС.

Подпор на головной НПС - 1 равен отрезку ab, а напор на её выходе равен отрезку ad. Чтобы найти подпор на выходе НПС - 2, нужно определить разность отрезков ad и ac, то есть из напоров на выходе ГНПС - 1 вычесть потери напора на первом участке. Аналогично определим величины отрезков, соответствующих напорам и подпорам.

Таблица 5 Напоры и подпоры нефтеперекачивающих станций на режиме (3-3)

Нефтеперекачивающая станция	Количество работающих магистральных насосов	Обозначение отрезка
		подпор на входе НПС	напор на выходе НПС
ГНПС-1	3	ab=60	ad=580
НПС-2	3	cd=60	cf=580
НПС-3	3	ef=60	eA=580

3.2 Численный метод

Рассмотрим режим перекачки на первом эксплуатационном участке протяженностью 143,644 км с тремя работающими магистральными насосами на каждой НПС. Производительность нефтепровода на этом режиме определим из решения уравнения (3.7.1)



где H_ТР - напор, необходимый для преодоления гидравлического сопротивления трубопровода, разности геодезических отметок и создания остаточного напора в конце эксплуатационного участка;

H_ПС - напор, развиваемый всеми работающими насосами при рассматриваемом режиме перекачки;

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

n - число линейных участков (перекачивающих станций);

h_ОСТ - остаточный напор на конечном пункте трубопровода;

h _j - потери напора на трение на j-м линейном участке трубопровода;

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

h_П - напор, развиваемый подпорными насосами;

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

_jk - индекс состояния k-го магистрального насосного агрегата j-й ПС

( _jk=1 при работающем насосе и _jk=0 при остановленном насосе).

Определяем максимально допустимый напор на выходе из насосных станций по формуле (3.7.6)

Дh_доп=39м

С учетом потерь напора в обвязке насосных станций примем

Определяем напор, развиваемый основными магистральными насосами головной нефтеперекачивающей станции по формуле (3.7.3)



Определяем напор на выходе ГНПС-1 по формуле (3.7.2)

где H_с - подпор на входе c-й перекачивающей станции;

H_СТс - напор, создаваемый работающими насосами c-й НПС при известной производительности перекачки.

Подпор на входе НПС-2 определяем по формуле (3.7.4)

Определяем напор на выходе НПС-2



Таблица 6 Напоры и подпоры нефтеперекачивающих станций при различных числах работающих насосов и комбинаций их включения

№ режи ма	Общее число основных насосов	Комбинации включения основных насосов	Q, м3/ч	ГНПС-1	НПС-2	НПС-3	Е уд? КВт ч/т
				Нпн1, м	Ннпс1, м	НпН2, М	НнпС2, м	Нпн3, м	Ннпсэ, м
1	9	3-3-3	4648	97,07	586,6	590,3	1074,8	64,5	650,1	6,213
2	8	3-3-2	4425	98,3	612,4	643,6	1148,7	187,7	591,1	5,730
3		3-2-3		98,3	612,4	643,6	1247,0	-14,0	591,1
4	7	3-2-2	4171	99,5	642,7	717,7	1036,5	124,8	543,6	5,243
5		3-3-1		99,5	642,7	717,7	1245,9	334,2	543,6
6		3-1-3		99,5	642,7	717,7	827,1	-84,6	543,6
7	6	2-2-2	3840	102,8	539,8	579,4	914,4	55,8	490,8	4,736
8		3-2-1		102,8	678,3	796,9	1131,9	273,3	490,8
9		3-1-2		102,8	678,3	796,9	914,4	55,8	490,8
10		3-0-3		102,8	678,3	796,9	696,9	-161,7	490,8
11		3-3-0		102,8	678,3	796,9	1349,4	490,8	490,8
12	5	2-2-1	3515	106,3	558,5	656,0	1008,2	207,1	433,2	4,209
13		2-1-2		106,3	558,5	656,0	782,1	-19,0	433,2
14		3-1-1		106,3	704,6	882,1	1008,2	207,1	433,2
15		3-2-0		106,3	704,6	882,1	1234,3	433,2	433,2
16		3-0-2		106,3	704,6	882,1	782,1	-19,0	433,2
17	4	2-1-1	3174	110,1	580,7	738,7	874,0	135,2	370,5	3,665
18		2-2-0		110,1	580,7	738,7	1109,3	370,5	370,5
19		2-0-2		110,1	580,7	738,7	638,7	-100,1	370,5
20		3-0-1		110,1	726,0	974,0	874,0	135,2	370,5
21		3-1-0		110,1	726,0	974,0	1109,3	370,5	370,5
22	3	1-1-1	2615	114,0	359,0	583,1	728,1	57,3	302,3	3,107
23		2-0-1		114,0	604,0	828,1	728,1	57,3	302,3
24		2-1-0		114,0	604,0	828,1	973,1	302,3	302,3
25		3-0-0		114,0	849,0	873,1	973,1	302,3	302,3
26	2	1-1-0	2000	118,2	373,5	670,1	825,4	229,3	229,3	2,545
27		1-0-1		118,2	373,5	670,1	570,1	-26,0	229,3
28		2-0-0		118,2	628,8	925,4	825,4	229,3	229,3	2,545
29	1	1-0-0	1112	122,5	388,2	763,2	663,2	147,7	147,7	1,999

3.3 Определение рациональных режимов перекачки

Подпорные насосы укомплектованы асинхронными электродвигателями ВАОВ630L-4У1, с мощностью 800 кВт; а магистральные насосы - синхронными электродвигателями СТДП2500-2УХЛ4, мощностью 3150 кВт. Для возможных режимов перекачки определим значения удельных энергозатрат.

Определяем напоры и к.п.д. подпорного и магистрального насосов по формулам (3.2.3), (3.8.2)

где k1, k2, k3 - коэффициенты аппроксимации, определяемые методом наименьших квадратов [3, табл.2.1, табл.2.2].

Определяем коэффициенты загрузки и к.п.д. электродвигателей подпорного и магистрального насосов по формулам (3.8.4), (3.8.3)

где r₀, r₁, r₂ - эмпирические коэффициенты, определяемые методом наименьших квадратов по паспортным характеристикам электродвигателей насосов. В случае отсутствия данных принимаются по таблице [3, табл.3.8.1].

Рассчитываем значения потребляемой мощности подпорного и магистрального насосов по формуле (3.8.1)

где - расчетная плотность нефти;

g - ускорение свободного падения;

h - напор, развиваемый насосом при подаче Q;

_Н, _Э, _МЕХ - соответственно значения к. п. д. насоса, электродвигателя и механической передачи, _МЕХ=0,99.

Удельные энергозатраты на 1 тонну нефти, определяемые по формуле (3.8.5)

В дальнейшем, аналогично предложенному расчету, находим значения удельных энергозатрат для выделенных режимов в таблице 5.

Возможный режим №9 соответствует наименьшему значению энергозатрат, поэтому первой узловой точкой на графике зависимости удельных затрат от производительности будет точка А.

Для каждого возможного режима перекачки, при котором выполняется условие Q_i>Q_А рассчитываем значение производной по формуле (3.8.11)

Значение является наименьшим, поэтому следующей узловой точкой на графике Е_уд(Q) будет точка с координатами Q=2000 м³/ч и Е_уд=2,036 кВт· ч/т.

Строим график зависимости удельных энергозатрат от производительности перекачки. Из расчета видно, что все из возможных режимов перекачки являются рациональными.

Заключение

В заключение по проведенной работе, можно сделать следующие выводы: для сооружения магистральных трубопроводов применяют трубы из стали марки 13Г1СУ Челябинского трубного завода по ТУ 14-3-1698-90, наружным диаметром 1020 мм и толщиной стенок 15,5 мм. Трубопровод выбирается III категории.

Расчётная производительность нефтепровода Q = 4861 м³/ч, в соответствии с этим для оснащения насосных станций применили насосы: основные НМ 5000-210 и подпорные НПВ 5000-120. Насосы соединяются последовательно по схеме - три работающих плюс один резервный. Всего по трассе трубопровода расположено 8 насосных станций с двумя эксплуатационными участками. Расчетный напор одной насосной станции составляет 590,6 м. Напор, развиваемый магистральными насосами при максимальной подаче, составляет 177,2 м, подпорными насосами - 115,8 м.

Из возможных 85 режимов перекачки 56 режимов являются оптимальными. Режим №85 соответствует наименьшему значению энергозатрат.

Протяженность действующих в России магистральных трубопроводов составляет в настоящее время около 70 тыс. км. По ним транспортируется основное количество добываемой нефти и вырабатываемых нефтепродуктов.

На сегодняшний день роль трубопроводного транспорта в системе НПГ чрезвычайно высока. Этот вид транспорта нефти является основным и одним из самых дешевых, от мест добычи на НПЗ и экспорт. Магистральный трубопровод в то же время позволяет разгрузить железнодорожный транспорт, для других важных перевозок грузов, различных нефтепродуктов.

Список использованной литературы

1. СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы/ Госстрой России.: ГП ЦПП, 1997.- 52с.

2. Тугунов П.И. и др. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: Учебное пособие для ВУЗов/Уфа: ООО «Дизайн Полиграф Сервис», 2008. - 68 с.

3. Исмагилова З.Ф. Технологический расчёт магистральных нефтепроводов: Методическое пособие по выполнению курсового проектирования/ З.Ф. Исмагилова, К.Ф Ульшина. - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2008. - 68 с.

4. Коршак А.А. Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа: Учебное пособие/ А.А. Коршак - Уфа: «Дизайн Полиграф Сервис», 2005.-516с.

5. Лурье М.В. Задачник по трубопроводному транспорту нефти, нефтепродуктов и газа: Учеб. пособие для вузов. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2003. - 349с.

Размещено на Allbest.ru

...