Трасса нефтепровода длиной 700 км. Геодезические отметки через каждые 50 км представим в виде таблицы:
Таблица 1
Изменение геодезических отметок по длине нефтепровода
Расстояние, км
| Отметки, м
| Расстояние, км
| Отметки, м
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Проект магистрального нефтепровода
|
Определение физических параметров нефти.
|
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ
Для расчётов нужно знать физические параметры нефти (плотность и вязкость) при температуре перекачки.
2.1 Определение плотности при заданной температуре
где t – расчётная температура, t = 60C
- коэффициент объёмного расширения,
2.2 Определение вязкости при расчётной температуре
где u - коэффициент крутизны вискограммы: 15 32,368
Проект магистрального нефтепровода
|
3. технологическИЙ РАСЧЕТ
3.1. Определение расчетной производительности
где G - годовая производительность, кг/год;
Np - число рабочих дней в году, Np = 350
По производительности нефтепровода в соответствии с ВНТП – 2 – 86 определяем наружный диаметр Dн =1220 мм и границы рабочего давления 5,1-5,5МПа.
3.2. Подбор насосно-силового оборудования
В соответствии с требуемой производительностью выбираем основной насос типа НМ 10000 – 210 с параметрами:
D1=495мм Hосн1=212м
D2=445мм Hосн2=161м
и подпорный насос типа НПВ 5000 – 120 (2 насоса, соединенных параллельно) с параметрами:
D1=640мм Hп1=122м
D2=576мм Hп2=93м
Рабочее давление определяется:
где k- число основных насосов, k= 3
МПа
Данная величина не попадает в рабочий диапазон. Рассчитаем рабочее давление для диаметра рабочего колеса D2:
МПа
Окончательно выбираем:
НМ 10000 – 210 с параметрами D2=445мм Hосн2=161м
НПВ 5000 – 120 с параметрами D1=576мм Hп1=122м
3.3. Расчет толщины стенки нефтепровода
где n1 – коэфицент надёжности по нагрузке, n1 = 1,15;
R1 – расчетное сопротивление растяжению металла труб:
Выбираем сталь Выксунского трубного завода марки 12Г2С.
Rн1 – нормативное сопротивление Rн1 =530 МПа;
m0 – коэффициент условий работы трубопровода, m0 = 0,9;
k1 – коэффициент надежности по материалу, k1 = 1,47;
kн – коэффициент надежности по назначению, kн = 1.
МПа
Принимаем толщину стенки δ = 11мм.
Внутренний диаметр трубопровода:
Проект магистрального нефтепровода
|
4. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ
4.1. Определение режима течения нефти в нефтепроводе
Находим число Рейнольдса:
Критические числа Рейнольдса:
;
где е – абсолютная шероховатость труб, е = 0,1 мм
Режим течения турбулентный, зона гидравлически гладких труб: m = 0,25, β = 0,0246.
4.2. Определение гидравлического сопротивления трубопровода
Коэффициент гидравлического сопротивления в зоне смешанного трения определяется:0,3164 86965 0,25 D 0,018
4.3. Определение потерь напора на трение
,
где υ - скорость течения нефти в трубопроводе:
Тогда потери напора на трение по длине трубопровода:
;
4.4. Определение полных потерь напора в трубопроводе
где Нк – требуемый напор в конечном пункте трубопровода, Нк = 30 м
4.5. Определение гидравлического уклона
4.6. Определение числа станций
Дифференциальный напор одной станции:
hвн – внутристанционные потери напора, hвн = 15 м
Число станций:
Проект магистрального нефтепровода
|
Расстановка станций по трассе нефтепровода с округлением числа станций в меньшую сторону.
|
5. РАССТАНОВКА СТАНЦИЙ ПО ТРАССЕ НЕФТЕПРОВОДА С ОКРУГЛЕНИЕМ ЧИСЛА СТАНЦИЙ В БОЛЬШУЮ СТОРОНУ
5.1. Определение действительного напора одного насоса
Определим требуемый напор одной станции:
Действительный напор одного насоса:
Уточнив , производим обточку рабочего колеса насоса:
Q1=6400 м3/ч Н1=205 м
Q2=9600 м3/ч H2=158 м
Обточка колеса производится на 1,0 %. Диаметр рабочего колеса после обточки:
Расстановка станций по трассе нефтепровода с округлением числа станций в меньшую сторону.
|
5.2. Расстановка станций по трассе
Расстановка перекачивающих станций выполняется графически на сжатом профиле трассы. Метод размещения станций по трассе впервые был предложен В. Г. Шуховым и носит его имя. В основе метода лежит уравнение баланса напоров.
В данном курсовом проекте, в работе находятся 7 НПС, оборудованные однотипными магистральными насосами и создающие одинаковые напоры . На головной НПС установлены подпорные насосы, создающие напор . В конце трубопровода обеспечивается остаточный напор . Отметки профиля трассы, согласно заданию на проектирование, выбираем произвольно.
Из начальной точки трассы, где находится головная станция, вертикально вверх в масштабе высот профиля откладываем отрезок, равный суммарному напору, развиваемому подпорным насосом и перекачивающими станциями, при этом делаем отметку напора каждой станции. Из начальной точки горизонтально откладываем длину нефтепровода в масштабе и получаем конечную точку. Из отметки, равной , проводим линию, параллельную профилю трассы (на графике обозначена пунктирной линией). Из конечной точки вертикально вверх в масштабе профиля высот откладываем величину, равную . Соединяем данную точку с точкой, равной суммарному напору, при этом получаем линию гидравлического уклона с учетом местных сопротивлений. Из отметок напора каждой станции проводим линию, параллельную линии гидравлических уклонов, до пересечения со штриховой линией. Из данных точек отпускаем вертикально вниз линии, сначала до пересечения с профилем трассы (получаем месторасположения каждой НПС), затем до оси абсцисс, чтобы выяснить отметку километра расположения НПС и геодезическую отметку высоты, на которой располагается станция.
Таблица 2.
Расстановка станций по трассе нефтепровода с округлением числа станций в меньшую сторону.
|
Расстановка станций по трассе нефтепровода.
№ НПС
| км
| Отметки НПС, м
| Расстояние между НПС, км
| Отметки перегонов, м
|
|
|
|
| 90,54
| 50,5
| |
| 90,54
| 50,5
| |
88,12
| 61,2
| |
| 178,66
| 111,7
| |
94,38
| 33,7
| |
| 273,04
| 145,4
| |
118,85
| -73,8
| |
| 391,89
| 71,6
| |
103,64
| -7
| |
| 495,53
| 64,6
| |
105,24
| -14
| |
| 600,77
| 50,6
| |
99,23
| 104,4
| |
КП
|
|
| |
5.3. Аналитическая проверка режима работы всех НПС
Максимально допустимый напор на выходе НПС:
где [Pдоп] - максимально допустимое давление в трубе:
Расстановка станций по трассе нефтепровода с округлением числа станций в меньшую сторону.
|
Минимально допустимый напор на входе НПС по условию бескавитационной работы насосов:
;
где Pа - атмосферное давление:
Ра = 760 мм.рт.ст. = 13600∙9,81∙0,76 = 101396 Па
где Pу - давление насыщенных паров нефти:
Ру = 500 мм.рт.ст. = 13600∙9,81∙0,5 = 66708 Па
м - по Q-H характеристике основного насоса
Проверка режимов работы проводится с учетом следующих условий:
Расстановка станций по трассе нефтепровода с округлением числа станций в меньшую сторону.
|
Проверка сошлась, станции расставлены верно.
5.4. Совместный график работы нефтепровода и всех НПС
График работы нефтепровода и НПС строится для проверки рабочей точки системы.
Для построения графика выберем 4 точки в рабочей зоне насоса и пересчитаем их значения с учетом обточки рабочего колеса:
Суммарный напор всех НПС определится:
Суммарные потери напора в трубопроводе:
Расстановка станций по трассе нефтепровода с округлением числа станций в меньшую сторону.
|
Результаты расчетов представим в виде таблицы:
Таблица 3
Построение графика совместной работы нефтепровода и всех НПС
Q0, м3/час
| H0, м
| Q, м3/час
| H, м
| ∑HНПС, м
| Hтр, м
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Получившаяся рабочая точка системы нефтепровод – НПС подтверждает полученные в ходе расчёта суммарный напор всех НПС и часовую производительность (H=3258,5 м, Q= ). Следовательно расчёт выполнен правильно и станции расставлены верно.
Проект магистрального нефтепровода
|
Расчет режима нефтепровода при отключении НПС - 3
|
6. РАСЧЕТ РЕЖИМА РАБОТЫ НЕФТЕПРОВОДА
ПРИ ОТКЛЮЧЕНИИ нпс -3
6.1. Максимальная производительность лимитирующего перегона
где ΔZ' - перепад высот на сдвоенном перегоне, м;
(lC+1 - lC-1) - длина сдвоенного перегона, м.
94,9 182,5 1,906
6.2. Полные потери напора в трубопроводе при отключении НПС:
Н*=1,01·hτ+∆Z+HК
где hτ – потери напора на трение:
Н*=1,01·1702,5+155+30=1904,6м
6.3. Определение количества работающих насосов
,
где Н*обт.нас – напор обточенного насоса при производительности Q*max (по характеристике насоса)
122 231 8,23
Расчет режима нефтепровода при отключении НПС - 3
|
Принимаем количество работающих насосов k* = 9. Расставим насосы по нефтеперекачивающим станциям:
Таблица 4
Расстановка насосов по НПС
6.4. Аналитическая проверка режима работы НПС
Определим гидравлический уклон при производительности Q*max:
0,00243
Проверка режимов работы проводится с учетом следующих условий:
Дросселируем на 744,5 - 613,1 =131,4 м
Дросселируем на станции 7 на 108,2-30=78,2м
Расчет режима нефтепровода при отключении НПС - 3
|
Проверка сошлась, станции расставлены верно.
Так как при отключении НПС оборудования станций и трубопровод остались не измены - для построения совмещенной характеристики необходимо расчитать только
Q0, м3/час
| H0, м
| ∑HНПС, м
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Расчет режима нефтепровода при отключении НПС - 3
|
Получившаяся рабочая точка системы подтверждает полученные в ходе расчёта суммарный напор всех НПС и часовую производительность. Следовательно расчёт выполнен правильно.
Проект магистрального нефтепровода
|
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В ходе выполнения работы был разработан проект магистрального нефтепровода длиной 700 км и наружным диаметром 1220 мм, который должен обеспечивать перекачку нефти с определенными свойствами до мест ее потребления.
Для обеспечения процесса перекачки по длине трубопровода нужно разместить 7 нефтеперекачивающих станции при округлении числа станций в большую сторону. В качестве дополнительного задания был выполнен расчет трубопровода при отключении НПС-3. Нефтеперкачивающие станции оснащенны насосами типа НМ-5000-210. На головной станции устанавливается подпорный насос типа НПВ-2500-80.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. ВНТП – 2 – 86
2. Транспорт и хранение нефти и газа в примерах и задачах: Учебное пособие под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. – СПб.: Недра, 2004. – 544с.
3. Курс лекций для студентов очного и заочного обучения специальности «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ», Составитель: Хойрыш Г. А., ст. преподаватель, Тюмень 2003.
Приложение 1