Министерство образования и науки РТ
Альметьевский государственный нефтяной институт
Кафедра транспорта и хранения нефти и газа
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по дисциплине:
«Проектирование газонефтепроводов»
на тему:
«Технологический расчёт магистрального нефтепровода»
2009
Содержание
1. Введение
2.Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода
2.1Определение диаметра трубопровода
2.2 Выборнасосного оборудования
2.3Определение толщины стенки трубопровода
3. Расчет напрочность и устойчивость магистрального нефтепровода
4.Определение числа нефтеперекачивающих станций (НПС)
5.Построение совмещенной характеристики магистрального нефтепровода иперекачивающих станций
6.Расстановка станций по трассе магистрального нефтепровода
7. Расчетэксплуатационных режимов магистрального нефтепровода
8. Выборрациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода
Вывод
Списокиспользуемой литературы
1. Введение
В современных условиях нефть и нефтепродукты являются массовымигрузами, в связи, с чем вся система транспорта призвана обеспечиватьбесперебойную доставку их на нефтеперерабатывающие, нефтехимические заводы и сзаводов или с месторождений до потребителей в минимальные сроки, наиболеедешевым способом, без порчи их в пути и с наименьшими потерями. Поэтому рольтрубопроводного транспорта в системе нефтяной и газовой промышленностичрезвычайно велика. Для нефти трубопроводный транспорт является основным видомтранспорта в нашей стране.
Современные магистральные трубопроводы представляют собойсамостоятельные транспортные предприятия, оборудованные комплексом головных,промежуточных перекачивающих насосных станций большой мощности с необходимымипроизводственными и вспомогательными сооружениями.
Рассматривая систему трубопроводного транспорта нефти, следуетотметить, что ей присущи основные особенности, характерные для больших системэнергетики. К ним относятся взаимосвязь с другими отраслями промышленности,территориальная распределенность, сложность, непрерывность развития иобновления, инерционность и непрерывность функционирования, многоцелевойхарактер и неравномерность процессов приема и сдачи нефти.
На современном этапе при проектировании систем трубопроводноготранспорта нефти необходимо обеспечивать техническую осуществимость в сочетаниис передовыми технологиями, экологическую безопасность и экономическуюэффективность, а также высокую надежность при эксплуатации, что требует, в своюочередь, высококвалифицированных специалистов в области проектирования,сооружения и эксплуатации магистральных нефтепроводов и хранилищ.
Протяженность трубопроводных магистралей России постоянноувеличивается, осуществляется модернизация и техническое перевооружение ранеепостроенных трубопроводов, внедряются современные средства связи и управления,совершенствуются технологии транспорта высоковязких и застывающих нефтей, сооруженияи ремонта объектов магистральных трубопроводов.
2. Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода
Расчет ведем в соответствии с [6].
Вычисляем значения эмпирических коэффициентов a и b по формулам(3.1.7) и (3.1.8)
b = />= -4,441;
a = lglg(44,4+ 0,8) +4,441·lg273=11,037.
Из формулы (3.1.5) вычисляем расчетную кинематическую вязкость притемпературе 272 К по формуле (3.1.6)
/>;
По формуле (3.1.4) находим температурную поправку
/>
Расчетная плотность нефти будет определяться по формуле (3.1.3)
/>
2.1 Определение диаметра трубопровода
Расчетную часовую пропускную способность нефтепровода определяемпо формуле (3.2.1)
/>
Внутренний диаметр нефтепровода вычисляем по формуле (3.3.1),подставляя рекомендуемую ориентировочную скорость перекачки /> (рис.3.3.1)
/>
По вычисленному значению внутреннего диаметра, из стандартногоряда принимаем диаметр нефтепровода – 1020 мм.
2.2 Выбор насосного оборудования
В соответствии с найденной расчетной часовой производительностинефтепровода подбираем магистральные и подпорные насосы нефтеперекачивающейстанции исходя из условия (3.2.2)
/>
Согласно приложения 2 и 3, выбираем насосы: магистральный насос НМ5000-210 и подпорный насос НПВ 5000-120.
Напор магистрального насоса (/>) составит по формуле (3.2.3)
/>,
напор подпорного насоса (/>) составит
/>
Далее рассчитываем рабочее давление на выходе головной насоснойстанции по формуле(3.2.3)
/>
Условие (3.2.4) выполняется, т.е. 4,45МПа
2.3 Определение толщины стенки трубопровода
По приложению 1 выбираем, что для сооружения нефтепровода применяютсятрубы Волжского трубного завода по ВТЗ ТУ 1104-138100-357-02-96 из стали марки17Г1С (временное сопротивление стали на разрыв σвр=510МПа, σт=363МПа, коэффициент надежности по материалу k1=1,4). Перекачку предполагаем вестипо системе «из насоса в насос», то np= 1,15; так как Dн= 1020>1000 мм, то kн= 1,05.
Определяем расчетное сопротивление металла трубы по формуле(3.4.2)
/>
Определяем расчетное значение толщины стенки трубопровода поформуле (3.4.1)
δ = />=8,2 мм.
Полученное значение округляем в большую сторону до стандартногозначения и принимаем толщину стенки равной 9,5 мм.
Определяем абсолютное значение максимального положительного имаксимального отрицательного температурных перепадов по формулам (3.4.7) и(3.4.8):
/>(+) = />
/>(-) =/>
Для дальнейшего расчета принимаем большее из значений, />=88,4 град.
Рассчитаем продольные осевые напряжения σпрN по формуле(3.4.5)
σпрN = — 1,2·10-5·2,06·105·88,4+0,3/>= -139,3 МПа.
где внутренний диаметр определяем по формуле (3.4.6)
/>
Знак «минус» указывает на наличие осевых сжимающих напряжений,поэтому вычисляем коэффициент />по формуле (3.4.4)
Ψ1= /> = 0,69.
Пересчитываем толщину стенки из условия (3.4.3)
δ =/>= 11,7 мм.
Таким образом, принимаем толщину стенки 12 мм.
3. Расчет на прочность и устойчивость магистрального нефтепровода
Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольномнаправлении производят по условию (3.5.1).
Вычисляем кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давленияпо формуле (3.5.3)
/> 194,9 МПа.
Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металлатруб определяется по формуле (3.5.2), так как нефтепровод испытывает сжимающиенапряжения
/>0,53.
Следовательно,
/>МПа.
Так как /> МПа, то условие прочности (3.5.1)трубопровода выполняется.
Для предотвращения недопустимых пластических деформацийтрубопроводов проверку производят по условиям (3.5.4) и (3.5.5).
Вычисляем комплекс
/>
где R2н= σт=363 МПа.
Для проверки по деформациям находим кольцевые напряжения отдействия нормативной нагрузки – внутреннего давления по формуле (3.5.7)
/>185,6 МПа.
Вычисляем коэффициент /> по формуле (3.5.8)
/>=0,62.
Находим максимальные суммарные продольные напряжения втрубопроводе по формуле (3.5.6), принимая минимальный радиус изгиба 1000 м
/>
/>
185,6
/>МПа>/>МПа – условие (3.5.4) невыполняется.
Так как проверка на недопустимые пластичные деформации несоблюдается, то для обеспечения надежности трубопровода при деформацияхнеобходимо увеличить минимальный радиус упругого изгиба, решая уравнение(3.5.9)
/>м.
Определяем эквивалентное осевое усилие в сечении трубопровода иплощадь сечения металла трубы по формулам (3.5.11) и (3.5.12)
/>МН,
/>
Определяем нагрузку от собственного веса металла трубы по формуле(3.5.17)
/>Н/м;
Определяем нагрузку от собственного веса изоляции по формуле(3.5.18)
/>
Определяем нагрузку от веса нефти, находящегося в трубопроводеединичной длины по формуле (3.5.19)
/>
Определяем нагрузку от собственного веса заизолированноготрубопровода с перекачивающей нефтью по формуле (3.5.16)
/>
Определяем среднее удельное давление на единицу поверхностиконтакта трубопровода с грунтом по формуле (3.5.15)
/>
Определяем сопротивление грунта продольным перемещениям отрезкатрубопровода единичной длины по формуле (3.5.14)
/>
Определяем сопротивление вертикальным перемещения отрезкатрубопровода единичной длины и осевой момент инерции по формулам (3.5.20),(3.5.21)
/>
/>
Определяем критическое усилие для прямолинейных участков в случаепластической связи трубы с грунтом по формуле (3.5.13)
/>
Следовательно
/>МН
Определяем продольное критическое усилие для прямолинейныхучастков подземных трубопроводов в случае упругой связи с грунтом по формуле(3.5.22)
/>
Следовательно
/>МН.
Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлениив плоскости наименьшей жесткости системы производят по неравенству (3.5.10)обеспечена
15,97МН
Проверяем общую устойчивость криволинейных участков трубопроводов,выполненных с упругим изгибом. По формуле (3.5.25) вычисляем
/>
/>
По графику рисунок 3.5.1 находим />=22.
Определяем критическое усилие для криволинейных участковтрубопровода по формулам (3.5.23), (3.5.24)
/>
/>
Из двух значений выбираем наименьшее и проверяем условие (3.5.10)
/>
Условие устойчивости криволинейных участков не выполнено. Поэтомунеобходимо увеличить минимальный радиус упруго изгиба
/>
Откуда
/>
4. Определение числа нефтеперекачивающих станций (НПС)
Определяем секундный расход нефти и ее среднюю скорость поформулам (3.6.1) и (3.6.2)
/> =1,57 м3/с;
/>
Определяем режим течения
/>
Так как Re>2300 режим течения жидкости турбулентный.
Определяем относительную шероховатость труб при />=0,05 мм (таблица 3.6.2)и первое переходное число Ренольдса по формуле (3.6.6)
/>
/>
Так как Re
/>
Определяем гидравлический уклон в нефтепроводе по формуле (3.6.7)
/>
Определяем полные потери в трубопроводе (3.6.8), приняв Нкп = 40м. Так как L>600 м, то число эксплуатационных участков определяем по формуле(3.6.9)
/>
/>
Определяем расчетный напор одной станции по формуле (3.6.11)
/>м.
Расчетное число насосных станций определяем по формуле (3.6.13)
/>
Если округлить число НПС в меньшую сторону (10 станции), тогидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой лупинга.Приняв диаметр лупинга равным диаметру основного трубопровода, найдем значение />и длину лупингапо формулам (3.6.15) и (3.6.14)
/>
/>м.
5. Построение совмещенной характеристики магистральногонефтепровода и перекачивающих станций.
Построим совмещенную характеристику нефтепровода постоянногодиаметра и нефтепровода, оборудованного с лупингом и нефтеперекачивающихстанций. Результаты вычислений представлены в таблице 1. для этого выполнимгидравлический расчет нефтепровода в диапазоне от 4800 до 6000 /> с шагом 200 />.
Таблица 1 – Результаты расчета характеристик трубопровода иперекачивающих станций.
Расход
Q, />
Напор
насосов
Характеристика
трубопровода
Характеристика
нефтеперекачивающих станций Hм, м Нп, м
с пост.
диам.
с лупин-
гом 20 27 28 29 30 4800 163,157 97,66 3169,865 2983,085 3458,47 4600,57 4763,73 4926,89 5090,048 5000 157,65 95,7 3399,068 3198,456 3344,4 4447,95 4605,6 4763,25 4920,9 5200 151,917 93,66 3635,252 3420,387 3225,67 4289,09 4441,01 4592,93 4744,848 5400 145,960 91,54 3878,350 3648,815 3102,28 4124,01 4269,97 4415,93 4561,892 5600 139,778 89,34 4128,296 3883,677 2974,24 3952,69 4092,47 4232,25 4372,032 5800 133,371 87,06 4385,028 4124,917 2841,55 3775,15 3908,52 4041,89 4175,268 6000 126,74 84,7 4648,487 4372,477 2704,2 3591,38 3718,12 3844,86 3971,6
График совмещенной характеристики нефтепровода инефтеперекачивающей станции показан в приложении 1.
Точка пересечения характеристики нефтепровода с лупингом инефтеперекачивающих станций (n=9) подтверждает правильность определения длинылупинга, так как Qм=Q=5660 />.
При округлении числа НПС в большую сторону рассчитаем параметрыциклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и нефтеперекачивающейстанции при n=10, m=3 рабочая точка переместиться в точку М2, а расходсоответствует Q2=5708 />. Если на каждой НПС отключить поодному насосу n=10, m=2, то рабочая точка переместиться в точку М1, анефтепровод будет работать с производительностью Q1=4965 />.
Так как выполняется условие Q1
/>
/>
6. Расстановка станций по трассе магистрального нефтепровода
Рассмотрим расстановку станций на местности исходя из максимальнойпроизводительности нефтепровода при n=10 и Q2=5708 />. Количество НПС на первомэксплуатационном участке примем равным 5 и на втором – 5.
Гидравлический уклон при максимальной производительностисоставляет i=0,00457.
Напоры развиваемые подпорными и магистральными насосами примаксимальной подаче Q2 равны
/>,
/>
Расчетный напор станции составит:
/>м.
Построим гидравлический треугольник. За горизонтальный катетпримем отрезок ab, равный l=100 км, который отложим в масштабе длин.Вертикальный катет ac равен />м и отложим его в масштабе высот.Гипотенуза треугольника bc и есть положение линии гидравлического уклона впринятых масштабах построений.
Результаты расстановки станций приведены в таблице 2.
Таблица 2 – расчетные значения высотных отметок НПС и длинлинейных участков нефтепровода.
Нефтеперекачивающая
станция Высотная отметка zi, м Расстояние от начала нефтепровода, км Длина линейного участка li, км ГНПС-1 195,94 90 НПС-2 194,20 90 89 НПС-3 192,90 179 88 НПС-4 192,74 267 87,5 НПС-5 193,51 354,5 98 НПС-6 194,23 452,5 86,5 НПС-7 194,33 539 87,5 НПС-8 194,29 626,5 90 НПС-9 194,33 716,5 89,5 НПС-10 193,9 806 94 КП 190,65 900 -
7. Расчет эксплуатационных режимов магистрального нефтепровода
Графический метод
Рассмотрим режимы работы магистрального нефтепровода на первомэксплуатационном участке протяженностью 452,5 км.
Построим суммарную совмещенную характеристику линейных участковнефтепровода и НПС. Задаваясь расходами от 1000 до 6000 />, определяем режимытечения нефти и рассчитываем потери напора на отдельных двух участкахнефтепровода.
Найдем напоры подпорного и магистральных насосов. Результатырасчетов приведены в таблице 3.
Таблица 3 – Результаты гидравлического расчета участковнефтепровода и напорных характеристик насосов.Расход Q, м³/ч 1000 2000 3000 4000 5000 6000 Скорость течения v, м/с 0,35 0,71 1,06 1,41 1,77 2,12 Число Ренольдса Re 7403,215 14806,43 22209,64 29612,86 37016,07 44419,29 Коэффициент гидравлического сопротивления 0,0341 0,0287 0,0259 0,0241 0,0228 0,0218 Гидравлический уклон 0,00022 0,00073 0,00148 0,00245 0,00362 0,00498 Напор магистрального насоса, Нмн, м 225,1 216,7 202,6 182,9 157,7 126,7 Напор подпорного насоса, Нпн, м 119,7 116,7 111,7 104,7 95,7 84,7 Потери напора на участке Н, м 1-участок 18,1 65,1 134,2 223,2 330,7 455,6 2-участок 38,25 131,72 269,15 446,13 659,88 908,37 3 участок 58,83009 198,258 403,245 667,237 986,066 1356,727 4 участок 79,09205 264,213 536,377 886,883 1310,198 1802,330 5 участок 140,6938 376,991 724,393 1171,795 1712,134 2340,314
Напор развиваемый насосами,
Н=Нпн+ kмнHмн Kмн=0 119,7 116,7 111,7 104,7 95,7 84,7 kмн=1 344,8 333,4 314,3 287,6 253,4 211,4 kмн=2 569,9 550,0 516,9 470,6 411,0 338,2 kмн=3 795,0 766,7 719,5 653,5 568,7 464,9 kмн=4 1020,1 983,3 922,1 836,5 726,3 591,7 kмн=5 1245,2 1200,0 1124,8 1019,4 884,0 718,4 kмн=6 1470,2 1416,7 1327,4 1202,3 1041,6 845,1 kмн=7 1695,33 1633,32 1529,97 1385,28 1199,25 971,88 kмн=8 1920,42 1849,98 1732,58 1568,22 1356,9 1098,62 kмн=9 2145,51 2066,64 1935,19 1751,16 1514,55 1225,36 kмн=10 2370,6 2283,3 2137,8 1934,1 1672,2 1352,1 kмн=11 2595,69 2499,96 2340,41 2117,04 1829,85 1478,84 kмн=12 2820,78 2716,62 2543,02 2299,98 1987,5 1605,58 kмн=13 3045,87 2933,28 2745,63 2482,92 2145,15 1732,32 kмн=14 3270,96 3149,94 2948,24 2665,86 2302,8 1859,06 kмн=15 3496,05 3366,6 3150,85 2848,8 2460,45 1985,8
Совмещенная характеристика участков нефтепровода и характеристикаНПС показана в приложении 2.
Из совмещенной характеристики (приложение 2) найдем значенияподпоров на входе и напоров на выходе каждой НПС. Для первого режима,соответствующего трем работающим магистральным насосам на каждой НПС (режим3-3-3-3-3), производительность перекачки определяется пересечениехарактеристики нефтепровода 2 и суммарной характеристики НПС при kм=15, исоответствует значению Q=5708/>. Подпор на головной НПС-1 равенотрезку ab, а напор на ее выходе равен отрезку ad. Чтобы найти подпор на входеНПС-2, нужно определить разность отрезков ad и ac, то есть из напора на выходеГНПС-1 вычесть потери напора на первом участке. Величины отрезков,соответствующих подпорам и напорам НПС приведены в таблице 4.
Таблица 4 – Напоры и подпоры нефтеперекачивающих станций на режиме3-3.Нефтеперекачивающая станция Количество работающих магистральных насосов Обозначение отрезка подпор на входе НПС напор на выходе НПС ГНПС-1 3 90,5 500 НПС-2 3 83,3 496 НПС-3 3 85 492 НПС-4 3 81 496 НПС-5 3 81,3 495
Численный метод
Рассмотрим режим перекачки с тремя работающими магистральныминасосами на каждой НПС (режим 3-3-3-3-3). Производительность нефтепровода наэтом режиме определим из решения уравнения 3.7.1.
Определяем максимально допустимый напор на выходе из насосных станцийпо формуле 3.7.6:
/>
и допустимый кавитационный запас на входе в основные насосы поформуле (3.7.7):
/>
С учетом потерь напора в обвязке насосных станций примем:
/>
По формуле (3.7.3) определяем напор, развиваемый основнымимагистральными насосами головной нефтеперекачивающей станции:
/>м.
Напор на выходе ГНПС-1 определяем по формуле:
/>
По формуле (3.7.4) определяем подпор на входе НПС-2:
/>
Определяем напор на выходе НПС-2:
/>м.
/>
Определяем подпор на входе НПС-3:
/>
Определяем напор на выходе НПС-3:
/>м.
/>
Определяем подпор на входе НПС-4:
/>
Определяем напор на выходе НПС-4:
/>м.
/>
Определяем подпор на входе НПС-5:
/>
Определяем напор на выходе НПС-5:
/>м.
/>
В таблице 5 приведены результаты расчетов подпоров и напоровнефтеперекачивающих станций при различном количестве работающих насосов и ихкомбинациях.
Таблица 5 – Напоры подпоры нефтеперекачивающих станций приразличных числах работающих насосов и комбинаций их включения.
№
Реж. Число насосов Комбинация включения Расход ГНПС1 НПС-1 НПС-3 НПС-4 НПС-5 Еуд, Нпн1, м Ннпс1, м Нпн2, м Ннпс2, м Нпн3, м Ннпс3, м Нпн4, м Ннпс4, м Нпн5, м Ннпс5, м кВт/ч 1 15 3 3 3 3 3 5708 88,1 497,2 79,8 488,8 75,6 484,7 75,0 484,0 75,8 484,8 5,207 2 14 3 3 3 3 2 5573 89,6 511,5 111,3 533,2 137,0 558,9 166,0 587,9 196,4 477,6 5,053 3 3 3 3 2 3 5573 89,6 511,5 111,3 533,2 137,0 558,9 166,0 447,3 55,7 477,6 5,053 4 3 3 2 3 3 5573 89,6 511,5 111,3 533,2 137,0 418,3 25,4 447,3 55,7 477,6 5 3 2 3 3 3 5573 89,6 511,5 111,3 392,6 -3,6 418,3 25,4 447,3 55,7 477,6 6 2 3 3 3 3 5573 89,6 370,9 -29,3 392,6 -3,6 418,3 25,4 447,3 55,7 477,6 7 13 3 3 3 3 1 5439 91,1 525,4 142,0 576,3 196,7 631,0 254,6 688,9 313,6 458,4 4,876 8 3 3 3 1 3 5439 91,1 525,4 142,0 576,3 196,7 631,0 254,6 399,3 24,1 458,4 4,876 9 3 3 1 3 3 5439 91,1 525,4 142,0 576,3 196,7 341,5 -35,0 399,3 24,1 458,4 10 3 1 3 3 3 5439 91,1 525,4 142,0 286,8 -92,8 341,5 -35,0 399,3 24,1 458,4 11 1 3 3 3 3 5439 91,1 235,9 -147,6 286,8 -92,8 341,5 -35,0 399,3 24,1 458,4 12 12 3 3 3 2 1 5280 92,8 541,5 177,6 626,2 265,9 714,6 357,2 656,3 300,0 449,6 4,706 13 3 3 2 1 3 5280 92,8 541,5 177,6 626,2 265,9 565,0 207,6 357,2 0,9 449,6 14 3 2 1 3 3 5280 92,8 541,5 177,6 476,7 116,3 265,9 -91,5 357,2 0,9 449,6 15 2 1 3 3 3 5280 92,8 391,9 28,0 177,6 -182,8 265,9 -91,5 357,2 0,9 449,6 16 11 3 3 3 1 1 5121 94,5 557,1 212,2 674,8 333,3 796,0 457,2 611,4 273,6 427,8 17 3 3 1 1 3 5121 94,5 557,1 212,2 674,8 333,3 487,5 148,8 303,0 -34,8 427,8 18 3 1 1 3 3 5121 94,5 557,1 212,2 366,4 24,9 179,1 -159,7 303,0 -34,8 427,8 19 1 1 3 3 3 5121 94,5 248,7 -96,2 58,0 -283,5 179,1 -159,7 303,0 -34,8 427,8 20 10 3 2 2 2 1 4951 96,2 573,2 248,2 566,3 244,4 562,5 243,2 561,2 242,7 401,8 4,303 21 2 2 2 1 3 4951 96,2 414,2 89,2 407,3 85,4 403,5 84,1 243,2 -75,3 401,8 22 2 2 1 3 2 4951 96,2 414,2 89,2 407,3 85,4 244,4 -74,9 402,2 83,7 401,8 23 2 1 3 2 2 4951 96,2 414,2 89,2 248,2 -73,6 403,5 84,1 402,2 83,7 401,8 24 2 2 2 2 2 4951 96,2 414,2 89,2 407,3 85,4 403,5 84,1 402,2 83,7 401,8 4,303 25 9 3 3 1 1 1 4756 98,1 591,1 288,3 781,3 481,4 645,7 348,1 512,4 215,6 379,9 4,091 26 1 3 3 1 1 4756 98,1 262,4 -40,4 452,6 152,7 645,7 348,1 512,4 215,6 379,9 27 1 1 3 3 1 4756 98,1 262,4 -40,4 123,9 -176,0 317,1 19,4 512,4 215,6 379,9 28 1 1 1 3 3 4756 98,1 262,4 -40,4 123,9 -176,0 -11,6 -309,3 183,8 -113,1 379,9 29 8 2 2 2 1 1 4548 100,0 439,6 159,7 499,2 222,0 561,6 286,3 456,1 181,5 351,3 3,859 30 1 1 2 2 2 4548 100,0 269,8 -10,1 159,7 -117,5 222,0 -53,2 286,3 11,8 351,3 31 1 2 2 2 1 4548 100,0 269,8 -10,1 329,4 52,2 391,8 116,6 456,1 181,5 351,3 32 1 2 1 2 2 4548 100,0 269,8 -10,1 329,4 52,2 222,0 -53,2 286,3 11,8 351,3 33 2 1 2 2 1 4548 100,0 439,6 159,7 329,4 52,2 391,8 116,6 456,1 181,5 351,3 3,859 34 7 2 2 2 1 4292 102,3 454,6 201,8 554,1 303,7 656,0 407,3 583,5 335,3 335,3 3,635 35 1 2 2 2 4292 102,3 278,4 25,7 377,9 127,6 479,9 231,2 583,5 335,3 335,3 3,635 36 2 2 1 2 4292 102,3 454,6 201,8 554,1 303,7 479,9 231,2 231,2 -17,0 335,3 37 2 2 1 2 4292 102,3 454,6 201,8 554,1 303,7 303,7 55,0 231,2 -17,0 335,3 38 6 2 1 1 1 1 4036 104,4 468,7 241,9 424,0 199,3 381,5 158,2 340,3 117,4 299,5 3,368 39 1 1 1 1 2 4036 104,4 286,5 59,8 241,9 17,2 199,3 -24,0 158,2 -64,8 299,5 40 1 1 1 2 1 4036 104,4 286,5 59,8 241,9 17,2 199,3 -24,0 340,3 117,4 299,5 41 1 1 2 1 1 4036 104,4 286,5 59,8 241,9 17,2 381,5 158,2 340,3 117,4 299,5 42 1 2 1 1 1 4036 104,4 286,5 59,8 424,0 199,3 381,5 158,2 340,3 117,4 299,5 3,368 43 5 1 1 1 1 1 3732 106,8 295,5 98,0 286,8 91,0 279,8 85,1 273,9 79,4 268,2 3,092 44 2 1 1 1 3732 106,8 484,3 286,8 475,5 279,8 468,6 273,9 462,7 268,2 268,2 3,092 45 1 2 1 1 3732 106,8 295,5 98,0 475,5 279,8 468,6 273,9 273,9 79,4 268,2 3,092 46 1 1 2 1 3732 106,8 295,5 98,0 286,8 91,0 468,6 273,9 462,7 268,2 268,2 3,092 47 2 1 1 1 3732 106,8 484,3 286,8 475,5 279,8 279,8 85,1 273,9 79,4 268,2 3,092 48 4 2 1 1 3390 109,2 500,4 333,8 529,4 364,1 559,7 395,2 395,2 230,7 230,7 2,786 49 1 2 1 3390 109,2 304,8 138,1 529,4 364,1 559,7 395,2 395,2 230,7 230,7 2,786 50 1 1 2 3390 109,2 304,8 138,1 333,8 168,5 559,7 395,2 395,2 230,7 230,7 2,786 51 3 1 1 1 3000 111,7 314,3 180,1 382,7 249,5 249,5 116,7 319,3 186,4 186,4 2,440 52 1 1 1 3000 111,7 314,3 180,1 382,7 249,5 452,1 319,3 319,3 186,4 186,4 2,440 53 2 1 3000 111,7 516,9 382,7 585,3 452,1 452,1 319,3 319,3 186,4 186,4 2,440 54 1 2 3000 111,7 314,3 180,1 585,3 452,1 452,1 319,3 319,3 186,4 186,4 2,440 55 2 1 3000 111,7 516,9 382,7 382,7 249,5 452,1 319,3 319,3 186,4 186,4 2,440 56 2 2 2500 114,5 535,1 438,0 438,0 341,6 341,6 245,1 245,1 148,3 148,3 2,069 57 1 1 2500 114,5 324,8 227,7 438,0 341,6 341,6 245,1 245,1 148,3 148,3 2,069 58 1 1 1841 117,3 335,7 279,6 279,6 223,7 223,7 167,2 167,2 110,2 110,2 1,645
Выделенные режимы работы нефтепровода в пределах первогоэксплуатационного участка, для которых условия (3.7.6) и (3.7.7) выполняются.
8. Выбор рациональных режимов эксплуатации магистральногонефтепровода
Подпорные насосы укомплектованы асинхронными электродвигателямиВАОВ800L-4У1, мощностью 2000 кВт, а магистральные насосы – синхроннымиэлектродвигателями СДТП3150-2УХЛ 4, мощностью 3150 кВт. Для возможных режимовперекачки определим значения удельных энергозатрат. В качестве примерарассмотрим один из режимов перекачки, например, режим №1 (3-3-3-3-3) спроизводительностью 5708 />.
По формулам (3.2.3) и (3.8.2) определяем напоры и к.п.д.подпорного и магистрального насосов:
/>,
/>
/>
/>
По формулам (3.8.3) и (3.8.4) определяем коэффициенты загрузки ик.п.д. электродвигателей подпорного и магистрального насосов:
/>
/>
/>
/>
По формуле (3.8.1) рассчитываем значения потребляемой мощностиподпорного и магистрального насосов:
/>кВт,
/>кВт.
Удельные затраты на 1 тонну нефти и значение производной длякаждого возможного режима перекачки определяем по формулам (3.8.5) и (3.8.11):
/>
/>
Таблица 6 – Результаты расчетов механических характеристикподпорного и магистрального насосов и их электродвигателей.dEуд/dQ ηмн ηпн Кзм Кзп ηэм ηэп Nпотр м Nпотр п /> /> 0,002856 87,3 81,7 0,506 0,551 0,9385 0,8160 1698,7 1349,5 /> 0,002764 86,8 82,5 0,513 0,542 0,9390 0,8129 1720,6 1332,5 /> 0,002764 86,8 82,5 0,513 0,542 0,9390 0,8129 1720,6 1332,5 /> 0,002653 86,2 83,2 0,519 0,533 0,9395 0,8098 1740,4 1315,9 /> 0,002653 86,2 83,2 0,519 0,533 0,9395 0,8098 1740,4 1315,9 /> 0,002553 85,3 83,9 0,526 0,523 0,9400 0,8061 1761,5 1296,4 /> 0,002298 83,3 84,9 0,537 0,502 0,9408 0,7982 1797,6 1257,1 /> 0,002298 83,3 84,9 0,537 0,502 0,9408 0,7982 1797,6 1257,1 /> 0,002168 81,9 85,2 0,542 0,490 0,9412 0,7934 1814,6 1234,4 /> 0,002021 80,2 85,3 0,547 0,477 0,9416 0,7881 1829,4 1210,7 /> 0,002021 80,2 85,3 0,547 0,477 0,9416 0,7881 1829,4 1210,7 /> 0,001893 77,9 85,0 0,551 0,462 0,9419 0,7816 1843,3 1182,2 /> 0,001893 77,9 85,0 0,551 0,462 0,9419 0,7816 1843,3 1182,2 /> 0,001721 75,3 84,3 0,554 0,447 0,9421 0,7750 1852,8 1154,3 /> 0,001721 75,3 84,3 0,554 0,447 0,9421 0,7750 1852,8 1154,3 /> 0,001551 72,0 82,8 0,556 0,430 0,9423 0,7671 1858,9 1122,0 /> 0,001551 72,0 82,8 0,556 0,430 0,9423 0,7671 1858,9 1122,0 /> 0,001551 72,0 82,8 0,556 0,430 0,9423 0,7671 1858,9 1122,0 /> 0,001551 72,0 82,8 0,556 0,430 0,9423 0,7671 1858,9 1122,0 /> 0,001551 72,0 82,8 0,556 0,430 0,9423 0,7671 1858,9 1122,0 /> 0,001356 67,7 80,4 0,556 0,412 0,9423 0,7581 1859,6 1086,7 /> 0,001356 67,7 80,4 0,556 0,412 0,9423 0,7581 1859,6 1086,7 /> 0,001356 67,7 80,4 0,556 0,412 0,9423 0,7581 1859,6 1086,7 /> 0,001117 62,3 76,5 0,554 0,392 0,9421 0,7478 1853,1 1047,7 /> 0,001117 62,3 76,5 0,554 0,392 0,9421 0,7478 1853,1 1047,7 /> 0,001117 62,3 76,5 0,554 0,392 0,9421 0,7478 1853,1 1047,7 /> 0,001117 62,3 76,5 0,554 0,392 0,9421 0,7478 1853,1 1047,7 /> 0,001117 62,3 76,5 0,554 0,392 0,9421 0,7478 1853,1 1047,7 /> 0,000874 54,4 69,7 0,549 0,367 0,9417 0,7345 1835,0 999,4 /> 0,000874 54,4 69,7 0,549 0,367 0,9417 0,7345 1835,0 999,4 /> - 42,6 57,4 0,537 0,336 0,9408 0,7171 1796,4 938,4 />
График зависимости удельных энергозатрат от производительностиперекачки изображен в приложении 3.
Вывод
В результате проделанного курсового проекта по технологическомурасчёту трубопровода, получили данные, позволяющие сделать следующие выводы:для сооружения магистральных трубопроводов применяют трубы из стали марки 17Г1СВолжского трубного завода по ВТЗ ТУ 1104-138100-357-02-96 с высокимимеханическими свойствами и толщиной стенки 12 мм.
Расчётная производительность нефтепровода Q=5660 м3/ч, всоответствии с этим для оснащения насосных станций применили насосы: основныеНМ 5000-210 и три подпорные НПВ 5000-120. Всего по трассе трубопровода расположено10 насосных станций.
На сегодняшний день роль трубопроводного транспорта в системе НПГчрезвычайно высока. Этот вид транспорта нефти является основным и одним изсамых дешевых, от мест добычи на НПЗ и экспорт. Магистральный трубопровод в тоже время позволяет разгрузить железнодорожный транспорт, для других важныхперевозок грузов народного хозяйства.
Рассматриваемый нефтепровод может экономично работать на режимах1, 2, 7, 12.
Список используемой литературы
1. П.И.Тугунов, В.Ф. Новоселов, А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. Типовые расчеты припроектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие дляВУЗов. — Уфа: ООО «Дизайн ПолиграфСервис», 2002. – 658 с.
2. А.А.Коршак, А.М. Нечваль. Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа:Учебное пособие для системы дополнительного профессионального образования.-Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2005.-516 с.
3. СНиП2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы/ Госстрой России.: ГП ЦПП, 1997.- 52с.
4. Г.Г.Васильев., Г.Е. Коробков., А.А. Коршак., и др.; Под ред. С.М. Вайнштока: Учеб.Для ВУЗов: В 2т. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – Т. 1. – 407 с.
5. А.А. Коршак,А.М. Шаммазов, Г.Е. Коробков и др. Основы трубопроводного транспортанефтепродуктов. – Уфа: Реактив, 1996. – 158 с.
6. З.Ф.Исмагилова, К.Ф. Ульшина. «Технологический расчёт магистральных нефтепроводов».Методическое пособие по выполнению курсового проектирования. – Альметьевск:Альметьевский государственный нефтяной институт, 2008. – 68 с.