Расчет параметров работы нефтепровода

Определение кинематической вязкости нефти при расчетной температуре, производительности нефтепровода, толщины его стенки и трубы. Проведение проверки на прочность в продольном направлении, а также на отсутствие в нем недопустимых пластических деформаций.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 25.05.2015
Размер файла 526,0 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Ведение

нефтепровод пластический деформация

Трубопроводный транспорт - прогрессивный, экономически выгодный вид транспорта, ему присущи: универсальность, отсутствие потерь грузов в процессе транспортировки при полной механизации и автоматизации трудоёмких погрузочно-разгрузочных работ, возврата тары и др. В результате этого снижается себестоимость транспортировки (например, для жидких грузов в 3 раза ниже по сравнению с перевозкой их по железным дорогам). Стоит также отметить высокую экологичность и безопасность перевозок. При помощи магистральных газонефтепроводов ежегодно перемещается миллионы тонн нефти и миллиарды кубических метров газа.

Все эти преимущества транспорта газа, нефти и нефтепродуктов при помощи магистральных трубопроводов перед остальными видами транспорта создают отличные предпосылки для возрастания значения магистральных трубопроводов, их строительства и эксплуатации в больших объемах. [3]

Нефтепродуктопроводы протяженностью более 50 км и диаметром более 219 мм. называются магистральными. Магистральные трубопроводы в зависимости от перекачиваемой жидкости соответственно называются: нефтепроводами - при перекачке нефти; нефтепродуктопроводами - при перекачке жидких нефтепродуктов, например, бензина, керосина, дизельного топлива, мазута.

Магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы в зависимости от диаметра трубопровода подразделяются на четыре класса:

к I классу относятся трубопроводы диаметром 1620-1000 мм.;

ко II классу - трубопроводы диаметром 1000-500 мм.;

к III классу - трубопроводы диаметром 500-300 мм.;

к IV классу - трубопроводы диаметром менее 300 мм.

Нефтепроводы и нефтепродуктопроводы по устройству в принципе одинаковы и состоят из трубопровода и насосных станций, располагаемых вдоль трассы трубопровода. Различаются они только отдельными элементами технологических схем магистрального трубопровода.

Основными сооружениями магистрального нефтепровода являются: головная перекачивающая станция, которую размещают на начальном участке трубопровода (в районе нефтепромыслов), она служит для приема нефти с последующей подачей ее в трубопровод; промежуточные перекачивающие станции, которые обеспечивают дальнейшее передвижение нефти по трубопроводу; нефтебаза, где осуществляется прием нефти из трубопровода для дальнейшей отправки потребителю, и трубопровод с ответвлениями и линейными сооружениями, к которым относятся дома линейных ремонтников и аварийно-ремонтные пункты, устройства линейной и станционной связи, установки коррозионной защиты и др. В состав перекачивающих станций входят: резервуарный парк, устройства для пуска скребков или разделителей, установки для фильтров, а также отдельные емкости для сброса утечек и приема жидкости из предохранительных систем защиты. [1]

1. Определение плотности нефти при расчетной температуре

Плотность нефти при расчетной температуре определим по следующей формуле, кг/м3:

,(1)

гдеt - расчетная температура,

вр - коэффициент объемного расширения; в зависимости от плотности нефтепродукта коэффициент объемного расширения принимаем следующим:

2. Определение кинематической вязкости нефти при расчетной температуре

Определим кинематическую вязкость нефти при расчетной температуре по следующей формуле, сСт:

(2)

гдевязкость при любой известной температуре, в нашем случае - при 20 оС;

то же, что в формуле 1;

коэффициент, определяемый по следующей зависимости:

(3)

гдетемпература, равная 20 оС;

температура, равная 50 оС;

вязкость нефтепродукта при , сСт;

вязкость нефтепродукта при , сСт.

3. Определение расчетной производительности нефтепровода

Определим расчетную производительность нефтепровода по следующей формуле, м3/ч:

(4)

гдеNp - число рабочих дней трубопровода в году, определяемое в зависимости от диаметра (наружного) и длины L трубопровода;

годовая (массовая) производительность нефтепровода, кг/год;

Чтобы определить число рабочих дней трубопровода в году Np, необходимо знать диаметр (наружный)и протяженность трубопровода; определяется в зависимости от годовой (массовой) производительности нефтепроводаG. Таким образом, для Учитывая и определяем

При выборе марки насоса в качестве единицы измерения расчетной производительности будем принимать м3/ч, в гидравлических расчетах - м3/с.

4. Определение толщины стенки нефтепровода

Толщину стенки трубы нефтепровода определим по следующей формуле, м:

,(5)

гдекоэффициент надежности по нагрузке; для нефтепроводов, работающих по системе «из насоса в насос»

- рабочее (внутреннее) давление в трубопроводе, определяемое исходя из давления, создаваемого основными насосами и подпорным насосом;

наружный диаметр нефтепровода, м;

расчетное сопротивление металлической трубы и сварных соединений, МПа.

Расчетное сопротивление металлической трубы и сварных соединений определим по формуле:

(6)

гденормативное сопротивление растяжению-сжатию металла трубы и сварных соединений и равное минимальному пределу прочности , принимаем

коэффициент условия работы нефтепровода, принимаем

коэффициент надежности по материалу, принимаем

коэффициент надежности нефтепровода в зависимости от его назначения, принимаем

Найдем рабочее давление в нефтепроводе, МПа:

(7)

где напор подпорного насоса, м;

k - число основных насосов, k = 3;

напор основного насоса, м;

то же, что в формуле 1;

ускорение свободного падения, принимаем м/с2.

Произведем расчет рабочего давления при максимальном (верхнем) роторе основного насоса:

Сравниваем полученное давление с рекомендованным давлением, зависящим от годовой (массовой) производительности. Расчитанное давление входит в рекомендованный интервал (5,4 - 6,4) МПа.

Тогда толщина стенки нефтепровода будет равна:

Значение д округляем до большего ближайшего значения по сортаменту, таким образом, принимаем и определяем внутренний диаметр нефтепровода, необходимый для гидравлического расчета, по следующей формуле, м:

(8)

гдето же, что в формуле 5;

округленная в большую сторону толщина стенки трубы по сортаменту, м.

5. Проверка толщины стенки трубы нефтепровода

Определим абсолютные значения максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов, °С:

(9)

где то же, что в формуле 6;

коэффициент Пуассона, принимаем ;

коэффициент линейного расширения металла трубы, принимаем ;

модуль упругости металла, для стали принимаем .

°С,

°С.

К дальнейшему расчету принимаем большую из величин °С.

Находим величину продольных осевых сжимающих напряжений от расчетных нагрузок и воздействий, МПа:

(10)

где то же, что в формуле 9;

то же, что в формуле 9;

максимальный температурный перепад,°С;

то же, что в формуле 5;

рабочее давление в нефтепроводе, рассчитанное по нижнему ротору основного насоса;

то же, что в формуле 8;

то же, что в формуле 8.

Знак «-» указывает на наличие осевых сжимающих напряжений, поэтому вычисляем коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла, по формуле:

(11)

гдето же, что в формуле 10;

то же, что в формуле 6.

Пересчитываем толщину стенки нефтепровода, м:

(12)

где то же, что в формуле 5;

то же, что в формуле 10;

то же, что в формуле 5;

то же, что в формуле 11;

то же, что в формуле 6.

Таким образом, ранее принятая толщина стенки может быть принята как окончательный результат.

6. Проверка нефтепровода на прочность в продольном направлении

Проверку на прочность нефтепроводов в продольном направлении производят по условию:

(13)

где то же, что в формуле 10;

коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб;

то же, что в формуле 6.

Определим кольцевые напряжения от рабочего давления, МПа:

(14)

где то же, что в формуле 10;

то же, что в формуле 8;

то же, что в формуле 8.

Кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа:

(15)

где то же, что в формуле 5;

то же, что в формуле 14.

Так как нефтепровод испытывает сжимающие напряжения, вычисляем коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, следующим образом:

(16)

гдето же, что в формуле 15;

то же, что в формуле 6.

Произведем проверку нефтепровода на прочность по условию:

Делаем вывод о том, что условие прочности нефтепровода выполняется.

7. Проверка нефтепровода на отсутствие недопустимых пластических деформаций

Проверку нефтепровода на отсутствие недопустимых пластических деформаций производят по условиям:

(17)

где максимальные суммарные продольные напряжения в нефтепроводе от нормативных нагрузок и воздействий, МПа;

то же, что в формуле 6;

то же, что в формуле 6;

нормативное сопротивление, которое равно пределу текучести , принимаем ;

то же, что в формуле 14;

коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб.

Поскольку нефтепровод испытывает сжимающие напряжения, вычисляем коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, следующим образом:

(18)

дето же, что в формуле 6;

то же, что в формуле 6;

нормативное сопротивление, которое равно пределу текучести , принимаем ;

то же, что в формуле 14.

Максимальные суммарные продольные напряжения в нефтепроводе от нормативных нагрузок и воздействий определим по формуле, МПа:

(19)

где то же, что в формуле 9;

то же, что в формуле 14;

то же, что в формуле 9;

то же, что в формуле 9;

то же, что в формуле 10;

то же, что в формуле 5;

минимально допустимый радиус упругого изгиба нефтепровода, м.

Минимально допустимый радиус упругого изгиба нефтепровода определяется из условий прочности поперечных сварных швов и упругой работы металла труб по формуле, м:

(20)

где то же, что в формуле 9;

то же, что в формуле 5;

то же, что в формуле 18;

то же, что в формуле 6;

то же, что в формуле 6;

то же, что в формуле 17;

то же, что в формуле 9;

то же, что в формуле 14;

то же, что в формуле 9;

то же, что в формуле 10.

Произведем проверку нефтепровода на отсутствие недопустимых пластических деформаций по условию 17:

Так как неравенства выполняются, делаем вывод о том, что недопустимые пластические деформации нефтепровода отсутствуют.

8. Определение общих потерь напора и потерь напора на трение

Затем определяем режим течения нефти в нефтепроводе:

Число Рейнольдса вычислим по формуле:

(21)

где то же, что в формуле 4;

то же, что в формуле 5;

то же, что в формуле 2.

Затем определим граничные значения Re(ReI и ReII):

(22)

гдеотносительная шероховатость стенки трубы нефтепровода, мм;

эквивалентная шероховатость стенки трубы, мм, принимаемая по ВНТП-2-86 и равная 0,2 мм.

Dвн - то же, что в формуле 8.

Поскольку 2320<Re<ReI, то наблюдается турбулентный режим течения в зоне гладкостенного сопротивления (гидравлических гладких труб). Тогда коэффициент гидравлического сопротивления найдем по формуле Блазиуса:

; (23)

где то же, что в формуле 21.

Dвн - то же, что в формуле 8.

Далее определим потери напора на трение в нефтепроводе по формуле Дарси-Вейсбаха:

(24)

гдето же, что в формуле 23;

длина нефтепровода, м;

Dвн - то же, что в формуле 8;

g - то же, что в формуле 7;

скорость течения нефти, м/с.

Скорость течения нефти в нефтепроводе определим по формуле, м/с:

(25)

где- то же, что в формуле 4;

то же, что в формуле 8.

Гидравлическим уклоном называется падение полного напора вдоль потока жидкости, отнесённое к единице его длины, возникающее вследствие гидравлического сопротивления течению жидкости, и определяется следующим образом, м/м:

(26)

где то же, что в формуле 23;

то же, что в формуле 8;

то же, что в формуле 25;

g - то же, что в формуле 7.

Таким образом, зависимость потерь напора на трение от гидравлического уклона следующая: .

Затем определяем полные потери напора в нефтепроводе с учетом гидравлического уклона, м:

,(27)

где то же, что в формуле 26;

то же, что в формуле 24;

то же, что в формуле 24;

разность геодезических отметок, м;

оставшиеся потери напора, м. Принимаем

Учитывая значение расчетной производительности в качестве основного насоса принимаем НМ 5000-210, в качестве подпорного - НПВ 5000-120.

9. Выбор основного магистрального насоса

В соответствии с расчетной часовой пропускной способностью Qч выберем марку основного магистрального насоса (НМ) насосных станций так, чтобы значение Qч попало в рабочую область Qл ?<Qч ?Qп заводской напорной характеристики насоса, снятой на воде при tcт= 20ОС (так как в данном диапазоне ухудшение кпд не наблюдается) рисунок 1.

Выбираем насос НМ 5000-210 с производительностью Q=5000 м3/ч и напором Но.н=210 м.

Границы рабочей области на графике Н=F(Q) (рисунок 2) вычисляются по формулам

где - левая и правая границы рабочей зоны насоса;

- подача выбранного типа насоса в оптимальном режиме, т.е. при максимальном кпд.

На перекачивающих станциях основные магистральные насосы соединяют последовательно, так чтобы при одной и той же подаче напоры, создаваемые насосами, суммировались. Это позволяет увеличить напор на выходе станции.

По конструкции основные насосы подразделяются на два типа: секционные многоступенчатые (число ступеней (рабочих колес) от трех до пяти) с колесами одностороннего входа и спиральные одноступенчатые с двухсторонним входом жидкости в рабочее колесо (имеют съемные колеса).

Рисунок 2 - Характеристика центробежного насоса

Рассчитаем подачу насоса в оптимальном режиме:

гдес1В, с - коэффициенты, определяемые по приложению 3 в зависимости от типа насоса.

Максимальный кпд на воде м.в.тах равен

гдес - коэффициент, определяемый по приложению 3 в зависимости от типа насоса;

Рассчитаем границы рабочей области:

Рассчитаем границы рабочей области по формулам

Определим аналитическую зависимость напора, развиваемого насосом от его подачи по двум точкам (Q1 H1) и (Q2 H2):

где Q1= QЛ и Q2 =QП,

hМВ и bМВ - коэффициенты, которые рассчитываются на основании системы двух уравнений с двумя неизвестными

гдеН1 и Н2 - напоры, взятые с заводской напорной характеристики Н=F(Q) по Приложению 4. Н1= 190 м и Н2=143 м.

Оценим правильность вычисления коэффициентов hМВ и bМВ с помощью погрешности, которая не должна превышать допустимой (5%).

(53)

гдеF(QО.Н)=НМВ;

НО.Н - напор, по техническим характеристикам насоса.

Тогда ошибка составит

Так как она меньше 5%, то напор, развиваемый насосом на воде в оптимальном режиме, рассчитываем по формуле

10. Выбор подпорного магистрального насоса

Главной задачей подпорного насоса является взять нефть из резервуара и подать ее на вход основного насоса, перекачивающего нефть (или нефтепродукты) по трубопроводу.

Напорная характеристика подпорных насосов выражается уравнением:

В отличие от основных магистральных насосов на перекачивающих станциях подпорные насосы соединяют, как правило, параллельно (расходы нефти в насосах суммируются, а напор, создаваемый каждым насосом, остается одним и тем же), для того, чтобы обеспечить требуемый подпор при меньшей подаче в каждом из отдельно взятых насосов. Ведь, как известно, при параллельном соединении насосов общий поток жидкости разделяется на части, составляющие подачи этих насосов. Поэтому стремятся, чтобы либо производительность одного насоса, либо производительность нескольких (двух или трех) параллельно соединенных насосов была равна производительности (подаче) основного магистрального насоса, Наиболее распространённая схема соединения подпорных насосов - два работающих и один резервный.

Выбираем подпорный насос по приложению 5 НПВ 5000-120 с номинальной подачей Q=5000 м3/ч и номинальным напором Но.н=120 м.

Рассчитаем подачу подпорного насоса в оптимальном режиме

гдес1В, с - коэффициенты, определяемые по приложению 5 в зависимости от типа насоса

Максимальный кпд на воде м.в.тах равен

гдес - коэффициент, определяемый по приложению 5 в зависимости от типа насоса;

Напорная характеристика подпорного насоса в оптимальном режиме определяется по формуле

где hПВ, аПВ и bПВ - коэффициенты, определяемые по приложению 5.

Определим аналитическую зависимость напора, развиваемого насосом от его подачи по формуле

Где Q - номинальная подача насоса.

11. Перерасчет характеристик основного и подпорного насосов с воды на вязкую жидкость

Пересчет характеристик необходим, если кинематическая вязкость транспортируемой жидкости t при заданной температуре перекачки t= t расч попадает на интервал

,

где п - критическое значение вязкости перекачиваемой жидкости, при превышении которой необходим пересчёт напора и подачи НМ;

доп - максимально допустимая вязкость жидкости, при которой центробежный насос ещё способен вести перекачку без предварительной подготовки жидкости. Для центробежных нефтяных насосов серии НМ =3•10-4 м2/с.

Рассчитываем критическое значение вязкости перекачиваемой среды п.

Для вычисления значенияп, определяем число Рейнольдса в насосе ReН и сравниваем его с переходным числом Рейнольдса ReП

,

гдеDK - наружный диаметр рабочего колеса насоса, определяется по Приложению 3, DK=0,450 м;

n - число оборотов рабочего колеса насоса, по Приложению 2, n=3000с-1;

Параметр ReН учитывает влияние вязкости перекачиваемой жидкости на значение потерь энергии на трение внутри самого насоса.

гдеns - коэффициент быстроходности насоса на режиме максимального к.п.д., являющийся индивидуальной характеристикой насоса.

Определятся по формуле

,

гдеn - число оборотов ротора (рабочего колеса) насоса, об/мин;

- число последовательно установленных рабочих колес (ступней насоса);

- число сторон всасывания рабочего колеса;

- напор, создаваемый одной ступенью,

- расход, приходящийся на одну сторону рабочего колеса.

При весьма больших числах ReН (ReН> ReП) сила трения перестает зависеть от числа Re, а зависит только от подачи Q; характеристика насоса не зависит от вязкости t перекачиваемой жидкости, а зависит только от диаметра и угловой скорости вращения рабочего колеса.

Так как , то коэффициенты пересчета напора КН=1, подачи КQ=1, а коэффициент К к.п.д. насоса с воды на вязкую нефть определяется по формуле

гдеReгр - граничное число Рейнольдса;

а - поправочный коэффициент.

Величины Reгр и а, так же как и ReП являются функцией от ns

Определим по формуле коэффициент к.п.д.

Зная КН, КQ, К, можно рассчитать величины аппроксимационных коэффициентов при работе насоса на высоковязкой нефти (индекс «v») через известные коэффициенты при работе насоса на воде (индекс «в») по формулам

гдеКН - коэффициент пересчета напора, КН =1;

гдеКQ - коэффициент пересчета подачи, КQ =1;

Определим подачу насоса в оптимальном режиме на высоковязкой нефти

Максимальный к.п.д. на высоковязкой нефти определяется по формуле

Напор находим по формуле

Аналогично рассчитаем коэффициенты в напорной характеристике подпорного насоса

.

Определяем число Рейнольдса в подпорном насосе и сравниваем его с переходным числом Рейнольдса

,

гдеDK - наружный диаметр рабочего колеса насоса, определяется по Приложению 5, DK=0, 64 м;

n - число оборотов рабочего колеса насоса, по Приложению 5, n=1500с-1;

t - то же, что в формуле (2).

гдеns - коэффициент быстроходности насоса на режиме максимального к.п.д., являющийся индивидуальной характеристикой насоса.

Определятся по формуле

,

гдеn - число оборотов ротора (рабочего колеса) насоса, об/мин;

- число последовательно установленных рабочих колес (ступней насоса);

- число сторон всасывания рабочего колеса.

При весьма больших числах ReНП (ReНП> ReПП) сила трения перестает зависеть от числа Re, а зависит только от подачи Q; характеристика насоса не зависит от вязкости t перекачиваемой жидкости, а зависит только от диаметра и угловой скорости вращения рабочего колеса.

Так как , то коэффициенты пересчета напора КН=1, подачи КQ=1, а коэффициент К к.п.д. насоса с воды на вязкую нефть определяется по формуле

гдеReгр - граничное число Рейнольдса;

а - поправочный коэффициент.

Величины Reгр и а, так же как и ReП являются функцией от ns

Определим по формуле коэффициент к.п.д.

Зная КН, КQ, К, можно рассчитать величины аппроксимационных коэффициентов при работе подпорного насоса на высоковязкой нефти через известные коэффициенты при работе насоса на воде по формулам

гдеКН - коэффициент пересчета напора, КН =1;

так как

гдеКQ - коэффициент пересчета подачи, КQ =1;

Определим подачу насоса в оптимальном режиме на высоковязкой нефти

Максимальный к.п.д. на высоковязкой нефти определяется по формуле

Напор находим по формуле

Занесем результаты расчетов в таблицу 3.

Таблица3 - показания

Режим

Подача, м3/c

Напор, м

К.п.д.

Магистральный насос

номинальный

5000

210

0,88

Оптимальный на воде

4573,1

169,1

0,87

Оптимальный на нефти

4568,45

168,7

0,79

Подпорный насос

номинальный

5000

120

0,85

Оптимальный на воде

4645,4

123,2

0,76

Оптимальный на нефти

4460,09

116,1

0,42

12. Определение напора одной нефтеперекачивающей станции

Определим напор одной станции, м:

(28)

гдеk - то же, что в формуле 7;

Носн-то же, что в формуле 7;

hвн - внутристанционные потери напора, по ВНТП 2-86 принимаем

13. Определение числа нефтеперекачивающих станций

Определим расчетным путем число станций:

(29)

где то же, что в формуле 26;

то же, что в формуле 24;

то же, что в формуле 27;

то же, что в формуле 27;

то же, что в формуле 7;

то же, что в формуле 7;

то же, что в формуле 7;

то же, что в формуле 28.

Число перекачивающих станций необходимо округлить в меньшую сторону в данном случае, в нашем случае . При округлении числа перекачивающих станций требуется снизить напор следующими способами:

1. отключением части насосов;

2. установкой сменных роторов;

3. уменьшением числа оборотов вала насосов;

4. обточкой рабочих колес.

Воспользуемся третьим способом.

14. Определение действительных напоров станции и насоса

Найдем действительно необходимый напор одной станции:

(30)

где то же, что в формуле 26;

то же, что в формуле 24;

то же, что в формуле 27;

то же, что в формуле 27;

то же, что в формуле 7;

округленное в большую сторону число нефтеперекачивающих станций, .

Действительный напор одного насоса, м:

(31)

где то же, что в формуле 30;

то же, что в формуле 28;

то же, что в формуле 7.

15. Аналитическая проверка режима работы нефтеперекачивающих станций. Расстановка их на нефтепроводе

Произведем аналитическую проверку режима работы всех нефтеперекачивающих станций.

Определим допустимое давление в нефтепроводе, МПа:

(32)

гдеокругленная в большую сторону толщина стенки трубы по сортаменту, мм;

то же, что в формуле 6;

то же, что в формуле 5;

то же, что в формуле 8.

Определим допустимый напор основных насосов, м:

(33)

где то же, что в формуле 32;

то же, что в формуле 1;

то же, что в формуле 7.

Допустимая разница напоров двух соседних станций, м:

(34)

где потери на всасывание, принимаем м;

величина напора, вычисляемого по формуле:

(35)

гдеРа = 760 мм. рт. ст.;

Ру = 500 мм. рт. ст.;

потери, определяемые по графикуQ-H подпорного насоса, представленного на рисунке 5, м;

то же, что в формуле 1;

то же, что в формуле 7.

Проверяем режим работы станций из условий:

(36)

где напор на одной станции, м;

то же, что в формуле 33;

разность напоров двух соседних станций, м;

то же, что в формуле 34.

Напор на 1-ой станции вычислим по формуле, м:

(37)

где то же, что в формуле 7;

число основных насосов на станции, принимаем ;

;

то же, что в формуле 28.

Условие выполняется.

Разность напоров 1-ой и 2-ой станций:

(38)

где то же, что в формуле 37;

то же, что в формуле 26;

расстояние между 1-ой и 2-ой нефтеперекачивающими станциями;

разность геодезических отметок 1-ой и 2-ой нефтеперекачивающих станций;

то же, что в формуле 33.

Условие выполняется.

Напор на 2-ой станции вычислим по формуле, м:

(39)

где то же, что в формуле 38;

число основных насосов на станции, принимаем ;

то же, что в формуле 31;

то же, что в формуле 28.

Условие выполняется.

Разность напоров 2-ой и 3-ей станций:

(40)

где то же, что в формуле 39;

то же, что в формуле 26;

расстояние между 2-ой и 3-ей нефтеперекачивающими станциями;

разность геодезических отметок 2-ой и 3-ей нефтеперекачивающих станций;

то же, что в формуле 33.

Условие выполняется.

Напор на 3-ей станции вычислим по формуле, м:

(41)

где то же, что в формуле 40;

число основных насосов на станции, принимаем ;

то же, что в формуле 31;

то же, что в формуле 28.

Условие выполняется.

Разность напоров 3-ей и 4-ой станций:

(42)

где то же, что в формуле 41;

то же, что в формуле 26;

расстояние между 3-ей и 4-ой нефтеперекачивающими станциями;

разность геодезических отметок 3-ей и конечной нефтеперекачивающих станций;

то же, что в формуле 33.

Напор на 4-ей станции вычислим по формуле, м:

(43)

где то же, что в формуле 40;

число основных насосов на станции, принимаем ;

то же, что в формуле 31;

то же, что в формуле 28.

Из за того что напор очень большой для 4-ой станции то на данной станции будут работать только один основной насос и один подпорный.

Условие выполняется.

Разность напоров 4-ой и конечной станций:

(44)

где то же, что в формуле 43;

то же, что в формуле 26;

расстояние между 3-ей и 4-ой нефтеперекачивающими станциями;

разность геодезических отметок 3-ей и конечной нефтеперекачивающих станций;

то же, что в формуле 33.

Напор на конечной станции вычислим по формуле, м:

(45)

где то же, что в формуле 44;

число основных насосов на станции, так как магистральные насосы на КНПС отключены, ;

то же, что в формуле 31;

то же, что в формуле 28.

Условие выполняется.

Поскольку проверка сошлась, делаем вывод о том, что станции расставлены верно.

16. Построение графика совместной работы нефтепровода и нефтеперекачивающих станций

Затем строим график совместной работы нефтепровода и нефтеперекачивающих станций и определяем графически рабочую точку системы.

Характеристикой нефтепровода называется зависимость напора, необходимого для ведения перекачки, от расхода. Для трубопровода постоянного диаметра уравнение его характеристики имеет вид:

(45)

где то же, что в формуле 26;

то же, что в формуле 24;

то же, что в формуле 27;

число эксплуатационных участков;

то же, что в формуле 27.

При аналитическом решении задач трубопроводного транспорта удобно представлять величину гидравлического уклона в виде:

(46)

где гидравлический уклон при единичном расходе;

- то же, что в формуле 4;

коэффициент, выбираемый в зависимости от режима течения, в зоне гидравлически гладких труб .

Тогда выражение 45 можно переписать в виде:

(47)

Выражения 45 и 47 являются уравнениями характеристики нефтепровода в аналитической форме. Графически характеристика нефтепровода представлена на рисунке 1.

Рисунок 1 - Характеристика нефтепровода

При характеристика трубопровода отсекает на оси ординат отрезок . В диапазоне расходов от 0 до (область ламинарного режима течения) зависимость H от Q линейная. При характеристика трубопровода имеет вид параболы вида .

При построении графика нефтеперекачивающих станций ориентируемся на выражение:

(48)

где то же, что в формуле 7;

принятое в результате расчета количество насосов на одной нефтеперекачивающей станции;

количество нефтеперекачивающих станций.

После этого аналитически определяем значения потери напора для произвольно-задаваемых производительностей нефтепровода по формуле:

,(49)

где- то же, что в формуле 4;

коэффициенты, принимаемые в зависимости от режима течения, в зоне гидравлически гладких труб , .

то же, что в формуле 2;

то же, что в формуле 8;

то же, что в формуле 24;

то же, что в формуле 27;

то же, что в формуле 27.

Таким образом, график совместной работы нефтепровода и нефтеперекачивающих станций будет выглядеть следующим образом (рисунок 2):

Рисунок 2График Q-H характеристик магистрального нефтепровода и нефтеперекачивающих станций.

17. Уравнение баланса напоров

Для проверки гидравлических расчетов, проведенных в курсовом проекте, воспользуемся уравнением балансов напоров, которое выглядит следующим образом:

(50)

где то же, что в формуле 24;

то же, что в формуле 27;

то же, что в формуле 44;

то же, что в формуле 27;

то же, что в формуле 45;

то же, что в формуле 7;

то же, что в формуле 29;

- то же, что в формуле 4;

то же, что в формуле 30;

гидравлический уклон при единичном расходе, определяемый по формуле:

(51)

где коэффициенты, принимаемые в зависимости от режима течения, в зоне гидравлически гладких труб , ;

то же, что в формуле 2;

то же, что в формуле 5.

Тогда уравнение балансов напора имеет вид:

Делаем вывод о том, что расход в трубопроводе устанавливается сам собой (автоматически) таким образом, что суммарный напор, развиваемый всеми работающими насосами, равен напору, необходимому для ведения перекачки.

Уравнение баланса напоров используется для определения расчетного числа нефтеперекачивающих станций:

, (52)

где то же, что в формуле 27;

то же, что в формуле 44;

то же, что в формуле 7;

то же, что в формуле 36.

.

Так как , то напора станций для обеспечения плановой производительности достаточно.

Заключение

В ходе выполнения данного курсового проекта был выполнен технологический расчет магистрального нефтепровода длиной 330 км, предназначенного для перекачки нефти от головной перекачивающей станции до конечного пункта. Кроме того было определено, что для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью дальнейшей перекачки предусмотрены четыре промежуточные станции. На нефтеперекачивающий станциях установлены три основных насоса НМ 5000-210, и один подпорный НПВ 5000-120, кроме четверной нефтеперекачивающей станции так как один основной и один подпорный насос. В результате была проведена расстановка нефтеперекачивающих станций на нефтепроводе. Расстановку НПС мы можем увидеть на листе №1.

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

НМ - магистральный насос;

НС - насосная станция;

НП - нефтепродукт.

Список использованных источников

1 Коршак, А.А. Технологический расчет магистрального нефтепровода: учеб. /А.А. Коршак. - М.: изд-во АСВ, 2005. - 98 с.

2 Тугунов П.И. Типовые расчеты при проектировании нефтебаз и нефтепроводов: учеб. пособие для вузов / П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов, А.А. Коршак - Уфа.: Дизайн-ПолиграфСервис, 2002. - 658 с.

3 НГФР Нефть, газ и фондовый рынок // http://www.ngfr.ru/ngd.html: сайт. Москва 2013 URL: http://www.ngfr.ru/ngd.html? neft20. дата обращения (10.10.13).

4 Академик // http://dic.academic.ru/: сайт. Москва 2013 URL: http://dic.academic.ru/dic.nsf/enc_geolog/3290 / Насос. дата обращения (10.10.13).

5 Большая энциклопедия нефти и газа // http://www.ngpedia.ru/index.html: сайт. Москва 2013 URL: http://www.ngpedia.ru/id342359p3.html. дата обращения (10.10.13).

6 БалтСтройМеталл // http://www.baltstroymetall.ru/: сайт. Москва 2013 URL: http://www.baltstroymetall.ru/faq/283-magistral. дата обращения (13.10.13).

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Расчетные значения вязкости и плотности перекачиваемой нефти. Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающей станции и расчет рабочего давления. Определение диаметра и толщины стенки трубопровода. Расстановка перекачивающих станций по трассе.

    курсовая работа [167,6 K], добавлен 26.06.2011

  • Расчет кинематического коэффициента вязкости масла при разной температуре. Применение формулы Убеллоде для перехода от условий вязкости к кинематическому коэффициенту вязкости. Единицы измерения динамического и кинематического коэффициентов вязкости.

    лабораторная работа [404,7 K], добавлен 02.02.2022

  • Эффективность энергетического оборудования. Выбор конструкционного материала. Расчет толщины стенки экранной трубы на прочность коллектора экранных труб, коллектора труб пароперегревателя. Анализ работоспособности элементов энергетического оборудования.

    курсовая работа [258,0 K], добавлен 06.12.2010

  • Расчет на прочность статически определимых систем при растяжении и сжатии. Последовательность решения поставленной задачи. Подбор размера поперечного сечения. Определение потенциальной энергии упругих деформаций. Расчет бруса на прочность и жесткость.

    курсовая работа [458,2 K], добавлен 20.02.2009

  • Определение толщины и состава слоев стен. Определение массивности здания и расчетной температуры. Проверка на отсутствие конденсации. Выбор конструкции заполнения световых проемов. Гидравлический расчет системы отопления. Расчет системы вентиляции.

    курсовая работа [921,0 K], добавлен 08.03.2015

  • Подогреватели сетевой воды вертикальные. Расчет средней температуры воды. Определение теплоемкости воды, теплового потока, получаемого водой. Коэффициент теплоотдачи от стенки трубы. Теплофизические параметры конденсата при средней температуре конденсата.

    курсовая работа [507,5 K], добавлен 28.11.2012

  • Цель и задачи расчета прочности неукрепленного одиночного отверстия, расчетные зависимости при расчете прочности. Расчет толщины стенки цилиндрических барабанов, компенсирующей площади от укрепления накладкой, номинальной толщины стенки обечаек барабана.

    курсовая работа [2,3 M], добавлен 20.06.2010

  • Технические характеристики телескопических гидроцилиндров: номинальное давление, диаметры поршня и штока. Определение диаметра штуцера и расчет расхода жидкости, требуемой для обеспечения скорости движения штока. Вычисление толщины стенки гидроцилиндра.

    контрольная работа [121,9 K], добавлен 31.08.2013

  • Устройство абонентских водоводяных подогревательных установок. Cекционные подогреватели в системах теплоснабжения. Расчет внутреннего диаметра патрубка. Проверка штуцеров на прочность. Расчет толщины стенки цилиндрической обечайки, укрепление отверстий.

    реферат [1,2 M], добавлен 20.11.2012

  • Описание технологической схемы. Расчет выпарной установки: поверхности теплопередачи, определение толщины тепловой изоляции, вычисление параметров барометрического конденсатора. Расчет производительности вакуум-насоса данной исследуемой установки.

    курсовая работа [194,3 K], добавлен 13.09.2011

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.