Технологический расчет магистрального нефтепровода
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
2.1 Определение диаметра трубопровода
2.2 Выбор насосного оборудования
2.3 Определение толщины стенки трубопровода
3. Расчет на прочность и устойчивость магистрального нефтепровода
4. Определение числа нефтеперекачивающих станций (НПС)
5. Построение совмещенной характеристики магистрального нефтепровода и перекачивающих станций
6. Расстановка станций по трассе магистрального нефтепровода
7. Расчет эксплуатационных режимов магистрального нефтепровода
8. Выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода
Вывод
Список используемой литературы
1. Введение
В современных условиях нефть и нефтепродукты являются массовыми грузами, в связи, с чем вся система транспорта призвана обеспечивать бесперебойную доставку их на нефтеперерабатывающие, нефтехимические заводы и с заводов или с месторождений до потребителей в минимальные сроки, наиболее дешевым способом, без порчи их в пути и с наименьшими потерями. Поэтому роль трубопроводного транспорта в системе нефтяной и газовой промышленности чрезвычайно велика. Для нефти трубопроводный транспорт является основным видом транспорта в нашей стране.
Современные магистральные трубопроводы представляют собой самостоятельные транспортные предприятия, оборудованные комплексом головных, промежуточных перекачивающих насосных станций большой мощности с необходимыми производственными и вспомогательными сооружениями.
Рассматривая систему трубопроводного транспорта нефти, следует отметить, что ей присущи основные особенности, характерные для больших систем энергетики. К ним относятся взаимосвязь с другими отраслями промышленности, территориальная распределенность, сложность, непрерывность развития и обновления, инерционность и непрерывность функционирования, многоцелевой характер и неравномерность процессов приема и сдачи нефти.
На современном этапе при проектировании систем трубопроводного транспорта нефти необходимо обеспечивать техническую осуществимость в сочетании с передовыми технологиями, экологическую безопасность и экономическую эффективность, а также высокую надежность при эксплуатации, что требует, в свою очередь, высококвалифицированных специалистов в области проектирования, сооружения и эксплуатации магистральных нефтепроводов и хранилищ.
Протяженность трубопроводных магистралей России постоянно увеличивается, осуществляется модернизация и техническое перевооружение ранее построенных трубопроводов, внедряются современные средства связи и управления, совершенствуются технологии транспорта высоковязких и застывающих нефтей, сооружения и 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 при температуре 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 определяем по 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 стандартного ряда принимаем диаметр нефтепровода – 1020 мм.
2.2 Выбор насосного оборудования
В соответствии с найденной расчетной часовой производительности нефтепровода подбираем магистральные и подпорные насосы нефтеперекачивающей станции исходя из условия (3.2.2)
Согласно приложения 2 и 3, выбираем насосы: магистральный насос НМ 5000-210 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 насосной станции по формуле(3.2.3)
Условие (3.2.4) выполняется, т.е. 4,45МПа<6,4МПа.
2.3 Определение толщины стенки трубопровода
По приложению 1 выбираем, что для сооружения нефтепровода применяются трубы Волжского трубного завода по ВТЗ ТУ 1104-138100-357-02-96 из стали марки 17Г1С (временное сопротивление стали на разрыв σвр=510МПа, σт=363 МПа, коэффициент надежности по материалу k1=1,4). Перекачку предполагаем вести по 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 по формуле (3.4.1)
δ = 
=8,2 мм.
Полученное значение округляем в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной 9,5 мм.
Определяем абсолютное значение максимального положительного и максимального 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 продольном направлении производят по условию (3.5.1).
Вычисляем кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления по формуле (3.5.3)
194,9 МПа.
Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб определяется по формуле (3.5.2), так как нефтепровод испытывает сжимающие напряжения
0,53.
Следовательно,
МПа.
Так как 
МПа, то условие прочности (3.5.1) трубопровода выполняется.
Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов 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 от действия 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 в трубопроводе по формуле (3.5.6), принимая минимальный радиус изгиба 1000 м
185,6<273,1 – условие (3.5.5) выполняется.
МПа>
МПа – 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, решая уравнение (3.5.9)
м.
Определяем эквивалентное осевое усилие в сечении трубопровода и площадь 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 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)
Определяем сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины по формуле (3.5.14)
Определяем сопротивление вертикальным перемещения отрезка трубопровода единичной длины и осевой момент инерции по формулам (3.5.20), (3.5.21)
Определяем критическое усилие для прямолинейных участков в случае пластической связи трубы с грунтом по формуле (3.5.13)
Следовательно
МН
Определяем продольное критическое усилие для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае упругой связи с грунтом по формуле (3.5.22)
Следовательно
МН.
Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы производят по неравенству (3.5.10) обеспечена
15,97МН<17,64MH; 15,97<101,7MH.
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 участков трубопровода 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. Поэтому необходимо увеличить минимальный радиус упруго изгиба
Откуда
4. Определение числа нефтеперекачивающих станций (НПС)
Определяем секундный расход нефти и ее среднюю скорость по формулам (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< Re1, то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб, поэтому коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по формуле из таблицы (3.6.1)
Определяем гидравлический уклон в нефтепроводе по формуле (3.6.7)
Определяем полные потери в трубопроводе (3.6.8), приняв Нкп = 40 м. 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), то гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой лупинга. Приняв диаметр лупинга равным диаметру основного трубопровода, найдем значение 
и длину лупинга по формулам (3.6.15) и (3.6.14)
м.
5. Построение совмещенной характеристики магистрального нефтепровода и перекачивающих станций.
Построим совмещенную характеристику нефтепровода постоянного диаметра и нефтепровода, оборудованного с лупингом и нефтеперекачивающих станций. Результаты вычислений представлены в таблице 1. для этого выполним гидравлический расчет нефтепровода в диапазоне от 4800 до 6000 
с шагом 200 .
Таблица 1 – Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих 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 и нефтеперекачивающей станции показан в приложении 1.
Точка пересечения характеристики нефтепровода с лупингом и нефтеперекачивающих станций (n=9) подтверждает правильность определения длины лупинга, так как Qм=Q=5660 .
При округлении числа НПС в большую сторону рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и нефтеперекачивающей станции при n=10, m=3 рабочая точка переместиться в точку М2, а расход соответствует Q2=5708 . Если на каждой НПС отключить по одному насосу n=10, m=2, то рабочая точка переместиться в точку М1, а нефтепровод 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 максимальной производительности нефтепровода при n=10 и Q2=5708 . Количество НПС на первом эксплуатационном участке примем равным 5 и на втором – 5.
Гидравлический уклон при максимальной производительности составляет i=0,00457.
Напоры развиваемые подпорными и магистральными насосами при максимальной подаче Q2 равны
,
Расчетный напор станции составит:
м.
Построим гидравлический треугольник. За горизонтальный катет примем 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 в принятых масштабах построений.
Результаты расстановки станций приведены в таблице 2.
Таблица 2 – расчетные значения высотных отметок НПС и длин линейных участков нефтепровода.
Нефтеперекачивающая
станция
Высотная отметка zi, м
Расстояние от начала нефтепровода, км
Длина линейного участка li, км
ГНПС-1
195,94
0
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 первом эксплуатационном участке протяженностью 452,5 км.
Построим суммарную совмещенную характеристику линейных участков нефтепровода и НПС. Задаваясь расходами от 1000 до 6000 , определяем режимы течения нефти и рассчитываем потери напора на отдельных двух участках нефтепровода.
Найдем напоры подпорного и магистральных насосов. Результаты расчетов приведены в таблице 3.
Таблица 3 – Результаты гидравлического расчета участков нефтепровода 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 характеристика НПС показана в приложении 2.
Из совмещенной характеристики (приложение 2) найдем значения подпоров на входе и напоров на выходе каждой НПС. Для первого режима, соответствующего трем работающим магистральным насосам на каждой НПС (режим 3-3-3-3-3), производительность перекачки определяется пересечение характеристики нефтепровода 2 и суммарной характеристики НПС при kм=15, и соответствует значению Q=5708. Подпор на головной НПС-1 равен отрезку ab, а напор на ее выходе равен отрезку ad. Чтобы найти подпор на входе НПС-2, нужно определить разность отрезков ad и ac, то есть из напора на выходе ГНПС-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 режиме 3-3.
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 магистральными насосами на каждой НПС (режим 3-3-3-3-3). Производительность нефтепровода на этом режиме определим из решения уравнения 3.7.1.
Определяем максимально допустимый напор на выходе из насосных станций по формуле 3.7.6:
и допустимый кавитационный запас на входе в основные насосы по формуле (3.7.7):
С учетом потерь напора в обвязке насосных станций примем:
По формуле (3.7.3) определяем напор, развиваемый основными магистральными 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 напоров нефтеперекачивающих станций при различном количестве работающих насосов и их комбинациях.
Таблица 5 – Напоры подпоры нефтеперекачивающих станций при различных 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
0
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
0
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
0
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
0
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
0
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
0
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
0
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
0
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
0
0
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
0
0
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
0
0
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
0
1
0
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
0
0
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
0
0
0
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
0
0
0
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
0
1
0
0
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
0
0
0
0
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
0
0
0
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
0
0
0
0
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 первого эксплуатационного участка, для которых условия (3.7.6) и (3.7.7) выполняются.
8. Выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода
Подпорные насосы укомплектованы асинхронными электродвигателями ВАОВ800L-4У1, мощностью 2000 кВт, а магистральные насосы – синхронными электродвигателями СДТП3150-2УХЛ 4, мощностью 3150 кВт. Для возможных режимов перекачки определим значения удельных энергозатрат. В качестве примера рассмотрим один из режимов перекачки, например, режим №1 (3-3-3-3-3) с производительностью 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 и к.п.д. электродвигателей подпорного и магистрального насосов:
По формуле (3.8.1) рассчитываем значения потребляемой мощности подпорного и магистрального насосов:
кВт,
кВт.
Удельные затраты на 1 тонну нефти и значение производной для каждого возможного режима перекачки определяем по формулам (3.8.5) и (3.8.11):
Таблица 6 – Результаты расчетов механических характеристик подпорного 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 производительности перекачки изображен в приложении 3.
Вывод
В результате проделанного курсового проекта по технологическому расчёту трубопровода, получили данные, позволяющие сделать следующие выводы: для сооружения магистральных трубопроводов применяют трубы из стали марки 17Г1С Волжского трубного завода по ВТЗ ТУ 1104-138100-357-02-96 с высокими механическими свойствами и толщиной стенки 12 мм.
Расчётная производительность нефтепровода Q=5660 м3/ч, в соответствии с этим для оснащения насосных станций применили насосы: основные НМ 5000-210 и три подпорные НПВ 5000-120. Всего по трассе трубопровода расположено 10 насосных станций.
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 народного хозяйства.
Рассматриваемый нефтепровод может экономично работать на режимах 1, 2, 7, 12.
Список используемой литературы
1. П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов, А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов. - 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. СНиП 2.05.06-85*. 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 транспорта нефтепродуктов. – 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.
Нравится материал? Поддержи автора!
Ещё документы из категории промышленность, производство:
Чтобы скачать документ, порекомендуйте, пожалуйста, его своим друзьям в любой соц. сети.
После чего кнопка «СКАЧАТЬ» станет доступной!
Кнопочки находятся чуть ниже. Спасибо!
Кнопки:
Скачать документ