Курсовая работа: Проетирование нефтепровода

Аналогично характеристика Q- апроксимируется зависимостью:

где:

- коэффициенты, соответственно ,

Для насоса НМ2500–230 коэффициенты  равны:

Рисунок 3. Q – η характеристика насоса НМ 2500–230

Рисунок 4. Характеристика насоса НМ 2500–230

Для построения характеристики сети запишем зависимость между гидравлическими потерями и расходом:

где Hr – геодезическая высота, м;

hп – напор необходимый для преодоления гидравлических потерь, м.

Таблица 3. Характеристика работы сети

Рисунок 5. Совмещенная характеристика сети.

Рабочая точка получилась при Q = 2160 м3/ч, т.е. не соответствует нашему значению. Для этого применим метод изменения числа оборотов:

где: n1 – новое значение числа оборотов.

Необходимое число оборотов можно определить по формуле:

где    nном – номинальная частота вращения ротора нагнетателя, об./мин.;

∆Н – величина недостающего (избыточного) напора приходящаяся на один нагнетатель, м;   (в случае недостающего напора ∆Н < 0)

где    а и b – коэффициенты аппроксимации (a = 258,8 м, b = 8,59∙10-6 ч2/ м5).

Таблица 4. Характеристика работы насоса НМ 2500–230 на нефти

Рисунок 6. Совмещенная характеристика трубопровода и насосных станций после изменений

Мы получили, что Q = 2190 м3/ч, что входит в предел допустимого:

(2237–2190)/2237·100% = 2%

При этом, напор Н = 1660 м, тогда (1660–74)/6 = 264,3 м.

Напор на выкиде ГНПС:                602,6 м

Напор на выкиде НПС:                  528,6 м

Данные напоры не превышают допустимого напора (Ндоп = 634,53 м).

9. Расстановка НПС

Расстановку насосных станций произведем по методу В.Г. Шухова на сжатом профиле трассы.

Определение местоположения станций связано с выполнением следующего требования: напор на выходе любой НПС не должен превышать , найденный из условия прочности, и не должен быть меньше такого , чтобы на последующей станции была обеспечена бескавитационная работа насосов.

От начальной точки трассы, где должна находиться головная станция, в масштабе высот профиля отложим по вертикали напор , развиваемый станцией. Из конца полученного отрезка проведем линию гидравлического уклона. Точка пересечения ее с линией  – место расположения второй станции. От этой точки вновь отложим напор, развиваемый станцией, проведем линию гидроуклона и т.д. Линия гидроуклона, идущая от последней станции, должна придти к конечной точке трассы с некоторым остатком напора (необходимым, как правило, для обеспечения взлива нефти или нефтепродукта в резервуар на конечном пункте).

10. Проверка работы трубопровода в летних условиях

Поскольку летом из-за понижения вязкости нефти смещается рабочая точка на совмещенной характеристике, то возникает необходимость проверки работы трубопровода в летних условиях на предмет непревышения напорами на нагнетательных линиях станций предельно допустимых напоров из условия прочности и непревышения минимально допустимыми подпорами перед станциями реальных подпоров, приходящих на станции.

Для этого на ранее построенную совмещенную характеристику насосных станций и трубопровода наносят, предварительно рассчитав, координаты трех-четырех точек, напорную характеристику трубопровода при летних условиях. Затем по методу В.Г. Шухова проводят соответствующие линии пьезометрических напоров (гидравлических уклонов). Если напоры или подпоры на какой–либо станции вышли за допустимые пределы, следует изменить ее местоположение, чтобы и в зимних и в летних условиях напоры и подпоры находились в допустимых пределах.

Определение плотности

Произведём перерасчёт плотности на заданную температуру:

,

где:   t = tmax= 10 °С;

r20 – плотность нефти при 20 °С, кг/м3 (852 кг/м3);

x – температурная поправка, кг/(м3 × °С)

x = 1,825 – 0,001315 r20 = 1,825 – 0,001315 × 852 = 0,705 [кг/(м3 × °С)],

тогда плотность при t = 10 °С:

rt = 852 – 0,705× (10 – 20) = 859,05 (кг/м3).

Определение вязкости

Вязкость при температуре t определится по формуле:

,

где:    – коэффициент кинематической вязкости при температуре t1;

U – коэффициент, значение которого определяется по известным значениям вязкостей при двух других температурах.

.

n10 =15×e - 0,017 × (10 – 20) = 17,78 (cСт).

Определение расчетной часовой пропускной способности нефтепровода

где:   NР – расчетное число суток работы нефтепровода (355 сут, [3]);

G – годовая пропускная способность нефтепровода, млн т/год.

.

.

Определение режима потока

Определим число Рейнольдса:

Переходные значения числа Рейнольдса:

Так как 2320<Re<Re1пер, то режим течения турбулентный (зона гидравлически гладких труб).

Определение гидравлического уклона

Определим гидравлический уклон по формуле:

,

Для построения характеристики сети запишем зависимость между гидравлическими потерями и расходом:

где Hr – геодезическая высота, м;

hп – напор необходимый для преодоления гидравлических потерь, м.

Таблица 5. Характеристика работы сети

Рисунок 7. Совмещенная характеристика работы насосных станций и сети

Сводная таблица расчётов

Заключение

В результате выполнения работы разработан проект магистрального нефтепровода для перекачки нефти на расстояние 440 км с производительностью 17 млн. т./год в условиях перепада температур от -2 °С до 10 °С.

Технологический расчет нефтепровода проведен для самых невыгодных условий (какими являются условия с наиболее низкими температурами), т. к. при низких температурах вязкость нефти, а, следовательно, и гидравлические потери максимальны.

Для определения экономически наивыгоднейшего проекта нефтепровода выполнены гидравлический и механический расчеты для 3-х конкурирующих диаметров нефтепровода: 529 мм, 720 мм, 820 мм; определяющие число нефтеперекачивающих станций и толщину стенки нефтепровода.

Оптимальным оказался диаметр 720 мм, для него же был произведен выбор основного оборудования.

Для определения рабочей точки произведено построение совмещенной характеристики трубопровода и насосных станций в летних и зимних условиях, что позволяет проверить работу трубопровода при изменении климатических показателей, и как следствие свойств нефтепродуктов.

Список использованной литературы

1. Коваленко П.В., Пистунович Н.Н. Методические указания для курсового проектирования по дисциплине «Машины и оборудование газонефтепроводов». Новополоцк, ПГУ, 2007.

2. Коваленко П.В., Рябыш Н.М. Машины и оборудование газонефтепроводов. Часть 1. Новополоцк, ПГУ, 2005.

3. Липский В.К. Методические указания к курсовому проекту по дисциплине «Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов». Новополоцк, ПГУ, 2006.

4. СНиП 2.05.06–85*. Магистральные трубопроводы.