Технологический расчет магистральных нефтепроводов
Содержание:
Введение
. Определение
оптимальных параметров нефтепровода
1.1 Расчетные значения вязкости и
плотности перекачиваемой нефти
.2 Выбор насосного оборудования
нефтеперекачивающей станции и расчет рабочего давления
1.3 Определение диаметра и толщины
стенки трубопровода
1.4 Расчет прочности и устойчивости
нефтепровода
. Гидравлический расчёт трубопровода
.1 Гидравлический расчет
нефтепровода, определение числа перекачивающих станций
.2 Расстановка перекачивающих
станций по трассе нефтепровода
. Определение оптимальных режимов
работы нефтепровода
.1 Графический метод
.2 Численный метод
.3 Определение рациональных режимов
перекачки
Вывод
Список литературы
Введение
Топливно-энергетический
комплекс России представляет совокупность энергетических систем: газо-, угле-,
нефтеснабжения, нефтепродуктообеспечения, электроэнергетики и др. Каждая из
этих систем состоит из взаимосвязанных отдельных технологических процессов,
управляемых и контролируемых человеком и предназначенных для транспорта,
хранения, перевалки и распределения среди потребителей соответствующих
энергоресурсов: нефти, нефтепродуктов, газа, угля, электроэнергии и т.д.
Рассматривая систему
трубопроводного транспорта нефти (нефтеснабжения), 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. В 1992 г. с образованием Российской Федерации,
как самостоятельного суверенного государства, произошло разделение единой
системы нефтеснабжения в СССР на национальные подсистемы. С этого времени эксплуатация
около 48 тыс. км магистральных нефтепроводов России осуществляется
государственной акционерной компанией по трубопроводному транспорту нефти
"АК "Транснефть".
В условиях снижения добычи
нефти и объемов ее транспортировки, роста издержек производства, старения
основных фондов (трубопроводов, резервуаров, оборудования и др.) ОАО "АК
"Транснефть" удалось не только обеспечить надежную работу
нефтепроводов, сохранить высококвалифицированных специалистов, увеличить
пропускную способность на важнейших направлениях, но и провести проектирование
и закончить строительство важных новых магистралей. Это позволяет быть
уверенными в том, что одна из важнейших систем трубопроводного транспорта будет
и сегодня способствовать подъему экономики России в целом и топливно-энергетического
комплекса в частности.
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.
1. Определение оптимальных
параметров нефтепровода
.1 Расчетные значения вязкости и плотности
перекачиваемой нефти
Вычисляем значения кинематической вязкости [1,
стр.6-36]
) по формуле Вальтера
Вычисляем значения эмпирических коэффициентов a
и b по формулам
,
,
,
,
мм2/с;
)по формуле Рейнольдса-Филонова
Т.к Т2<Тр<Т1,
293К<275К<273К
Определяю крутизну вискограммы
мм2/с
Вычисляем значение расчетной
плотности нефти при Тр по формуле Д.И. Менделеева
,
,
где температурная поправка, кг/м3К
тогда,
кг/м3К,
кг/м3
.2 Выбор насосного оборудования
нефтеперекачивающей станции и расчет рабочего давления
Определим расчетную часовую пропускную
способность нефтепровода по формуле
м3/ч.
В соответствии с найденной расчетной часовой
производительности нефтепровода подбирается магистральные и подпорные насосы
нефтеперекачивающей станции исходя из условия
,8Qном<Qч<1,2
Qном,
м3/ч <2529,715 м3/ч <3000 м3/ч
Согласно приложения 2 и 3, выбираем насосы:
магистральный насос НМ 2500-230 и подпорный насос НПВ 2500-80.
Напор магистрального насоса (D2=
425 мм) составит по формуле
Нмн(пн)=Н0+аQч
-вQ ч2
Нмн=246,7-16,8х10-6х2529,7152=139,189 м,
Напор подпорного насоса (D2=
540 мм) составит
Нпн=79,7-10-6х2529,7152=73,301 м
Далее рассчитываю рабочее давление на выходе
головной насосной станции по формуле
Найденное рабочее давление должно быть меньше
допустимого из условия прочности запорной арматуры
Р<Рдоп, где Рдоп=6,4 МПа.
Условие 4,211 МПа < 6,4 МПа выполняется.
.3 Определение диаметра и толщины стенки
трубопровода
Внутренний диаметр нефтепровода вычисляется по
формуле
подставляя рекомендуемую
ориентировочную скорость перекачки w0 =1,69м/с
(рис.3.3.1)
По вычисленному значению внутреннего
диаметра, принимается ближайший стандартный наружный диаметр нефтепровода - 720
мм. Значение наружного диаметра также можно определить по таблице 3.3.1., в
зависимости от производительности нефтепровода Dн= 720 мм.
По [1] выбираем, что для сооружения
нефтепровода применяются трубы Челябинского трубного завода по ЧТЗ ТУ14-3P-03-94 из
стали марки 08 ГБЮ (временное сопротивление стали на разрыв σвр=510 МПа, σт=350 МПа
коэффициент надежности по материалу k1=1,4).
Перекачку предполагаю вести по
системе «из насоса в насос», то nр=1,15; kн=1; m=0,9.
Определяем расчетное сопротивление металла трубы
по формуле
где расчетное сопротивление материала
стенки трубопровода;
nр -
коэффициент надежности по нагрузке, равный 1,15 - для нефтепроводов, работающих
в системе «из насоса в насос»; 1,1 - во всех остальных случаях;
Р - рабочее (нормативное) давление,
МПа;
m -
коэффициент условий работы трубопровода, для I, II категории
трубопроводов m=0,75; для III, IV категории
трубопроводов m=0,9; для В
категории трубопроводов m=0,6;
k1 -
коэффициент надежности по материалу;
kн -
коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от его диаметра.
Определяю расчетное значение толщины
стенки трубопровода по формуле
Полученное значение округляем в
большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной -8
мм.
При наличии продольных осевых
сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из формулы
,
Определяем абсолютное значение максимального
положительного и максимального отрицательного температурных перепадов по
формулам
Для дальнейшего расчета принимаем большее из
значений, ΔТ=92,84град.
Рассчитаем продольные осевые напряжения sпр
N по формуле
Знак «минус» указывает на наличие
осевых сжимающих напряжений, поэтому вычисляем коэффициент по формуле
Y1=
Пересчитываем толщину стенки из
условия
Таким образом, принимаем толщину стенки - 9 мм.
.4 Расчет прочности и устойчивости нефтепровода
Проверку на прочность подземных
трубопроводов в продольном направлении производят по условию . Вычисляем
кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления по формуле
s==
Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное
состояние металла труб определяется по формуле
y= =
Следовательно, yR= 0,579х327,86=189,831 МПа
Так как <189,831
МПа, то выше поставленное условие прочности трубопровода выполняется.
Для предотвращения недопустимых
пластических деформаций трубопроводов проверку производят по условиям çsçy и .
Вычисляем комплекс: ,
где R2н= σт=350 МПа.
Для проверки по деформациям находим кольцевые
напряжения от действия нормативной нагрузки - внутреннего давления по формуле
Вычисляем коэффициент y по формуле
y
Находим максимальные суммарные
продольные напряжения в трубопроводе по формуле
s=Dt±,
принимая минимальный радиус изгиба
700 м;
s=МПа
s= МПа
,229 МПа<350 МПа - условие , выполняется.
0,679х350=237,65МПа
237,65 МПа > /-74,289/ МПа -
условие ç sçy, выполняется;
,65 МПа > /-286,17/ МПа - условие
ç sçy, 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
=1291,576 м
Определяем эквивалентное осевое усилие в сечении
трубопровода и площадь сечения металла трубы по формулам
и
Определяем нагрузку от собственного веса металла
трубы по формуле
Определяем нагрузку от собственного
веса изоляции по формуле
,
Определяем нагрузку от веса нефти,
находящегося в трубопроводе единичной длины по формуле
Определяем нагрузку от собственного
веса заизолированного трубопровода с перекачивающей нефтью по формуле
Определяем среднее удельное давление
на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом по формуле
Определяем сопротивление грунта
продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины по формуле
Определяем сопротивление
вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины и осевой момент
инерции по формулам
,
Определяем критическое усилие для
прямолинейных участков в случае пластической связи трубы с грунтом по формуле
.
Следовательно
Определяем продольное критическое
усилие для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае упругой
связи с грунтом по формуле
Следовательно,
Проверка общей устойчивости
трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы
производят по неравенству обеспечена
5,345МН<9,518МН; 5,345МН<55,241 МН.
Проверяем общую устойчивость криволинейных
участков трубопроводов, выполненных с упругим изгибом. По формуле (3.5.25)
вычисляем
;
.
По графику рис.3.5.1., находим βN=25,5.
Определяем критическое усилие для
криволинейных участков трубопровода по формулам
,
.
Из двух значений выбираем наименьшее
и проверяем условие
,9х6,761х106=6,085 МН >5,345 МН
Условие устойчивости криволинейных
участков выполняется.
2. Гидравлический расчёт
трубопровода
.1 Гидравлический расчет
нефтепровода, определение числа перекачивающих станций
Определяем секундный расход нефти и ее среднюю
скорость по формулам
,
Определяем режим течения
Так как Re>2320,
режим течения жидкости турбулентный.
Определим зону трения
Для этого определяем относительную
шероховатость труб при kэ=0,05мм
Первое переходное число Ренольдса
Второе переходное число Ренольдса
Так как Re< ReI, 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
.
Определяем полные потери в
трубопроводе, приняв Нкп=40 м. Число эксплуатационных участков определяем по
формуле
,
,
.
Определяем расчетный напор одной
станции по формуле
Расчетное число насосных станций
определяем по формуле
.
Если округлить число НПС в меньшую сторону (6
станций), то гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой
лупинга. Приняв диаметр лупинга равным диаметру основного трубопровода, найдем
значение ω и длину лупинга по
формулам
.
.
Строю совмещенную характеристику
нефтепровода постоянного диаметра и нефтепровода, оборудованного с лупингом и
нефтеперекачивающих станций. Для этого выполню гидравлический расчет
нефтепровода в диапазоне от 1900 до 3100м3/ч с шагом 200 м3/ч. Результаты
вычислений представлены в таблице 1.
Таблица 1 - результаты расчета
характеристик трубопровода и перекачивающих станций
Расход
Q, м3/ч
|
Напор
насосов
|
Характеристика
трубопровода
|
Характеристика
нефтеперекачивающих станций
|
|
Hм, м
|
Hп, м
|
с
постоян-ным диаметром Н=1,02 iLр+Δz+ Nэhост
|
с
лупингом Н=1,02 i[Lр-lл(1-ω)]+Δz+ Nэhост
|
14
|
18
|
19
|
20
|
21
|
1900
|
186,1
|
76,1
|
1651,16
|
1585,466
|
2681,5
|
3425,9
|
3612
|
3798,1
|
3984,2
|
2100
|
172,6
|
75,3
|
1957,75
|
1878,132
|
2491,7
|
3182,1
|
3354,7
|
3527,3
|
3699,9
|
2300
|
157,8
|
74,4
|
2285,93
|
2194,85
|
2283,6
|
2914,8
|
3072,6
|
3230,4
|
3388,2
|
2500
|
141,7
|
73,5
|
2633,44
|
2527,61
|
2057,3
|
2624,1
|
2765,8
|
2907,5
|
3049,2
|
2700
|
124,2
|
72,4
|
3005,38
|
2884,42
|
1811,2
|
2308
|
2432,2
|
2556,4
|
2680,6
|
2900
|
105,4
|
71,3
|
3395,45
|
3257,27
|
1546,9
|
1968,5
|
2073,9
|
2179,3
|
2284,7
|
3100
|
85,3
|
70,1
|
3809,503
|
3654,17
|
1264,3
|
1605,5
|
1690,8
|
1776,1
|
1861,4
|
График совмещенной характеристики нефтепровода и
нефтеперекачивающей станции представлен в приложении 1.
Точка пересечения М характеристики нефтепровода
с лупингом и нефтеперекачивающих станции (n=6)
подтверждает правильность определения длины лупинга, так как QМ=Q=2529,715
м3/ч.
При округлении числа НПС в большую сторону
рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики
трубопровода и нефтеперекачивающей станции при n=7,
m=3 рабочая точка
переместится в точку М2, а расход соответствует Q2=2612
м3/ч. Если на каждой НПС отключить по одному насосу n=7,
m=2, то рабочая
точка переместиться в точку М1, а нефтепровод будет работать с
производительностью Q1=2300м3/ч.
Так как выполняется условие Q1<
Q< Q2,
по формуле 3.6.17 рассчитываем время работы нефтепровода на режимах,
соответствующих расходам Q1
и Q2.
.2 Расстановка перекачивающих
станций по трассе нефтепровода
Рассмотрим расстановку станций на
местности исходя из максимальной производительности нефтепровода при n=7 и Q2=5280 м3/ч.
Гидравлический уклон при
максимальной производительности составляет i=0,006648.
Напоры, развиваемые подпорными и
магистральными насосами при максимальной подаче Q2, равны
Нмн=246,7-16,8х10-6х26122=132,08 м,
Нпн=79,7-10-6х26122=72,877 м.
Расчетный напор станции составит
.
Найдем
Результаты расстановки станций
приведены в таблица 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 . км
|
ГНПС-1
|
63
|
0
|
58,4
|
НПС-2
|
62,5
|
58,4
|
58,1
|
НПС-3
|
59,8
|
116,5
|
59
|
НПС-4
|
47,1
|
175,5
|
56,1
|
НПС-5
|
58,4
|
231,6
|
56,4
|
НПС-6
|
59,18
|
288
|
58
|
НПС-7
|
61,2
|
346
|
64
|
КП
|
62,4
|
410
|
-
|
3. Определение оптимальных режимов работы
нефтепровода
.1 Графический метод
Рассмотрим режимы работы магистрального
нефтепровода.
Построим суммарную совмещенную характеристику
линейных участков нефтепровода и НПС. Задаваясь расходами от 700 до 3100 м3/ч,
определяем режимы течения нефти и рассчитываем потери напора на отдельных
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
Q,м3/ч
|
700
|
900
|
1100
|
1300
|
1500
|
1700
|
1900
|
2100
|
2300
|
2500
|
2700
|
2900
|
3100
|
w,м/с
|
0,50
|
0,65
|
0,79
|
0,93
|
1,08
|
1,22
|
1,51
|
1,65
|
1,80
|
1,94
|
2,08
|
2,23
|
Re
|
5876
|
7554,95
|
9233,86
|
10912,70
|
12591,58
|
14270,46
|
15957,43
|
17637,20
|
19316,88
|
20996,60
|
22676,34
|
24356,10
|
26035,8
|
λ
|
0,04
|
0,03
|
0,03
|
0,03
|
0,03
|
0,03
|
0,03
|
0,03
|
0,03
|
0,03
|
0,03
|
0,03
|
0,02
|
i
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
H(мн),м
|
238,47
|
233,09
|
226,37
|
218,31
|
208,90
|
198,15
|
186,10
|
172,60
|
157,80
|
141,70
|
124,20
|
105,40
|
85,30
|
Н(пн),м
|
79,21
|
78,89
|
78,49
|
78,01
|
77,45
|
76,81
|
76,10
|
75,30
|
74,40
|
73,50
|
72,40
|
71,30
|
70,10
|
Н1,м
|
38,93
|
60,74
|
86,53
|
116,02
|
149,19
|
185,89
|
225,86
|
269,34
|
316,40
|
365,84
|
418,86
|
474,26
|
533,23
|
Н2,м
|
75,47
|
118,96
|
170,41
|
229,23
|
295,42
|
368,62
|
448,35
|
535,10
|
628,98
|
727,60
|
833,36
|
943,88
|
1061,52
|
Н3,м
|
102,60
|
168,12
|
245,63
|
334,24
|
433,95
|
544,22
|
664,34
|
795,02
|
936,43
|
1085,01
|
1244,33
|
1410,81
|
1588,03
|
Н4,м
|
151,79
|
238,25
|
340,53
|
457,47
|
589,05
|
734,57
|
893,08
|
1065,53
|
1252,15
|
1448,23
|
1658,47
|
1878,17
|
2112,04
|
Н5,м
|
190,65
|
298,17
|
425,36
|
570,77
|
734,40
|
915,36
|
1112,47
|
1326,91
|
1558,98
|
1802,80
|
2064,25
|
2337,45
|
2628,27
|
Н6,м
|
231,83
|
361,00
|
513,82
|
688,51
|
885,09
|
1102,49
|
1339,30
|
1596,93
|
1875,73
|
2168,66
|
2482,76
|
2810,97
|
3160,36
|
Н7,м
|
316,25
|
469,31
|
650,39
|
857,40
|
1090,34
|
1347,95
|
1628,56
|
1933,85
|
2264,22
|
2611,33
|
2983,53
|
3372,45
|
3786,47
|
К
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0
|
79,21
|
78,89
|
78,49
|
78,01
|
77,45
|
76,81
|
76,1
|
75,3
|
74,4
|
73,5
|
72,4
|
71,3
|
70,1
|
1
|
317,67
|
311,982
|
304,862
|
296,318
|
286,35
|
274,958
|
262,2
|
247,9
|
232,2
|
215,2
|
196,6
|
176,7
|
155,4
|
2
|
556,14
|
545,074
|
531,234
|
514,626
|
495,25
|
473,106
|
448,3
|
420,5
|
390
|
356,9
|
320,8
|
282,1
|
240,7
|
3
|
794,61
|
778,166
|
757,606
|
732,934
|
704,15
|
671,254
|
634,4
|
593,1
|
547,8
|
498,6
|
445
|
387,5
|
326
|
4
|
1033,082
|
1011,258
|
983,978
|
951,242
|
913,05
|
869,402
|
820,5
|
765,7
|
705,6
|
640,3
|
569,2
|
492,9
|
411,3
|
5
|
1271,55
|
1244,35
|
1210,35
|
1169,55
|
1121,95
|
1067,55
|
1006,6
|
938,3
|
863,4
|
782
|
693,4
|
598,3
|
496,6
|
6
|
1510,018
|
1477,442
|
1436,722
|
1387,858
|
1330,85
|
1265,698
|
1192,7
|
1110,9
|
1021,2
|
923,7
|
817,6
|
703,7
|
581,9
|
7
|
1748,486
|
1710,534
|
1663,094
|
1606,166
|
1539,75
|
1463,846
|
1378,8
|
1283,5
|
1179
|
1065,4
|
941,8
|
809,1
|
667,2
|
8
|
1986,954
|
1943,626
|
1889,466
|
1824,474
|
1748,65
|
1661,994
|
1564,9
|
1456,1
|
1336,8
|
1207,1
|
1066
|
914,5
|
752,5
|
9
|
2225,422
|
2176,718
|
2115,838
|
2042,782
|
1957,55
|
1860,142
|
1751
|
1628,7
|
1494,6
|
1348,8
|
1190,2
|
1019,9
|
837,8
|
10
|
2463,89
|
2409,81
|
2342,21
|
2261,09
|
2166,45
|
2058,29
|
1937,1
|
1801,3
|
1652,4
|
1490,5
|
1314,4
|
1125,3
|
923,1
|
11
|
2702,358
|
2642,902
|
2568,582
|
2479,398
|
2375,35
|
2256,438
|
2123,2
|
1973,9
|
1810,2
|
1632,2
|
1438,6
|
1230,7
|
1008,4
|
12
|
2940,826
|
2875,994
|
2794,954
|
2697,706
|
2584,25
|
2454,586
|
2146,5
|
1968
|
1773,9
|
1562,8
|
1336,1
|
1093,7
|
13
|
3179,294
|
3109,086
|
3021,326
|
2916,014
|
2793,15
|
2652,734
|
2495,4
|
2319,1
|
2125,8
|
1915,6
|
1687
|
1441,5
|
1179
|
14
|
3417,762
|
3342,178
|
3247,698
|
3134,322
|
3002,05
|
2850,882
|
2681,5
|
2491,7
|
2283,6
|
2057,3
|
1811,2
|
1546,9
|
1264,3
|
15
|
3656,23
|
3575,27
|
3474,07
|
3352,63
|
3210,95
|
3049,03
|
2867,6
|
2664,3
|
2441,4
|
2199
|
1935,4
|
1652,3
|
1349,6
|
16
|
3894,698
|
3808,362
|
3700,442
|
3570,938
|
3419,85
|
3247,178
|
3053,7
|
2836,9
|
2599,2
|
2340,7
|
2059,6
|
1757,7
|
1434,9
|
17
|
4133,166
|
4041,454
|
3926,814
|
3789,246
|
3628,75
|
3445,326
|
3239,8
|
3009,5
|
2757
|
2482,4
|
2183,8
|
1863,1
|
1520,2
|
18
|
4371,634
|
4274,546
|
4153,186
|
4007,554
|
3837,65
|
3643,474
|
3425,9
|
3182,1
|
2914,8
|
2624,1
|
2308
|
1968,5
|
1605,5
|
19
|
4610,102
|
4507,638
|
4379,558
|
4225,862
|
4046,55
|
3841,622
|
3612
|
3354,7
|
3072,6
|
2765,8
|
2432,2
|
2073,9
|
1690,8
|
20
|
4848,57
|
4740,73
|
4605,93
|
4444,17
|
4255,45
|
4039,77
|
3798,1
|
3527,3
|
3230,4
|
2907,5
|
2556,4
|
2179,3
|
1776,1
|
21
|
5087,038
|
4973,822
|
4832,302
|
4662,478
|
4464,35
|
4237,918
|
3984,2
|
3699,9
|
3388,2
|
3049,2
|
2680,6
|
2284,7
|
1861,4
|
График совмещенной характеристики участков
нефтепровода и характеристики НПС в приложении 2.
Из совмещенной характеристики
найдем значения подпор ab
на входе и напоров на выходе каждой НПС. Для первого режима, соответствующего
двум работающим магистральным насосам на каждой НПС (режим 3-3-3-3-3-3-3),
производительность перекачки определяется пересечением характеристики
нефтепровода 7 и суммарной характеристики НПС при кМ=21, (рабочая точка М2) и
соответствует значению Q=2617
м3/ч. 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 ас, то есть из напора на выходе ГНПС-1 вычесть потери напора на первом
участке (кривая 1). Рассуждая аналогично, определим величины отрезков,
соответствующих подпорам и напорам остальных НПС (табл. 4).
трубопровод станция
насосный нефтеперекачивающий
Таблица №4 - напоры и подпоры
нефтеперекачивающих станций на режиме 3-3-3
Нефтеперекачивающая
станция
|
Количество
работающих магистральных насосов
|
Обозначение
отрезка
|
|
|
Подпор
на входе НПС
|
Напор
на выходе НПС
|
ГНПС
- 1
|
3
|
70
|
463
|
НПС
- 2
|
3
|
71
|
463
|
НПС-3
|
3
|
75
|
470
|
НПС-4
|
3
|
81
|
474
|
НПС-5
|
3
|
84
|
480
|
НПС-6
|
3
|
93
|
489
|
НПС-7
|
3
|
95
|
490
|
.2 Численный метод
Рассмотрим режим перекачки с тремя работающими
магистральными насосами на каждой НПС (режим 2-2). 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
,
С учетом потерь напора в обвязке
насосных станций примем
По формуле 3.7.3 определяем напор,
развиваемый основными магистральными насосами головной нефтеперекачивающей
станции
Напор на выходе ГНПС-1, определяем
по формуле 3.7.2.
По формуле 3.7.4 определяем подпор
на входе НПС-2
Определяем напор на выходе НПС-2
Аналогично определяем значение
подпора и напора для НПС-3
и т.д.
В табл. 5 приведены результаты
расчетов подпоров и напоров нефтеперекачивающих станций при различном
количестве работающих насосов и их комбинациях.
Таблица 5 - напоры и подпоры
нефтеперекачивающих станций при различных числах работающих насосов и
комбинаций их включения
.3 Определение рациональных режимов
перекачки
Подпорные насосы укомплектованы
асинхроннымы электродвигателями ВАОВ630L-4АУ1,
мощностью 800 кВт, а магистральные насосы - синхронными электродвигателями
СТДП2000-2УХЛ4, мощностью 2000 кВт. Для возможных режимов перекачки определим
значения удельных энергозатрат. В качестве примера рассмотрим один из режимов
перекачки, например режим №1 (3-3-3-3-3-3-3) с производительностью 2617 м3/ч.
По формулам 3.2.3 и 3.8.2 определяем
напоры и к.п.д. подпорного и магистрального насосов
Нмн=246,7-16,8х10-6х26172=131,642 м,
Нпн=79,7-10-6х26172=72,851 м.
.
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
,
,
.
Удельные энергозатраты на 1 тонну нефти,
определяемые по формуле
.
В дальнейшем, аналогично предложенному расчету,
находим значения удельных энергозатрат для выделенных режимов в табл. 5.
Таблица 6-значения удельных энергозатрат
Q
|
Нм
|
Нп
|
КПДмн
|
КПДпн
|
Кзм
|
Кзп
|
КПДэм
|
КПДэп
|
Nпотрм
|
Nпотрп
|
Eуд
|
2617
|
131,642
|
72,851
|
0,821
|
0,817
|
0,727
|
1,011
|
0,954
|
0,845
|
1525,220
|
957,377
|
14,415
|
2580
|
134,872
|
73,044
|
0,818
|
0,819
|
0,737
|
0,997
|
0,954
|
0,848
|
1544,126
|
941,476
|
14,106
|
2544
|
137,971
|
73,228
|
0,816
|
0,820
|
0,745
|
0,984
|
0,955
|
0,850
|
1560,278
|
926,555
|
13,743
|
2504
|
141,364
|
73,430
|
0,815
|
0,821
|
0,753
|
0,970
|
0,955
|
0,852
|
1575,676
|
910,578
|
13,369
|
2458
|
145,198
|
73,658
|
0,814
|
0,822
|
0,760
|
0,954
|
0,956
|
0,855
|
1590,150
|
892,939
|
12,992
|
2409
|
149,205
|
73,897
|
0,813
|
0,823
|
0,766
|
0,937
|
0,956
|
0,857
|
1601,889
|
874,96
|
12,582
|
2360
|
153,131
|
74,130
|
0,813
|
0,823
|
0,770
|
0,921
|
0,956
|
0,859
|
1609,996
|
857,759
|
12,118
|
2306
|
157,364
|
74,382
|
0,814
|
0,823
|
0,772
|
0,903
|
0,957
|
0,861
|
1614,944
|
839,643
|
11,629
|
2247
|
161,877
|
74,651
|
0,816
|
0,822
|
0,773
|
0,884
|
0,957
|
0,862
|
1615,876
|
820,781
|
11,109
|
2183
|
166,640
|
74,935
|
0,818
|
0,820
|
0,771
|
0,864
|
0,956
|
0,863
|
801,337
|
10,554
|
2115
|
171,550
|
75,227
|
0,820
|
0,817
|
0,766
|
0,844
|
0,956
|
0,863
|
1602,904
|
781,742
|
9,956
|
2038
|
176,922
|
75,547
|
0,824
|
0,813
|
0,758
|
0,821
|
0,956
|
0,863
|
1587,052
|
760,763
|
9,332
|
1953
|
182,621
|
75,886
|
0,828
|
0,806
|
0,747
|
0,797
|
0,955
|
0,863
|
1563,687
|
738,957
|
8,673
|
1863
|
188,391
|
76,229
|
0,831
|
0,797
|
0,732
|
0,772
|
0,954
|
0,861
|
1533,371
|
717,264
|
7,970
|
1760
|
194,660
|
76,602
|
0,835
|
0,784
|
0,711
|
0,745
|
0,953
|
0,859
|
1493,084
|
694,015
|
7,242
|
1647
|
201,128
|
76,987
|
0,836
|
0,767
|
0,687
|
0,717
|
0,951
|
0,855
|
1443,753
|
670,232
|
6,480
|
1527
|
207,527
|
77,368
|
0,834
|
0,744
|
0,659
|
0,688
|
0,949
|
0,851
|
1387,342
|
646,717
|
5,679
|
1366
|
215,352
|
77,834
|
0,823
|
0,707
|
0,619
|
0,651
|
0,947
|
0,844
|
1307,982
|
617,619
|
4,897
|
1190
|
222,910
|
78,284
|
0,799
|
0,657
|
0,575
|
0,614
|
0,944
|
0,835
|
1219,660
|
588,563
|
4,082
|
974
|
230,762
|
78,751
|
0,745
|
0,581
|
0,523
|
0,572
|
0,940
|
0,823
|
1112,877
|
556,193
|
3,266
|
703
|
238,397
|
79,206
|
0,630
|
0,460
|
0,461
|
0,524
|
0,935
|
0,807
|
985,655
|
519,782
|
2,449
|
Возможный режим соответствует наименьшему
значению энергозатрат, поэтому первой узловой точкой на графике зависимости
удельных затрат от производительности будет точка А.
Для каждого возможного режима перекачки, при
котором выполняется условие Qi>QА
по формуле 3.8.11 рассчитываем значение производной
.
;
; и т.д.
Значение является
наименьшим, поэтому следующей узловой точкой на графике Еуд(Q) будет
точка с координатами Q=974 м3/ч и Еуд=3,266 кВт ч/т.
Дальнейшие вычисления продолжаем аналогично, подставив в формулу 3.8.11
следующие значения Q и Еуд
Результаты вычислений представлены в
табл.7.\
Таблица 7-значения производной
dEуд/dQ
|
dEуд/dQ
|
dEуд/dQ
|
dEуд/dQ
|
dEуд/dQ
|
dEуд/dQ
|
dEуд/dQ
|
dEуд/dQ
|
dEуд/dQ
|
dEуд/dQ
|
dEуд/dQ
|
0,02304
|
0,01806
|
0,01577
|
0,01442
|
0,01358
|
0,01282
|
0,01225
|
0,01179
|
0,01135
|
0,01100
|
0,01068
|
0,02256
|
0,01771
|
0,01548
|
0,01417
|
0,01336
|
0,01263
|
0,01207
|
0,01163
|
0,01120
|
0,01086
|
0,01056
|
0,02196
|
0,01726
|
0,01510
|
0,01383
|
0,01304
|
0,01232
|
0,01178
|
0,01135
|
0,01091
|
0,01058
|
0,01026
|
0,02136
|
0,01680
|
0,01472
|
0,01349
|
0,01274
|
0,01203
|
0,01151
|
0,01108
|
0,01065
|
0,01032
|
0,01000
|
0,02077
|
0,01637
|
0,01436
|
0,01318
|
0,01247
|
0,01179
|
0,01129
|
0,01088
|
0,01047
|
0,01016
|
0,00986
|
0,02011
|
0,01588
|
0,01395
|
0,01283
|
0,01217
|
0,01151
|
0,01103
|
0,01065
|
0,01025
|
0,00996
|
0,00969
|
0,01935
|
0,01530
|
0,01346
|
0,01238
|
0,01176
|
0,01112
|
0,01065
|
0,01028
|
0,00988
|
0,00958
|
0,00927
|
0,01854
|
0,01468
|
0,01293
|
0,01191
|
0,01134
|
0,01071
|
0,01026
|
0,00990
|
0,00949
|
0,00918
|
0,00883
|
0,01768
|
0,01403
|
0,01238
|
0,01141
|
0,01089
|
0,01028
|
0,00985
|
0,00950
|
0,00907
|
0,00872
|
0,00826
|
0,01675
|
0,01332
|
0,01177
|
0,01087
|
0,01040
|
0,00981
|
0,00939
|
0,00904
|
0,00856
|
0,00812
|
0,00716
|
0,01574
|
0,01254
|
0,01110
|
0,01025
|
0,00984
|
0,00925
|
0,00882
|
0,00843
|
0,00778
|
0,00676
|
|
0,01469
|
0,01173
|
0,01041
|
0,00963
|
0,00928
|
0,00869
|
0,00825
|
0,00780
|
0,00663
|
|
|
0,01357
|
0,01086
|
0,00966
|
0,00896
|
0,00868
|
0,00809
|
0,00760
|
0,00685
|
|
|
|
0,01234
|
0,00990
|
0,00882
|
0,00816
|
0,00795
|
0,00725
|
0,00635
|
|
|
|
|
0,01107
|
0,00890
|
0,00795
|
0,00734
|
0,00723
|
0,00620
|
|
|
|
|
|
0,00971
|
0,00782
|
0,00697
|
0,00637
|
0,00628
|
|
|
|
|
|
|
0,00820
|
0,00655
|
0,00571
|
0,00474
|
|
|
|
|
|
|
|
0,00682
|
0,00547
|
0,00468
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,00526
|
0,00403
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,00357
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
dEуд/dQ
|
dEуд/dQ
|
dEуд/dQ
|
dEуд/dQ
|
dEуд/dQ
|
dEуд/dQ
|
dEуд/dQ
|
dEуд/dQ
|
dEуд/dQ
|
0,01031
|
0,00999
|
0,00967
|
0,00931
|
0,00884
|
0,00858
|
0,00836
|
0,00745
|
0,0045
|
0,01019
|
0,00988
|
0,00956
|
0,00919
|
0,00867
|
0,00836
|
0,00807
|
0,00620
|
|
0,00988
|
0,00954
|
0,00917
|
0,00871
|
0,00799
|
0,00733
|
|
|
0,00960
|
0,00923
|
0,00880
|
0,00820
|
0,00708
|
0,00521
|
|
|
|
0,00946
|
0,00908
|
0,00861
|
0,00783
|
0,00563
|
|
|
|
|
0,00927
|
0,00888
|
0,00830
|
0,00680
|
|
|
|
|
|
0,00876
|
0,00815
|
0,00671
|
|
|
|
|
|
|
0,00812
|
0,00674
|
|
|
|
|
|
|
|
0,00685
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Строим график зависимости удельных энергозатрат
от производительности перекачки. Из расчета видно, что все из возможных режимов
перекачки являются рациональными.
График зависимости удельных энергозатрат от
производительности перекачки представлен в приложении 3.
Вывод
В результате проделанного курсового проекта по
технологическому расчёту трубопровода, получила данные, позволяющие сделать
следующие выводы: для сооружения магистральных трубопроводов применяют трубы из
стали марки 08 ГБЮ Челябинского трубного завода по ЧТЗ ТУ14-3P-03-94,
толщиной стенок 9 мм. Трубопровод III
категории.
Расчётная производительность нефтепровода Q
= 2529,715 м3/ч, в соответствии с этим для оснащения насосных станций применили
насосы: основные НМ 2500-230 и подпорные НПВ 2500-80. Всего по трассе
трубопровода расположено 7 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.
Список литературы:
1. Исмагилова
З.Ф., Ульшина К.Ф.Технологический расчет магистральных нефтепроводов:
Методическое пособие по выполнению курсового проекта для студентов, обучающихся
по специальности 130501.65 «Проектирование, сооружение и эксплуатация
газонефтепроводов и газонефтехранилищ», очной формы обучения, для слушателей
АЗЦ МРЦПК - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2008.
- 68с.
2. 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 «ДизайнПолиграфСервис», 2002. - 658 с.
3. 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.
4. СНиП
2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России.: ГП ЦПП,1997.- 52с.
5. 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.
6. А.А.Коршак.,
А.М.Шаммазов., Г.Е. Коробков и др. Основы трубопроводного транспорта
нефтепродуктов. - Уфа: Реактив, 1996. - 158 с.