Технологический расчёт магистрального нефтепровода

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 05 Февраля 2014 в 15:25, курсовая работа

Краткое описание

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.

Содержание

. 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

Скачать в ZIP архиве (97.67 Кб) Сколько стоит заказать работу?

Вложенные файлы: 1 файл

ref.doc

— 392.50 Кб (Скачать файл)

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
Расход Q,	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<Q<Q2, по формуле (3.6.17) рассчитываем время работы нефтепровода на режимах, соответствующих расходам Q1 и Q2

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
Нефтеперекачивающая станция	Количество работающих магистральных насосов	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,
№ Реж.	Число насосов	Комбинация включения					Расход	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

Информация о работе Технологический расчёт магистрального нефтепровода