2в_расчет_оборудования_НПС. Исходные данные Рассмотрим мнп протяжённостью
 Скачать 111.23 Kb.
|
|
Исходные данные: Рассмотрим МНП протяжённостью L км(геометрическая длина МНП), по которому планируется перекачивать Gг млн. т нефти в год (другими словами Gг – это плановое задание на перекачку или грузопоток в нефтепроводе). Известны средневзвешенная температура перекачиваемой по МНП нефти tп.н (принимается изотермический режим перекачки, при tп.н = const, считая последнюю равной средневзвешенной температуре грунта вдоль трассы нефтепровода на глубине его заложения до оси трубопровода); плотность ст (в кг/м3) и динамическая вязкость ст (в мПа ∙ с) нефти в стандартных условиях (нормальном атмосферном давлении Рст = 0,1МПа = 1атм = 1кг/см2и температуре tст = 20С); количество эксплуатационных участков nэ, на которые делится трасса МНП; = (к - н) – разность высотных отметок конечного к (резервуары нефтеперерабатывающего завода или нефтеналивного терминала) и начального н (головная нефтеперекачивающая станция) пунктов МНП (в м). Таблица 1 Задания к контрольной работе
I.Расчет основного магистрального насоса В соответствии с заданной пропускной способностью МНП Gг по табл. 2 выбираются его ориентировочные параметры: наружный диаметр Dн; допустимое давление Рдоп, определяемое из условий прочности труб и запорной арматуры МНП. Таблица 2 Ориентировочные параметры МНП
Так как пропускная способность (грузопоток) по моему варианту 1 млн. т/год, то по таблице 2 выбираем диаметр наружный, равный 219 мм и допустимое давление равно 9,8 Мпа. 2.Руководствуясь данными таблицы 3 и выбранными значениями DН и Р , определяем расчётную толщину стенки трубопровода δ (с округлением до номинальной толщины стенки в большую сторону):  Принимаем δ = 4,5 мм. где  - коэффициент надёжности по внутреннему рабочему (допустимому) давлению в трубопроводе ( =1,10 – во всех остальных случаях (при работе с подключенной ёмкостью; для нефтепроводов диаметром менее 700 мм);РДОП – допустимое давление в трубопроводе, МПа; DН – наружный диаметр трубопровода, мм;  - расчётное (допустимое) сопротивление стали на разрыв, МПа: где  - нормативное (предельное) сопротивление металла трубы и сварных соединений на разрыв (временное сопротивление на разрыв), МПа (принимается по табл.3); - коэффициент условий работы трубопровода, зависящий согласно СНиП 2.05.06 – 85*[1] от категории трубопровода и его участка (принимание =0,9 для III категории):Категория ……….. В I II III IV ………………. 0,6 0,75 0,75 0,9 0,9 - коэффициент надёжности по материалу, учитывающий качество материала труб с учётом реальной технологии их изготовления, допусков на толщину стенки, степени контроля сварных соединений (принимается по таблице 3).КН – коэффициент надёжности, учитывающий внутреннее давление Р, диаметр трубопровода и его назначение (принимается по табл.4). Таблица 3 Характеристики труб для нефтепроводов и нефтебаз
Таблица 4 Коэффициент надёжности КН по назначению трубопровода
3.Определяем внутренний диаметр трубопровода: D = DН - 2=219-2·4,5=210мм 4.Определяем плотность перекачиваемой нефти tпри заданной температуре t = tП.Н в соответствии с РД 153 – 39 – 019 – 37 [2] определяем по формуле (ГОСТ 3900, [3]) кг/м3:  где - средняя температурная поправка к плотности  , которая принимается из табл.5Таблица 5
5.Часовой Q и секундный Q расходы перекачиваемой нефти составят:  Qc=Qч/3600=0,0474 м3/с, Где Gr – грузопоток, млн.т/год; Nr- нормативной годовой продолжительности (в сутках) работы МНП (с учётом затрат времени на техническое обслуживание нефтепровода, капитальный ремонт и ликвидацию повреждений, а также на опорожнение и заполнение резервуаров), которая приведена в табл. 6. Таблица 6 Нормативная годовая продолжительность (в сутках) работы МНП
КП - коэффициент, учитывающий возможность перераспределения потоков в процессе эксплуатации нефтепровода (принимаем КП = 1,07(одиониточный нефтепровод)). 6. Скорость перекачки V:  где SПРОХ и D – соответственно площадь проходного сечения (в м2) и внутренний диаметр (в м) трубопровода; = 3,14. 7. В соответствии с расчётной часовой пропускной способностью QЧ выбираются основные магистральные насосы (НМ) насосных станций так, чтобы значение QЧпопало в рабочую область QЛ QЧ QП заводской напорной (или Q – H) характеристики насоса, снятой на воде (с tст = 20С) (поскольку в данном диапозоне заметного ухудшения к.п.д. не наблюдается, см. рис.1). Здесь QЛ , QП – левая и правая границы рабочей зоны насоса. 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. Для насосов с подачей от 500м3/ч и выше соединяют последовательно три насоса при одном резервном. Таблица 7 Технические характеристики насосов серии НМ
 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
,
,
ВС = 1