ЛР3_Мусаев. расчёт режима работы участка нефтепровода с промежуточными нефтеперекачивающими станциями
 Скачать 2.07 Mb.
|
|
Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет» Кафедра «Транспорт и хранение нефти и газа» ОТЧЁТ по лабораторной работе №3 на тему: «РАСЧЁТ РЕЖИМА РАБОТЫ УЧАСТКА НЕФТЕПРОВОДА С ПРОМЕЖУТОЧНЫМИ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИМИ СТАНЦИЯМИ» Вариант 1 Выполнил: cт. гр. БМТ-20-02 Р.И. Мусаев Проверил: ассистент каф. ТХНГ Е.А. Локшина Уфа 2023 Цель работы: найти расход нефти (плотность – ρ, кинематическая вязкость – , давление насыщенных паров – ps) и давление в начале участка нефтепровода длиной L = 460 км (внешний диаметр труб – D, толщина стенки – δ, эквивалентная шероховатость Δ = 0,2 мм). Известно, что на НПС включены последовательно два насоса марки НМ. Подпор перед станцией hп = 40 м, давление в конце участка pк = 6,30 МПа. Исходные данные: Таблица 1 - Исходные данные
Произведем расчеты и построим совмещенную характеристику НПС и нефтепровода. Задаваясь наибольшими диаметрами рабочих колес D2, определим напоры, развиваемые насосами при расчетной производительности перекачки. Для этого воспользуемся уравнением напорной характеристики насоса. h = a − b ∙ Q2 Для расчета используем аппроксимирующие многочлены второй степени для выбранных насосных агрегатов. НМ 2500-230; a = 281,5 м; b = 7,84 ∙ 10−6 НМ 5000-210 на 2500 м3/ч; a = 133,9 м; b = 5,85∙ 10−6 НМ 3600-230 на 2500 м3/ч; a = 307,3 м; b = 7,57 ∙ 10−6 Напор магистрального насоса НМ 2500-230, составит: h = a − b ∙ Q2 = 281,5 − 7,84 ∙ 10−6 ∙ 1978,22 = 250,8 м Внутренний диаметр трубопровода определяется по формуле: D = Dн − 2 ∙ δ = 820 − 2 ∙ 9 = 802 мм Средняя скорость течения нефти: 4 ∙ Q 4 ∙ 1978,2 м ω = π  ∙ D2 = 3600 ∙ π ∙ 0,8022 = 1,09  с Для дальнейшего расчета необходимо определить число Рейнольдса: ω ∙ D 1,09 ∙ 0,802 Re  Определим переходные числа Рейнольдса Re1 и Re2: kэ = Kэ 0,2 −4  =  DRe  kэ 2,49 ∙ 10−4 Re  Так как Re1  Re  Определим величину гидравлического уклона по формуле: 𝑖  Определим суммарные потери напора в трубопроводе на участке от ГНПС до НПС- 2: 𝐻1 = 1,02𝑖𝑙1 + ∆𝑧 = 1,02 ∙ 0,00171 ∙ 140 ∙ 103 + 11 = 255,6 м. Определим суммарные потери напора в трубопроводе на участке от ГНПС до НПС- 3: 𝐻2 = 1,02𝑖(𝑙1 + 𝑙2) + ∆𝑧 = 1,02 ∙ 0,00171 ∙ (140 + 160) ∙ 103 − 19 = 503,0 м. Определим суммарные потери напора в трубопроводе на участке от ГНПС до КП: 𝐻  . 𝜌·𝑔 890·9,81 Определим суммарные потери напора в трубопроводе на участке от ГНПС до НПС2 при смещении НПС-2 влево на 60 км: 𝐻1′ = 1,02𝑖(𝑙1 − 60) + ∆𝑧1′ = 1,02 ∙ 0,00171 ∙ (140 − 60) ∙ 103 + 51 = 190,2 м. Определим суммарные потери напора в трубопроводе на участке от ГНПС до НПС3 при смещении НПС-3 влево на 140 км: 𝐻2′ = 1,02𝑖(𝑙1 + 𝑙2 − 140) + +∆𝑧2′ = 1,02 ∙ 0,00171 ∙ (140 + 160 − 140) ∙ 103 − 10 = 268,4 м. Таблица 1 – Данные для построения совмещенной характеристики трубопровода и нефтеперекачивающих станций
На рисунках 2 – 5 представлены различные режимы работы трубопровода. Совмещенная характеристика представлена на рисунке 2. На рисунке 2 представлены следующие линии: –  характеристика участка 1,02 f 1Q2-m + z1, (z1 = z2 - z1), z1 = zH; –  характеристика участка 1,02 f ( 1 + 2 )Q2-m + z2 (z2 = z3 - z1 ); –  характеристика участка 1,02 f ( 1 + 2 + 3 )Q2-m + z3 + hk, (z3 = zk - zH ); 1' – характеристика участка 1,02 ∙ 𝑓 ∙ (𝑙1 − 60) ∙ 𝑄2−𝑚 + ∆𝑧1′, (∆𝑧1′ = 𝑧2′ -𝑧1) 2' – характеристика участка 1,02 ∙ 𝑓 ∙ (𝑙1 + 𝑙2 − 140) ∙ 𝑄2−𝑚 + ∆𝑧2′, (∆𝑧2′ = 𝑧3′ -𝑧1) А – характеристика НПС при количестве работающих на каждой станции насосов m0=2, км=n·m0=3·2=6; В – характеристика НПС при количестве работающих на каждой станции насосов m1=1, км=n·m1=3·1=3.  Рисунок 1 - Совмещенная характеристика трубопровода и нефтеперекачивающих станций  Рисунок 2 – Основной режим работы трубопровода  Рисунок 3 – Режим работы нефтепровода при отключении одного насоса на каждой нефтеперекачивающей станции  Рисунок 4 – Режим работы трубопровода при смещении НПС-2 влево на 60 км  Рисунок 5 – Режим работы трубопровода при смещении НПС-3 влево на 140 км На рисунке 4 представлен режим работы при отключении одного насоса на каждой НПС, при данном режиме Q = 654,5 м3/ч. Напоры на выходе станции и подпоры на входе в станцию представлены в таблице 2. Таблица 2 – Напоры на входе и выходе НПС при отключении одного насоса на станции
В сравнении с основным режимом (таблица 3) (Q = 1978,2 м3/ч) давления перед станциями и давления после станций уменьшились. Таблица 3 – Напоры на входе и выходе НПС при основном режиме
Максимальное давление на выходе станции составляет 6,3 МПа. Исходя из таблиц 2 и 3, основной режим и режим при отключении одного насоса на станциях не являются возможными, так как давление на выходе НПС-3 и НПС-2 (для основного режима) превышают максимально допустимое. Определить подпоры hП промежуточных нефтеперекачивающих станций для основного режима по формулам: 2,54 106 hНПСп0 −2 = 890  9,81 = 290,92 м; 4,24 106 hНПС−3 = = 485,63 м. п0 890 9,81Определить подпоры hП промежуточных нефтеперекачивающих станций для режима при отключении 1 насоса по формулам: НПС−2 = 2,34 106 = 268,01 м; hп0 890 9,81НПС−3 = 4,30 106 = 492,50 м; hп0 890 9,81Расчеты показали, что напоры на входе станции превышают минимальное значение подпора, равное 40 м, значит, с этой точки зрения эти режимы могут быть реализованы. Определим давление в сечениях Р40, Р200, Р400 для основного режима: P40 = h40 × ρ × g × 10−6 = 516 890 9,81 10−6 = 4,51 МПа; P200 = h200 × ρ × g × 10−6 = 585 890 9,81 10−6 = 5,12 МПа; P400 = h400 × ρ × g × 10−6 = 860 890 9,81 10−6 = 7,51 МПа. Разность высотных отметок равны: Z3 + hк = 717,575 м ; Z1 = 11 м; Z2 = −19 м. Определим величины подпоров и напоров по совмещенной характеристике НПС и трубопровода для основного режима (рисунок 2). hГНПСп0 = 40 м, 𝑃HГНПС0 = H1−3 ρ g 10−6 = 510 890 9,81 10−6 = 4,45 МПа; hНПСп0 −2 = H2−3 = 420 м, 𝑃HНПС0 −2 = H2−5 ρ g 10−6 = 650 890 9,81 10−6 = 5,68 МПа; hНПСп0 −3 = H4−5 = 390 м, 𝑃HНПС0 −3 = H4−6 ρ g 10−6 = 960 890 9,81 10−6 = 8,38 МПа. Определим величины подпоров и напоров по совмещенной характеристике НПС и трубопровода для «сокращенного» режима (рисунок 3). hГНПСп1 = 40 м, PHГНПС1 = H7−9 ρ g 10−6 = 290 890 9,81 10−6 = 2,53 МПа, hНПСп1 −2 = H8−9 = 320 м, PHНПС1 −2 = H8−11 ρ g 10−6 = 610 890 9,81 10−6 = 5,33 МПа, hНПСп1 −3 = H10−11 = 610 м , PHНПС1 −3 = H10−12 ρ g 10−6 = 740 890 9,81 10−6 = 6,46 МПа. На рисунке 5 представлен режим работы при смещении НПС-2 влево на 60 км. В данном случае Q = 1978,2 м3/ч, данные о давлениях представлены в таблице 4. В сравнении с основным режимом расход остался таким же, давления остались такими же, только на второй станции увеличились подпор и напор. Таблица 4 – Напоры на входе и выходе НПС при смещении НПС-2 влево на 60 км
Максимальное давление на выходе станции составляет 6,3 МПа. Исходя из таблицы 4, данный режим не является возможным, так как давление на выходе НПС-3 и НПС-2 превышают максимально допустимое. Определить подпоры hП промежуточных нефтеперекачивающих станций для основного режима по формулам: 3,08 106 hНПСп0 −2 = 890 9,81 = 352,77 м; НПС−3 = 4,24 106 = 485,63 м. hп0 890 9,81Расчеты показали, что напоры на входе станции превышают минимальное значение подпора, равное 40 м, значит, с этой точки зрения эти режимы могут быть реализованы. Определим величины подпоров и напоров по совмещенной характеристике НПС и трубопровода для режима со смещением НПС-2 влево на 60 км (рисунок 4). hГНПСп3 = 40 м, PHГНПС3 = H1−3 ρ g 10−6 = 510 890 9,81 10−6 = 4,45 МПа, hНПСп3 −2 = H2′−3 = 370 м, PHНПС3 −2 = H2′−5 ρ g 10−6 = 600 890 9,81 10−6 =5,24 МПа, hНПСп3 −3 = H4−5 = 390 м, PHНПС3 −3 = H4−6 ρ g 10−6 = 860 890 9,81 10−6 = 7,51 МПа. Разность геодезических отметок в данном случае составит Z1′ = 51 м. На рисунке 6 представлен режим работы при смещении НПС-3 влево на 140 км. В данном случае Q = 1978,2 м3/ч . Данные о давлениях представлены в таблице 5. В сравнении с основным режимом расход остался таким же, давления остались такими же, только на третьей станции уменьшились подпор и напор. Таблица 5 – Напоры на входе и выходе НПС при смещении НПС-3 влево на 140 км
Максимальное давление на выходе станции составляет 6,3 МПа. Исходя из таблицы 4, данный режим не является возможным, так как давление на выходе НПС-3 и НПС-2 превышают максимально допустимое. Определить подпоры hП промежуточных нефтеперекачивающих станций для основного режима по формулам: НПС−2 = 2,54 106 = 290,92 м. hп0 890 9,81НПС−3 = 6,27 106 = 718,14 м. hп0 890 9,81Расчеты показали, что напоры на входе станции превышают минимальное значение подпора, равное 40 м, значит, с этой точки зрения эти режимы могут быть реализованы. Определим величины подпоров и напоров по совмещенной характеристике НПС и трубопровода для режима со смещением НПС-3 влево на 140 км (рисунок 5). hГНПСп0 = 40 м, PHГНПС0 = H1−3 ρ g 10−6 = 510 890 9,81 10−6 = 4,45 МПа, hНПСп0 −2 = H2−3 = 420 м, PHНПС0 −2 = H2−5 ρ g 10−6 = 650 890 9,81 10−6 = 5,68 МПа, hНПСп0 −3 = H4′−5 = 570 м, PHНПС0 −3 = H4′−6 ρ g 10−6 = 1140 890 9,81 10−6 = 9,95 МПа. Разность геодезических отметок в данном случае составит Z2′ = −10 м. Протокол работы №3 представлен в таблицах 6 и 7. Таблица 6 – Результаты расчета основного задания
Таблица 7 – Результаты расчета дополнительных заданий
Вывод: в ходе данной лабораторной работы были изучены режимы работы нефтепровода при изменении координаты нефтеперекачивающей станции. Если станция смещается ближе к предыдущей, то подпор и напор на ней увеличиваются. Если же станция смещается ближе к следующей, то подпор и напор на ней уменьшаются. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(Kэ) 
