курсовая. Технологическая часть

• Название: Технологическая часть
• Дата: 06.04.2023
• Размер: 0.86 Mb.
• Имя файла: курсовая.docx
• Тип: Документы; #1042984
• страница: 2 из 2

Расчетная часть

Исходные данные:

- массовый годовой план перекачки = 70 млн т/год;

- длина трубопровода L=850 км;

- высотная отметка начала трубопровода Z_н=100;

- высотная отметка конца трубопровода Z_к=250;

-плотность при температуре 293К ρ=860 (кг/м³);

- вязкость при температуре 276К  ν=21,4 сСт;

- вязкость при температуре 293К  ν=5,7 сСт;

1. 
   Расчет рабочего давления
   

1. Определяю расчетную плотность:



где - температурная поправка, кг/(м³К),



– плотность нефти при 293, кг/м³.





2. Расчетная кинематическая вязкость нефти определяется при расчетной температуре по вязкостно-температурной кривой, либо по одной из следующих зависимостей:

• 
  Формула Вальтера (ASTM):
  

где _Т – кинематическая вязкость нефти, мм²/с;

А_v и B_v – постоянные коэффициенты, определяемые о двум значениям вязкости v₁ и v₂ при двух температурах Т₁ и Т_2:




.Определяю расчетную часовую производительность



где G_r – годовая (массовая) производительность нефтепровода, млн. т/год;

– расчетная плотность нефти, кг/м3;

N_р – расчетное число рабочих дней в году, N_р=350 суток;

K_НП – коэффициент неравномерности перекачки, величина которого

принимается равной:

- для трубопроводов, прокладываемых параллельно с другими нефтепроводами и образующими систему k_НП = 1,05;

- однониточных нефтепроводов, подающих нефть к нефтеперерабатывающему заводу, а также однониточных нефтепроводов, соединяющих систему k_НП= 1,07;

- однониточных нефтепроводов, подающих нефть от пункта добычи к системе трубопроводов k_НП= 1,10.


2. Определяю ориентировочное значение внутреннего диаметра:



где – рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки, определяемая из графика (рисунок 10).



Рисунок 10. – Зависимость рекомендуемой скорости перекачки от плановой производительности нефтепровода


По значению D_o принимается ближайший стандартный наружный диаметр D_н. Значение D_н можно также определять по таблице 2.
Таблица 2 – Параметры магистрального нефтепровода

Производительность Gr, млн.т/год	Наружный диаметр Dн, мм		Рабочее давление Р, МПа
0,7 … 1,2	219		8,8 ... 9,8
1,1 … 1,8	273		7,4 ... 8,3
1,6 ... 2,4	325		6,6 ... 7,4
2,2 ... 3,4	377		5,4 ... 6,4
3,2 ... 4,4	426		5,4 ... 6,4
4,0 ... 9,0	530		5,3 ... 6,1
7,0 ... 13,0	630		5,1 ... 5,5
11,0 ... 19,0		720		5,6 ... 6,1
15,0 ... 27,0		820		5,5 ...5,9
23,0 ... 50,0		1020		5,3 ...5,9
41,0 ... 78,0		1220		5,1 ...5,5

Так как производительность G_r =70 млн.т/год, то ближайший стандартный диаметр принимаю D_н = 1220 мм.

Исходя из расчетной часовой производительности нефтепровода, подбирается основное оборудование нефтеперекачивающей станции (подпорные и магистральные насосы). Основные характеристики насосов приведены в таблице 3 и 4.

Таблица 3 – Основные параметры подпорных насосов серии НПВ

Марка насоса	Диапазон изменения подачи насоса, м3/ч	Номинальные параметры
		Подача, м3/ч	Напор, м	Допустимый кавитационный запас, м	к. п. д., %
НПВ 150-60	90 – 175	150	60	3,0	71
НПВ 300-60	120 – 330	300	60	4,0	75
НПВ 600-60	300 – 700	600	60	4,0	77
НПВ 1250-60	620 – 1550	1250	60	2,2	77
НПВ 2500-80	1350 – 3000	2500	80	3,2	82
НПВ 3600-90	1800 – 4300	3600	90	4,8	85
НПВ 5000-120	2700 – 6000	5000	120	5,0	85

Таблица 4 – Основные параметры магистральных насоса серии НМ

Марка насоса	Ротор	Диапазон изменения подачи насоса, м3/ч	Номинальные параметры
			Подача, м3/ч	Напор, м	Допустимый кавита- ционный запас, м	к. п. д., %
1	2	3	4	5	6	7
НМ 125-550	1,0·QН	90 – 155	125	550	4	74
НМ 180-500	1,0·QН	135 – 220	180	500	4	74
НМ 250-475	1,0·QН	200 – 330	250	475	4	80
НМ 360-460	1,0·QН	225 – 370	360	460	4,5	80
НМ 500-300	1,0·QН	350 – 550	500	300	4,5	80
НМ 710-280	1,0·QН	450 – 800	710	280	6	80
НМ 1250-260	0,7·QН	650 – 1150	900	260	16	82
	1,0·QН	820 – 1320	1250		20	82
	1,25·QН	1100 – 1800	1565		30	80
НМ 2500-230	0,5·QН	900 – 2100	1250	230	24	80
	0,7·QН	1300 – 2500	1800		26	82
	1,0·QН	1700 – 2900	2500		32	85
	1,25·QН	2400 – 3300	3150		48	85
	0,7·QН	1600 – 2900	2500		37	85
НМ 3600-230	1,0·QН	2700 – 3900	3600		40	87
	1,25·QН	3600 – 5000	4500		45	84
НМ 7000-210	0,5·QН	2600 – 4800	3500	210	50	80
	0,7·QН	3500 – 5400	5000		50	84
НМ 7000-210	1,0·QН	4500 – 8000	7000	210	60	89
	1,25·QН	7000 – 9500	8750		70	88
НМ 10000-210	0,5·QН	4000 – 6500	5000	210	42	80
	0,7·QН	5500 – 8000	7000		50	85
	1,0·QН	8000 – 11000	10000		70	84
	1,25·QН	10000 – 13000	12500		80	88

Подпорный насос подбираю НПВ 5000-120; магистральный насос НМ 10000-210.

3. По напорным характеристикам насоса вычисляю рабочее давление:



где g – ускорение свободного падения;

h_п, h_м – соответственно напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами при расчетной производительности нефтепровода;

m_м – число работающих магистральных насосов на нефтеперекачивающей станции;

P_доп – допустимое давление НПС из условия прочности корпуса насоса или допустимое давление запорной арматуры.

Для ряда насосов от НМ 125-550 до НМ 360-460 включительно предполагается последовательное соединение трех насосов по схеме: два работающих плюс один резервный. Насосы с номинальной подачей от 500 м3 /ч и более соединяются последовательно по схеме – три работающих плюс один резервный.