Технологическая часть. Технологическая часть

• Название: Технологическая часть
• Дата: 07.04.2023
• Размер: 0.87 Mb.
• Имя файла: Технологическая часть.docx
• Тип: Документы; #1044354
• страница: 2 из 4

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:

• 
  формула Филинова-Рейнольдса:
  

где u – коэффициент крутизны вискограммы, 1/К






3. Расчетная часовая 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.


4. Секундная пропускная способность:



5. 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