курсовая. КП Лысяникова. Технологический расчет магистрального нефтепровода

• Название: Технологический расчет магистрального нефтепровода
• Анкор: курсовая
• Дата: 04.02.2023
• Размер: 2.79 Mb.
• Имя файла: КП Лысяникова.docx
• Тип: Курсовой проект; #919906
• страница: 4 из 4

6 Определение общих потерь напора и потерь напора на трение
Секундный расход нефти и ее средняя скорость определяется по следующим формулам
(42)
где – то же, что и в формуле (6).
(43)
где – то же, что и в формуле (42);

– то же, что и в формуле (20).

Подставив значения в формулу (42), получаем

Подставив значения в формулу (43), получаем

Определим число Рейнольдса с целью определения режима течения нефти
(44)
где – то же, что и в формуле (43);

– то же, что и в формуле (20).

– то же, что и в формуле (3).

Подставив значения в формулу (44), получаем

При режим течения ламинарный, в обратном случае – турбулентный.

В нашем случае, режим течения нефти – турбулентный.

При турбулентном режиме течения различают три зоны трения: гидравлически гладких труб (коэффициент гидравлического сопротивления зависит только от ); смешанного трения ( зависит от и относительной шероховатости ) и квадратичного трения ( зависит только от ). Границами этих зон являются переходные числа Рейнольдса
(45)
, (46)
где – относительная шероховатость труб, выраженная через эквивалентную шероховатость и внутренний диаметр нефтепровода .
(47)
где – то же, что и в формуле (20);

– эквивалентная шероховатость.

Условия существования зон трения таковы:

- гидравлически гладких труб: при этом коэффициент гидравлического сопротивления
(48)
где – то же, что и в формуле (44).

- смешанного трения: при этом коэффициент гидравлического сопротивления

По Альтшулю
(49)
где – то же, что и в формуле (44);

– то же, что и в формуле (47).

По Исаеву

(50)
где – то же, что и в формуле (44);

– то же, что и в формуле (47).

- квадратичного трения: при этом коэффициент гидравлического сопротивления

По Шифринсону
, (51)
где – то же, что и в формуле (47).

По Никурадзе
, (52)
где – то же, что и в формуле (47).

В случае ламинарного течения коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле Стокса
(53)
где – то же, что и в формуле (44).

Поскольку мы имеем сварные стальные новые трубы, то эквивалентная шероховатость труб составляет . В этом случае относительная шероховатость труб равна

Теперь необходимо определить, в какой зоне трения течет жидкость. Определим граничные значения

Подставив значения в формулу (45), получаем

Подставив значения в формулу (44), получаем
.
Видно, что выполняется условие так как то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб.

Подставив значения в формулу (48), получаем

Гидравлический уклон в нефтепроводе определяем по формуле
(54)
где – то же, что и в формуле (53);

– то же, что и в формуле (20);

– то же, что и в формуле (43);

– то же, что и в формуле (8);

Подставив значения в формулу (54), получаем

В соответствии с нормами проектирования магистральные нефтепроводы протяженностью более 600 км делятся на эксплуатационные участки, длиной от 400 до 600 км. Соответственно их число составляет:
(55)
где – длина трубопровода.

В моем случае , поэтому

На станциях, расположенных на границе эксплуатационных участков, вместимость резервуарного парка должна составлять 0,3…0,5 суточной пропускной способности трубопровода.

Следовательно, конечный напор , необходимый для закачки нефти в резервуары, будет использован раз.

Конечный напор обычно принимают

Полные потери напора в трубопроводе будут равны
(56)
где – то же, что и в формуле (55);

– конечный напор, м;

– то же, что и в формуле (54);

– то же, что и в формуле (55);

– разность геодезических отметок конца и начала , трубопровода:
(57)
где – начальная геодезическая отметка, ;

– конечная геодезическая отметка, ;

Подставив значения в формулу (57), получаем

Подставив значения в формулу (56), получаем

Станции, расположенные на границах эксплуатационных участков, являются как бы головными для своих участков. Поэтому на них устанавливаются подпорные насосы, развивающие суммарный напор . Следовательно, суммарный напор, развиваемый насосными станциями нефтепровода, складывается из напора, развиваемого всеми подпорными насосами «головных» насосных станций и суммарного напора станций
(58)
где – то же, что и в формуле (66);

– напор подпорного насоса, м;

– расчетный напор одной станции, м
(59)
где – число работающих магистральных насосов нефтеперекачивающей станции;

– напор магистрального насоса.

Подставив значения в формулу (59), получаем


В магистральном трубопроводе устанавливается такой расход Q, при котором суммарный развиваемый напор равен полным потерям напора в трубопроводе.

Соответственно, уравнение баланса напоров имеет вид
(60)
Из формулы следует, что расчетное число насосных станций равно
(61)
где – то же, что и в формуле (55);

– то же, что и в формуле (60);

– то же, что и в формуле (55);

– то же что и в формуле (56);

– то же, что и в формуле (54);

– то же, что и в формуле (55);

– то же что и в формуле (57);

– то же, что и в формуле (59);

– то же, что и в формуле (56).

Подставив значения в формулу (61), получаем


Расчетное число насосных станций, может быть округлено как в сторону большего, так и в сторону меньшего числа станций, если заказчика устраивает, что фактическая производительность нефтепровода отличается от проектной, то принимается соответствующий вариант. При округлении числа станций в большую сторону требуемая производительность трубопровода достигается при его работе на переменных режимах.

В таблице 7 представлены результаты расчёта общих потерь напора и потерь напора на трение.
Таблица 7 – Результаты расчёта общих потерь напора и потерь напора на трение

Показатель	Значение
, (42)	1,216
(43)	1,552
(44)	73480
(45)	133300
(46)	6666667
(47)	7,5∙10-5
(51)	0,0192
(54)	0,0023
(55)	1
	30
(56)	1428
(57)	-10
(59)	522
(61)	2,493

7 Определение фактической производительности при округлении количества НПС в большую сторону

Построим совмещенную характеристику нефтепровода и нефтеперекачивающих станций. Для этого выполним гидравлический расчет нефтепровода постоянного диаметра в диапазоне расходов от 500 до 5000 м³/ч. Результаты вычислений представлены в таблице 8.

Характеристика трубопровода определяется по формуле
(62)
где – коэффициент Лейбензона для турбулентного режима течения, зоны Блазиуса, равен 0,0246;

– коэффициент Лейбензона для турбулентного режима течения, зоны Блазиуса, равен 0,25;

– подача, ;

– то же, что и в формуле (3);

– то же, что и в формуле (55);

– то же, что и в формуле (20);

– то же, что и в формуле (57);

– то же, что и в формуле (55);

– то же, что и в формуле (56).
(63)
где – количество подпорных насосов;

– напор подпорного насоса, м;

– количество магистральных насосов;

– напор магистрального насоса.

Результаты вычислений представлены в таблице 8.
Таблица 8 – Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций

Расход, Q, м3/ч	Напор насосов		Характерис- тика трубо- провода ( )	Характеристика нефтеперекачивающих станций, (количество НПС , подпорные насосы )
500	227,20	150,98	67,590	1514,160	1741,358	1968,555
1000	225,09	150,00	132,801	1500,540	1725,630	1950,720
1500	221,58	148,38	228,674	1477,840	1699,418	1920,995
2000	216,66	146,10	352,144	1446,060	1662,720	1879,380
2500	210,34	143,18	501,261	1405,200	1615,538	1825,875
3000	202,61	139,60	674,620	1355,260	1557,870	1760,480
3500	193,48	135,38	871,134	1296,240	1489,718	1683,195
4000	182,94	130,50	1089,921	1228,140	1411,080	1594,020
4500	171,00	124,98	1330,250	1150,960	1321,958	1492,955
5000	157,65	118,80	1591,491	1064,700	1222,350	1380,000

На рисунке 2 представлена совмещенная схема НПС-Трубопровод.

Рисунок 2 – Совмещенная схема НПС-Трубопровод

По рисунку 2 можно сделать вывод что числу магистральных насосов следует выбрать . Поэтому Напор первой НПС равен
, (64)
где – то же, что и в формуле (63).

Подставив значения в формулу (64), получаем

Напор на второй НПС
, (65)
где – то же, что и в формуле (63).

Подставив значения в формулу (65), получаем

Напор на третьей НПС
, (66)
где – то же, что и в формуле (63).

Подставив значения в формулу (66), получаем

Суммарный напор, развиваемый подпорными насосами и перекачивающими станциями, равен
, (67)
где – то же, что и в формуле (64);

– то же, что и в формуле (65);

– то же, что и в формуле (66);

– то же, что и в формуле (63).

Подставив значения в формулу (67), получаем
.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В ходе выполнения данного курсового проекта был выполнен технологический расчет магистрального нефтепровода длиной 600 км, предназначенного для перекачки нефти от головной перекачивающей станции до конечного пункта. Было определено, что для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью дальнейшей перекачки необходимы 3 НПС. В результате была проведена расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе (лист №1).

Были подобраны насосы марки МН-5000-210, исходя из необходимых параметров напора и подачи, которые подключаются последовательно, на первой НПС 3 шт., по 2 шт. на второй и третьей станциях соответственно. Также был подобран подпорный насос НПВ 5000-120 устанавливается перед основным насосом на каждой станции, обеспечивая подпор жидкости на вход основного насоса.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1 Сокольников, А.Н Учебно-методические указания к курсовому проекти-рованию : науч.изд. / А.Н. Сокольников, О.Н. Петров, Н.Н. Малышева. - Красно-ярск : СФУ ИНиГ, 2014.- 41с.

2 Коршак А.А. Технологический расчет магистрального нефтепровода: учеб. / А.А. Коршак. – М.: изд-во АСВ, 2005. – 98 с.

3 СТО 4.2-07-2014 Система менеджмента качества. Общие требования к построению, изложению и оформлению документов учебной деятельности. Общие положения. – Взамен СТО 4.2-07-2012 ; введ. 09.01.2014. - Красноярск, 2014. – 60 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ А


ПРИЛОЖЕНИЕ Б


ПРИЛОЖЕНИЕ В


ПРИЛОЖЕНИЕ Г