Автор работы: Пользователь скрыл имя, 27 Марта 2011 в 06:01, курсовая работа
Основные параметры магистрального нефтепроводо : протяжённость, производительность, диаметр, давление и число перекачечных станций. Первые два параметра задаются, остальные определяются расчётом. Для сооружения нефтепроводов применяют трубы из углеродистой и низколегированной стали, в основном сварные, с продольным и спиральным швами. При расчёте магистрального нефтепровода большое значение имеют вязкость и плотность перекачиваемых нефти и нефтепродуктов.
Вычисляем
расчетное сопративление
R1= sвр * mo/ К1*Кн ; R1= 540*0,75/1,47*1,005=276,8 мПа
Вычисляем расчетную толщину стенки трубы:
d= n1*Р* Dн / 2*( n1*Р+ R1)
d= 1,15*5,8*1020/2*(1,15*5,8+276,
Округляем данное значение до ближайшего большего стандартного значения dн = 12,9 мм.
Определяем внутренний диаметр нефтепровода:
d= Dн – 2*dн ; d= 1020-12,9=994,2 мм
3.2. Гидравлический расчет.
Определяем секундный расход нефти и ее скорость:
Q= Qч1 / 3600; Q=6547,6 /3600=1,8 м3/с
V= 4* Q/ p* d2 ; V= 4*1,8/ 3,14*(0,9942)2 =2,32 м/с
Определяем число Рейнольдса:
Re= V*d/ nр ; Re= 2,32*0,9942/ 0,8154*10-4= 28287
Режим течения нефти турбулентный Re>2320.
Определяем шероховатость труб:
Кэ
=0,02- коэффициент эквивалентный
e= Кэ/d; e= 0,02/994,2=2*10-4
Определяем первое переходное число Рейнольдца:
Re1= 10/e; Re1=10/2*10-4=50000
Так как Re< Re1, то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб и коэффициент гидравлического сопративления вычисляется по формуле:
l= 0,3164/ Re0,25; l= 0,3164/(28287)0,25= 0,0245
Вычисляем гидравлический уклон:
I = l*V2/d*2*g; I = 0,0245*5,3824/19,5=0,00676
Так как L»660 км, то Nэ=1, DZ= (20м–50м)= -30 – разность геодезических отметок конца Z2 и начала Z1 трубопровода.
Вычисляем полные потери в трубопроводе (полагаем Нкп = 30 м – остаточный напор в конце трубопровода):
Н = 1,02*I*L+DZ+ Nэ* Hкп
Н=
1,02*0,00676*103*660-30+30= 4550,8 м
3.3. Определение расчетной длины нефтепровода.
Для
магистральных трубопроводов
Потери напора на местные сопративления можно выразить через длину трубопровода, эквалентную местным сопративлениям.
Lэ = x*d / l
Так как l = 0,0245, x = 4,9*10-6 .
Lэ = 4,9*10-6*0,9942*10-3/ 0,023 = 211,8*10-9 км
С помощью эквивалентной длины расчет потерь на трение в трубопроводе с местными сопративлениями сводится к расчету потерь на трение в прямой трубе, приведенная длина которой:
Lп = Lг + Lэ ,
где Lг – геометрическая длина трубопровода (включая самотечные участки).
Т.е. Lп
= Lг =
L =660 км.
3.4. Построение совмещенной характеристики нефтепровода и насосных станций.
Расчетный напор одной станции:
Нст = m*h; Нст= 3*173,6 =520,8 м
Расчетное число насосных станций:
n= Н- Nэ*Н20/Нст; n= 4550,8 – 157,39 /520,8= 8,4 »9
nн= m* n; nн= 3*9=27- общие число работающих насосов на насосных станциях.
На рис.3, 4 и Чертеже 1 (Совмещенная характеристика нефтепровода и насосных станций) приведена совмещенная характеристика нефтепровода и насосных станций при общем числе работающих насосов nн = 24, 25, 26, 27. Таким образом, проектная производительность нефтепроводом обеспечивается при работе на станции 25 насосов.
Данные для построения совмещенной характеристики.
Таблица 1.
|
Qч1, куб.м/ч |
Н = 673,2*I, м |
Н = Н20 + nн * h, при nн | |||
| 24 | 25 | 26 | 27 | ||
| 4000 | 1866,59 | 4548,9 | 4735,1 | 4921,8 | 5107,4 |
| 5000 | 2864,1 | 3902,4 | 4060 | 4217,7 | 4375,3 |
| 6000 | 3717 | 3146,3 | 3273 | 3399,7 | 3526,5 |
| 6547,6 | 4550,8 | 4323,7 | 4497,39 | 4670,9 | 4844,6 |
| 7000 | 4952,1 | 4128,6 | 4293 | 4457,4 | 4621,8 |
Рис.3.График совмещенной
Рис.4. График совмещенной
При
расположения этого количества насосов
по станциям необходимо иметь в виду
следующее; 1) большее их число должно
быть установлено на станциях, расположенных
в начале трубопровода, и меньшее
- на расположенных в его конце;
2) для удобства обслуживания линейной
части четвертый и пятый перегоны между
станциями должны быть примерно одинаковой
длинны. Исходя из вышесказанного, выбираем
следующую схему включения насосов на
насосных станциях: 3-3-3-3-3-3-3-2-2.
3.5. Расстановка насосных станций по трассе.
Вычисляем длину перегона, на который хватило бы напора Нст:
L*= Нст / 1,02*I
L*= 520,8/1,02*0,00676= 75,53 км
На Чертеже 2 в начале нефтепровода (т.А1) вверх в вертикальном масштабе откладываем напор Нст1 = 520,8 м , а правее в горизонтальном масштабе L1*=75,53 км. Линия, соединяющая концы данных отрезков, есть гидравлический уклон в нефтепроводе с учетом местных сопративлений.
В
точке пересечения линии
Положение НС №4…..НС №9 определяются анологично, но стем отличием, что напор Нст8= 2*h:
Нст8= 2*173,6=347,2 м. L8*= 50 км.
В заключении проверяется правильность расстановки насосных станций. Для этого в точки (т. А9) вверх откладывается напор:
Нст8 + Н20 – Нкп = 347,2 + 157,39 –30 = 474,59 м; L9*=50 км.
Линия гидравлического уклона, проведенная из полученной точки, приходит точно в конечную точку трубопровода на профиле.
Следовательно,
все построения выполнены верно.
3.6. Расчет режимов эксплуатации нефтепровода.
Девять основных станций оборудованные основными насосами НМ 7000-210 с диаметром ротора 430 мм, а на головной насосной станции установлены подпорные насосы НПВ 3600-90 с диаметром ротора 550 мм. Сведенья о ивелирных высртах мест расположения НС и длины обслуживаемых ими учасков таковы: Zн =Z1=50 м, l1=75,53 м, Z2= 50 м, l2= 50 м, Z3= 70 м, l3= 60 м, Z4= 80 м, l4= 117,735 м, Z5= 40 м, l5= 85,173 м, Z6= 30 м, l6= 73 м, Z7= 30 м, l7= 80 м, Z8= 25 м, l8= 50 м, Z9= 20 м, l9= 50 м, Zк = 20 м.
h1= 238,4 – 1,54*10-6*(0,8*7000)2= 202,3 м
h2= 238,4 – 1,54*10-6*(1,2*7000)2= 157,2 м
H1= 93,7-1,4*10-6*(0,8*3600)2 = 82,1 м
H2= 93,7-1,4*10-6*(1,2*3600)2 = 67,57 м
Вычисляем коэффициенты напорных характеристик насосов, при m = 0,25.
Б* = (Q2 – Q1)*(-а + в*(Q1+Q2)) / Q2-m2 –Q12-m
А = Н0 + а* Q2 – в* Q22 + Б* Q2-m2
Б*= 15,8*10-6 ч1,75/ м4,25 – для НМ.
А2 = 248,35 м – для НМ.
Б*= 12,4*10-6 ч1,75/ м4,25 - для НПВ.
А1 = 96,1 м - для НПВ.
Бнм = 36001,75*Б*
Бнпв = 36001,75*Б*
Бнм = 26,43 ч1,75/ м4,25