2. Определение физических параметров нефти

Для расчётов нужно знать физические параметры нефти (плотность и вязкость) при температуре перекачки.

2.1 Определение плотности при заданной температуре

где t – расчётная температура , t = 6⁰C

- коэффициент объёмного расширения ,

2.2 Определение вязкости при расчётной температуре

где u - коэффициент крутизны вискограммы: 5 29,397

3. ТехнологическИй расчет

3.1. Определение расчетной производительности

где G - годовая производительность, кг/год;

N_p - число рабочих дней в году , N_p = 350

По производительности нефтепровода в соответствии с ВНТП – 2 – 86 определяем наружный диаметр D_н =530 мм и границы рабочего давления 5,3-6,1МПа.

3.2. Подбор насосно-силового оборудования

В соответствии с требуемой производительностью выбираем основной насос типа НМ 710 – 280 с параметрами :

D₁=315мм H_осн¹=252м

И насос типа НМ 1250-260 с ротором 0,7 и параметрами:

D₁=418мм H_осн¹=268м

и подпорный насос типа НПВ 300 – 60 (2 насоса, соединенных параллельно) с параметрами:

D₁=640мм H_п¹=50м

Рабочее давление определяется:

_{где k - число основных насосов, k = 2}

МПа

МПа

Окончательно выбираем :

НМ 1250-260 с ротором 0,7 с параметрами D₁=418мм H_осн¹=268м.

НПВ 300 – 60 (2 насоса, соединенных параллельно) с параметрами D₁=640мм H_п¹=50м

3.3. Расчет толщины стенки нефтепровода

где n₁ – коэфицент надёжности по нагрузке, n₁ = 1,15;

R₁ – расчетное сопротивление растяжению металла труб:

Выбираем сталь Выксунского трубного завода марки 12Г2С.

R_н1 – нормативное сопротивление R_н1 =530 МПа;

m₀ – коэффициент условий работы трубопровода , m₀ = 0,9;

k₁ – коэффициент надежности по материалу, k₁ = 1,47;

k_н – коэффициент надежности по назначению, k_н = 1.

МПа

Принимаем толщину стенки δ = 5 мм.

Внутренний диаметр трубопровода:

4. Гидравлический расчет

4.1. Определение режима течения нефти в нефтепроводе

Находим число Рейнольдса:

Критические числа Рейнольдса:

;

где е – абсолютная шероховатость труб , е = 0,1 мм

Режим течения турбулентный, зона гидравлически гладких труб: m = 0,25, β = 0,0246.

4.2. Определение гидравлического сопротивления трубопровода

Коэффициент гидравлического сопротивления в зоне смешанного трения определяется:

4.3. Определение потерь напора на трение

,

где υ - скорость течения нефти в трубопроводе:

Тогда потери напора на трение по длине трубопровода:

;

4.4. Определение полных потерь напора в трубопроводе

где Н_к – требуемый напор в конечном пункте трубопровода, Н_к = 30 м

4.5. Определение гидравлического уклона

4.6. Определение числа станций

Дифференциальный напор одной станции:

h_вн – внутристанционные потери напора, h_вн = 15 м

Число станций:

5. Расстановка станций по трассе нефтепровода с округлением числа станций в большую сторону

5.1. Определение действительного напора одного насоса

Определим требуемый напор одной станции:

Действительный напор одного насоса:

Уточнив , производим обточку рабочего колеса насоса:

Q₁=400 м³/ч Н₁=275 м

Q₂=800 м³/ч H₂=262 м

Обточка колеса производится на 7,0 %. Диаметр рабочего колеса после обточки:

5.2. Расстановка станций по трассе

Расстановка перекачивающих станций выполняется графически на сжатом профиле трассы. Метод размещения станций по трассе впервые был предложен В. Г. Шуховым и носит его имя. В основе метода лежит уравнение баланса напоров.

В данном курсовом проекте, в работе находятся 3 НПС, оборудованные однотипными магистральными насосами и создающие одинаковые напоры . На головной НПС установлены подпорные насосы, создающие напор . В конце трубопровода обеспечивается остаточный напор . Отметки профиля трассы, согласно заданию на проектирование, выбираем произвольно.

Из начальной точки трассы, где находится головная станция, вертикально вверх в масштабе высот профиля откладываем отрезок, равный суммарному напору, развиваемому подпорным насосом и перекачивающими станциями, при этом делаем отметку напора каждой станции. Из начальной точки горизонтально откладываем длину нефтепровода в масштабе и получаем конечную точку. Из отметки, равной , проводим линию, параллельную профилю трассы (на графике обозначена пунктирной линией). Из конечной точки вертикально вверх в масштабе профиля высот откладываем величину, равную . Соединяем данную точку с точкой, равной суммарному напору, при этом получаем линию гидравлического уклона с учетом местных сопротивлений. Из отметок напора каждой станции проводим линию, параллельную линии гидравлических уклонов, до пересечения со штриховой линией. Из данных точек отпускаем вертикально вниз линии, сначала до пересечения с профилем трассы (получаем месторасположения каждой НПС), затем до оси абсцисс, чтобы выяснить отметку километра расположения НПС и геодезическую отметку высоты, на которой располагается станция.

Таблица 2.

Расстановка станций по трассе нефтепровода.

№ НПС	км	Отметки НПС, м	Расстояние между НПС, км	Отметки перегонов, м
1	0	0	138,25	55,63
2	138,25	55,63
			163,51	-13,8
3	301,76	41,83
			148,24	48,17
КП	450	90

5.3. Аналитическая проверка режима работы всех НПС

Максимально допустимый напор на выходе НПС:

где [P_доп] - максимально допустимое давление в трубе:

Минимально допустимый напор на входе НПС по условию бескавитационной работы насосов:

;

где P_а - атмосферное давление:

Р_а = 760 мм.рт.ст. = 13600∙9,81∙0,76 = 101396 Па

где P_у - давление насыщенных паров нефти:

Р_у = 500 мм.рт.ст. = 13600∙9,81∙0,5 = 66708 Па

м - по Q-H характеристике основного насоса

Проверка режимов работы проводится с учетом следующих условий :

Проверка сошлась , станции расставлены верно.