Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09 Реферат

Технологический расчет магистрального нефтепровода. курсовая работа (т). другое. 2021-11-19

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

. ЗАДАНИЕ

. АНАЛИЗ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

.1 Расчетные свойства нефти

.2 Насосно-силовое оборудование

.3 Влияние рельефа на режимы
перекачки

. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

.1 Методика технологического расчета

.2 Примеры и результаты расчетов

.3 Анализ результатов расчета
режимов

. ВЫБОР РАЦИОНАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ

.1 Методика построения границы
рациональных режимов

.2 Примеры и результаты расчетов

.3 Выбор режима циклической
перекачки

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

В данной работе приведен технологический расчет
магистрального нефтепровода, предусматривающий решение следующих основных
задач:

·  определение оптимальных параметров нефтепровода;

·  расчет эксплуатационных режимов нефтепровода.

Перекачивающие станции магистрального
нефтепровода относят к сложным и энергоемким объектам. Доля энергозатрат на
перекачку составляет порядка 25…30% от годовых эксплуатационных расходов. При
отсутствии перекачивающих агрегатов с регулируемой частотой вращения ротора
насоса эксплуатация нефтепровода производится на различных режимах, смена
которых происходит дискретно при изменении вариантов включения насосов и
перекачивающих станций. При этом возникает задача выбора из ряда возможных
режимов наиболее целесообразных. Решению этой задачи и будет посвящена большая
часть данной работы.

1. ЗАДАНИЕ

Определить оптимальные режимы работы МН и
параметры циклической перекачки для обеспечения суточной производительности Gсут
для нефти с расчетной температурой Тср. При этом должны
выполняться условия по давлению на входе и выходе НПС, а также отсутствовать
самотечные участки между НПС (допускается присутствие самотечного участка между
НПС-3 и КП). Профиль МН приведен в таблице 2, а его технологические параметры в
таблице 3.

Таблица 1 — Исходные данные

Вариант

Тр,
к

ρ20,кг/м3

v20,сСт

v50,сСт

Gсут,
тыс. т/сут

L,
км

6824

285,5

825

4,12

3,53

54,6

480

Таблица 2 — Профиль трассы МН

1
участок, км

0

20

40

60

80

100

120

140

160

Z,
м

60

93,7

171,6

161,5

185,2

134,5

140

160

161,5

2
участок, км

160

180

200

220

240

260

280

300

480

Z,
м

161,5

159,5

170

142,6

142,5

172

178,1

170,1

159,5

3
участок, км

300

320

340

360

380

400

420

440

460

Z,
м

170,1

109,5

142,3

180,1

151,7

170,1

162,9

142,3

160

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09

Рис. 1 — Профиль трассы МН

Таблица 3 — Технологические параметры

Тип
насоса/электродвигателя

Dвн,
мм

НПС-1

подпорных

основных

Диаметры
колёс, мм

l,
км

Pвх,
МПа

Pвых,
МПа

НМП2500-74
ДС118/44-6

НМ
5000-210 СТДП 3150-2УХЛ4

1000

Подп.
610×2 470х3(0,7) 460х1(0,7 обт)

0

5,7

НПС-2

НПС-3

КП

Диаметры
колёс, мм

l,
км

Pвх,
МПа

Pвых,
МПа

Диаметры
колёс, мм

l,
км

Pвх,
МПа

Pвых,
МПа

l,
км

Pк,
МПа

470х2(0,7)
430х2(0,5)

160

0,36

5,6

460х4(0,7
обт)

300

0,36

5,6

480

0,4

2. АНАЛИЗ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

.1 Расчетные свойства нефти

Для гидравлического и теплового расчетов
необходимо знать теплофизические характеристики нефтепродуктов, такие как
вязкость, плотность, теплопроводность, теплоемкость и т.д.

Плотность нефтепродуктов находится в пределах
700-100 кг/м3. Изменение плотности вследствие изменения температуры Т
можно определить по линейной зависимости:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09 (1)

где x
температурная поправка, кг/(м3∙К).

x=1,825 — 0,001315×r293

r293
— плотность нефти при 293К, кг/м3

rТ =
825 (1,825 — 0,001315×825)×(293-285,5)=830,551
кг/м3.

Удельная теплоемкость нефтепродуктов Ср
изменяется в пределах 1600…2500 Дж/(кгК). При проведении уточненных расчетов Ср
можно вычислить по формуле Крего, справедливой для температур 273-673 К:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09 (2)

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09 Дж/(кгК).

Коэффициент теплопроводности
нефтепродуктов Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09 изменяется
в пределах 0,1…0,16 Вт /(мК). При проведении более точных расчетов применяют
формулу Крего — Смита, справедливой для температур 273-473 К:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09 (3)

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09 Вт /(мК).

Вязкость нефтепродукта — одна из
наиболее важных характеристик, так как от нее в значительной степени зависит
гидравлическое сопротивление трубопроводов. Для нахождения вязкости можно
воспользоваться одной из расчетных зависимостей. Наибольшее применение получили
формулы Вальтера (ASTM):

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09 (4)

где nТ
— кинематическая вязкость нефти, мм2/с;

Аν
и Вν
— постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости n1
и n2
при
двух температурах Т1 и Т2:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09; (5)

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09 (6)

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09

Определяем плановый объемный расход перекачки:

часовой — Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09 м3;
(7)

секундный — Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09 м3; (8)

.2 Насосно-силовое оборудование

Для перекачки нефтей и нефтепродуктов, в
основном используются центробежные насосы. Их характеристики приводятся в
специальных каталогах. Они представляют собой зависимости напора (Н),
потребляемой мощности (N), к.п.д. (η)
и допустимого кавитационного запаса (Δhкав)
от подачи (Q) насоса.

Зависимости напоров, к.п.д., мощности подпорного
и магистрального насосов можно записать следующим образом:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09, (9)

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09, (10)

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09. (11)

где а м, в м, а
п,
в п, Н0п, Н, с, с1,
с2 — эмпирические коэффициенты, которые указаны в [Типовые расчеты
при сооружении и ремонте газонефтепроводов Л.И. Быков, Ф.М. Мустафин Санкт —
Петербург Недра, 2006.]

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09 — к.п.д. механической передачи, Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09;

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09 — к.п.д. электродвигателя;

Для перекачки нефти используются центробежные
магистральные насосы НМ 3600-230 трех разновидностей в зависимости от диаметра
рабочего колеса и два одинаковых подпорных насоса НМП 3600-78, подключенных
параллельно.

Технические характеристики нефтяных центробежных
насосов и коэффициенты в расчетных формулах (5)…(8) при работе насосов на воде
приведены в табл. 4

Таблица 4

Насос
НМ3600-230

C0,C1,C2

Насос
НМ3600-230

C0,C1,C2

 D=460мм
(1,0)

34,3*10^(-2)

 D=470мм
(1,25)

15,1*10^(-2)

Но=

307,3

3,32*10^(-4)

Но=

319,1

4*10^(-4)

b=

0,00000757

-5,16*10^(-8)

b=

0,00000543

-4,57*10^(-8)

Q

Н

η

Q

Н

η

0

307,3

0,343

0

319,1

0,151

600

304,5748

0,523624

600

317,145

0,3745

1200

296,3992

0,667096

1200

311,281

0,5652

1800

282,7732

0,773416

1800

301,507

0,7229

2400

263,6968

0,842584

2400

287,82

0,8478

3000

239,17

0,8746

3000

270,23

0,9397

3600

209,1928

0,869464

3600

248,727

0,9987

4000

186,18

0,8454

4000

232,22

1,0198

Насос
НМ3600-230

C0,C1,C2

Насос
НПМ3600-90

C0,C1,C2

D=450мм
(1)

3,43*10^(-2)

D=610мм
(1)

3,64*10^(-2)

Но=

307,3

3,32*10^(-4)

Но=

127

4,5*10^(-4)

b=

0,00000757

-5,16*10^(-8)

b=

0,00000029

-6,4*10^(-8)

Q

Н

η

Q

Н

η

0

281,4471

0,343

0

127

0,0364

600

278,7119

0,523624

600

125,956

0,2834

1200

270,5363

0,667096

1200

122,824

0,4842

1800

256,9103

0,773416

1800

117,604

0,6390

2400

237,8339

0,842584

2400

110,296

0,7478

3000

213,3071

0,8746

3000

100,9

0,8104

3600

183,3299

0,869464

3600

89,416

0,8269

4000

160,3171

0,8454

4000

80,6

0,8124

Таким образом, получаем зависимости:

Для насоса НМ 3600 — 230 с исполнением ротора —
1,0 и D2=460 мм

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09,

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

Для насоса НМ 3600 — 230 с
исполнением ротора — 1,25 и D2=470 мм

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09,

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

Насос НМ 3600-230 с исполнением ротора — 1,0 и D2=450
мм — получен путем обточки ближайшего по диаметру рабочего колеса стандартного
насоса. В данном случае ближайшим является НМ 3600-230 с D2=460мм,
поэтому по формулам теории подобия получаем напорную характеристику насоса,
выраженную через коэффициенты Н0 и b, соответствующие
стандартному:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09, (12)

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

Где D и D
— диаметры рабочего колеса до и после обточки соответственно.

Характеристика же η-Q при обточке
рабочего колеса не изменяется; получаем:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

Для подпорных насосов типа НПВ 3600-90 с D2=610мм
характеристики насоса будут выглядеть следующим образом:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09,

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

Далее приведены характеристики
насосов по данным таблицы 4, построенные по полученным аналитическим
зависимостям.

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09

Рис. 2 Напорные характеристики насосов

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09

Рис. 3 Зависимость КПД насосов от подачи

2.3 Влияние рельефа на режимы перекачки

Рассмотрим первый участок (0-160 км).

Максимальный расход в трубопроводе выражаем из
формул Лейбензона и уравнения Бернулли:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09. (13)

Выразим расход из уравнения (9) и определим его
аналитическим методом:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09. (14)

Предположим турбулентный режим зону
гидравлически гладких труб (Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09, Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09), тогда по формуле (10):

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09

Определим число Рейнольдса и
переходные числа по формулам:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09 (15)

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09 (16)

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09 (17)

где ∆Э — абсолютная
эквивалентная шероховатость к внутреннему диаметру, мм; d — внутренний
диаметр трубы, мм;

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09 Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09

т.к Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09, режим течения турбулентный зона
смешанного трения, коэффициенты Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09 Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

Тогда по формуле (10) вычисляем
уточненное значение подачи:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09,

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09

Находим гидравлический уклон по
обобщенной формуле Лейбензона:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09 (18)

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

Гидравлический уклон показывает, что
если бы в трубопроводе не было самотечных участков, то напор уменьшался бы на
0,0052 м каждый метр протяженности трубопровода.

Определим, какой напор будет в
наивысшей точке профиля первого участка, то есть в сечении х=80км, где высотная
отметка Z достигает 185,2 м.

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09, (19)

т.к. это значение больше высотной
отметки z80=185,2 м исследуемого сечения, следовательно на участке
нет самотечного участка.

Аналогичные расчеты проводятся для 2
и 3 эксплуатационных участков

Таблица 5 — Влияние рельефа на
режимы перекачки

Параметр

1
участок

2участок

3
участок

L,
км

80

280

360

Qmax
м3

1,64

1,896

1,68

Re

487164,5

561384,1

497629,9

i

0,0034

0,0045

0,0036

Н,
м

1036,53

2117,176

2155,043

Z,
м

185,2

178,1

180,1

Самотечный
участок

нет

нет

нет

Максимальный расход, при котором нет
самотечных участков:, Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09тогда Qmax=1,896
м3/с.

Из данных таблицы видно, что
самотечных участков на всем протяжении МН не наблюдается. Подтвердим это
графически.

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09

Рис. 4 — Распределение напоров по
эксплуатационным участкам

Теперь определим минимальный расход перекачки,
при котором не образуется самотечных участков. Для этого на графике профиля
трассы МН из точки, соответствующей остаточному напору в КП, проведем прямые
через вершины рельефа (потенциально возможные перевальные точки). Та прямая,
которая пересечет профиль только в одной точке, и будет являться линией
гидравлического уклона, соответствующей минимально возможной пропускной
способности МН, при которой отсутствуют самотечные участки.

Рефераты:  Измерение температуры. Курсовая работа (т). Другое. 2015-01-05

Определим минимальный расход, при котором не
образуется самотечных участков по всей длине трубопровода через формулу:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09. (20)

где zп — высотная отметка
возможной перевальной точки;

Lуч — длина от
конечного пункта до высотной отметки, км ;

При расчете минимального расхода МН
зададимся турбулентным режимом смешанного трения потока, для которого: Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

Тогда выразив и подставив все
необходимые значения в формулу (16) получили следующее значение минимального
расхода:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09. (21)

Определим правильность выбора режима течения,
для чего пересчитаем число Рейнольдса по полученному расходу:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

Так как Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09 (значения Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09и Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09 см. ранее),
то режим течения установлен верно.

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

3.1 Методика технологического расчета

После того как выбрана трасса нефтепровода и
определена его протяженность, переходят к технологическим расчетам.

Магистральный нефтепровод разделяется на
эксплуатационные участки, в пределах которых нефтеперекачивающие станции
работают по системе «из насоса в насос».

Режим работы нефтепровода в пределах
эксплуатационного участка определяется совместным решением уравнений,
описывающих гидравлическую характеристику линейных участков трубопровода и
напорную характеристику нефтеперекачивающих станций. При этом должны
учитываться разрешенные давления, определяемые исходя из технического состояния
трубопровода на каждом линейном участке, а также ограничения на работу насосов.

Производительность нефтепровода при
рассматриваемом режиме перекачки определяется из решения уравнения баланса
напоров:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09. (22)

где hП — напор, развиваемый
подпорными насосами;

n — число
линейных участков (нефтеперекачивающих станций);

nM j
— число магистральных насосов, установленных на j-й НПС;

hМ jk
— напор, развиваемый k-м магистральным насосом j-й НПС;

j jk
— индекс состояния k-го магистрального насосного агрегата j-й НПС
(j
jk
=1 при работающем насосе и j
jk
=0 при остановленном насосе);

ht
j
— потери напора на трение на j-м
линейном участке трубопровода;

Dz j
— разность геодезических отметок на j-м линейном участке;

hОСТ
— остаточный напор в конце эксплуатационного участка.

Потери напора на трение htj
могут быть определены по формуле (19)

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09. (23)

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09. (24)

Необходимо отметить, что напор
магистрального и подпорного насоса зависят от расхода.

Уравнение решается методом
последовательных приближений, полагая λ=0,02 мм, также
задаются комбинацией включения магистральных насосов на каждой НПС
рассматриваемого эксплуатационного участка..

Определив расход Q, можно вычислить
напор, развиваемый перекачивающими станциями, а также суммарные потери напора в
трубопроводе. Обе эти величины одинаковы (условие баланса напоров).

(25)

Решив данные уравнения, можно определить подпор,
создаваемый при входе на станцию, если

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09, (26)

(27)

то режим пригоден для перекачки.

.2 Примеры и результаты расчетов

В зависимости от различных вариаций видов насосов
и их количества на каждой НПС можно получить множество возможных режимов
перекачки нефти по МН. Возможные режимы перекачки приведены в таблице 6

Таблица 6 — Режимы перекачки

Режим

Кол.
нас.

НПС-1

НПС-2

НПС-3

D

N

460

460

470

470

460

460

460

460

460

460

450

450

1

1

1

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

2

0

0

1

0

0

0

0

0

0

0

0

0

3

1

1

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

4

0

0

1

1

0

0

0

0

0

0

0

0

5

1

0

1

0

0

0

0

0

0

0

0

0

6

2

1

0

0

0

1

0

0

0

0

0

0

0

7

0

0

1

0

1

0

0

0

0

0

0

0

8

1

1

1

0

0

0

0

0

0

0

0

0

9

1

0

1

1

0

0

0

0

0

0

0

0

10

1

1

0

0

1

0

0

0

0

0

0

0

11

3

0

0

1

1

1

0

0

0

0

0

0

0

12

1

0

0

0

1

0

0

0

1

0

0

0

13

1

0

0

0

1

0

0

0

0

0

1

0

14

0

0

1

0

1

0

0

0

1

0

0

0

15

0

0

1

0

1

0

0

0

0

0

1

0

16

4         
5

1

1

1

0

1

0

0

0

0

0

0

0

17

1

0

1

1

1

0

0

0

0

0

0

0

18

1

0

0

0

0

1

0

0

1

0

19

1

1

0

0

1

1

0

0

0

0

0

0

20

1

1

0

0

1

0

0

0

1

0

0

0

21

1

1

0

0

1

0

0

0

0

0

1

0

22

1

1

0

0

0

0

0

1

1

0

0

0

23

0

0

1

1

1

0

0

0

1

0

0

0

24

0

0

1

1

1

0

0

0

0

0

1

0

25

1

0

1

0

1

1

0

0

1

0

0

0

26

1

0

1

0

1

1

0

0

0

0

1

0

27

1

1

0

0

1

1

0

0

1

0

0

0

28

1

1

0

0

1

1

0

0

0

0

1

0

29

0

0

1

1

1

1

0

0

1

0

0

0

30

0

0

1

1

1

1

0

0

0

0

1

0

31

0

0

1

1

1

0

0

0

1

0

1

0

32

1

1

0

0

1

1

0

0

1

0

0

0

33

1

1

0

0

1

1

0

0

0

0

1

0

34

6

1

1

1

0

1

1

1

0

0

0

0

0

35

1

1

1

0

1

0

0

1

1

0

0

0

36

1

1

1

0

1

0

0

1

0

0

1

0

37

1

0

1

0

1

0

0

1

1

0

1

0

38

1

1

1

0

0

0

0

1

1

0

1

0

39

1

1

0

0

1

0

0

1

1

0

1

0

Необходимо проверить каждый из приведенных
возможных режимов по условиям (26) и (27) и сделать вывод о пригодности его для
перекачки.

Произведем расчет на примере 10 режима, при
котором на первой станции работают два основных насоса марки НМ 3600-230 (1,0)
с D2=460мм, а на второй станции работает один основной насос марки
НМ 3600-230 (1,0) с D2=460мм, третья станция отключена.

Определим расход перекачки по
формуле (24) методом последовательных приближений. В первом приближении
задаемся Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09, тогда:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09м/с.

Определяем число Рейнольдса по
формуле:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

Так как Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09, то режим
течения — турбулентный зоны смешанного трения, при котором коэффициент
гидравлического сопротивления:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

Определим расход перекачки во втором
приближении, принимая Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09м/с.

Определяем число Рейнольдса по
формуле:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

Так как Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09, то режим
течения — турбулентный зоны смешанного трения, при котором коэффициент
гидравлического сопротивления:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

Определим расход перекачки в третьем
приближении для наибольшей точности, принимая Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09м/с.

Определяем число Рейнольдса по
формуле:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

Так как Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09, то режим
течения — турбулентный зоны смешанного трения, при котором коэффициент
гидравлического сопротивления:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

Определим погрешность определения
производительности:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

Так как относительная погрешность не
превышает 5%, то окончательно принимаем производительность перекачки при
заданном режиме равной 0,443м/с.

Производительность при остальных
режимах определяется аналогично. Полученные результаты занесены в таблицу 7.

Таблица 7 — Данные полученные при
третьем приближении

Q(3)

Re(3)

λ(3)

Q(3)

Re(3)

λ(3)

1

0,255412

71630,08

0,020621

21

0,506545

142060,3

0,01829

2

0,261147

73238,62

0,020534

22

0,50944

142872,2

0,018274

3

0,361627

101418,2

0,019343

23

0,517783

145212

0,018228

4

0,371141

104086,2

0,019256

24

0,514894

144401,8

0,018244

5

0,366381

0,019299

25

0,570877

160102

0,017959

6

0,361627

101418,2

0,019343

26

0,568303

159380,2

0,017971

7

0,366381

102751,3

0,019299

27

0,56684

158969,9

0,017978

8

0,446955

125348,4

0,018661

28

0,564265

158247,9

0,01799

9

0,451337

126577,1

0,018631

29

0,574937

161240,8

0,01794

10

0,442593

124124,9

0,018691

30

0,572364

160519,2

0,017952

11

0,451337

126577,1

0,018631

31

0,572364

160519,2

0,017952

12

0,442591

124124,4

0,018691

32

0,56684

158969,9

0,017978

13

0,439239

123184,2

0,018714

33

0,564265

158247,9

0,01799

14

0,446955

125348,4

0,018661

34

0,621258

174231,5

0,017737

15

0,443611

124410,4

0,018684

35

0,621258

174231,5

0,017737

16

0,513601

144039,1

0,018251

36

0,618925

173577,1

0,017747

17

0,517783

145212

0,018228

37

0,622902

174692,6

0,01773

18

0,510709

143228

0,018267

38

0,618925

173577,1

0,017747

19

0,50944

142872,2

0,018274

39

0,614973

172468,7

0,017763

20

0,50944

142872,2

0,018274

Далее определим напор, развиваемый насосами при
производительности перекачки, для каждого режима. Рассмотрим 10 режим с производительностью
0,443 м/с.

Напор, развиваемый подпорными насосами,
определяем по формуле (10):

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09м.

Напор, развиваемый основным насосом
с D2=460 мм:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09м.

Напор, развиваемый основным насосом с
D2=470 мм:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09м.

Напор, развиваемый основным насосом
с D2=450 мм:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09м.

Аналогичный расчет проводится для
других возможных режимов.

Результаты занесены в таблицу 8.

Таблица 8 — Напор насосов при
возможных режимах перекачки

Q,
м3

Н
— напор насоса, м

Q,
м3

Н
— напор насоса, м

Подп.

460

470

450

Подп.

460

470

450

1

0,2554

124,548

300,899

314,509

287,684

21

0,50654

117,35

282,12

301,043

268,91

2

0,2611

124,436

300,609

314,300

287,393

22

0,50944

117,24

281,83

300,836

268,62

3

0,3616

122,085

294,470

309,897

281,254

23

0,51778

116,92

280,99

300,233

267,78

4

0,3711

121,823

293,786

309,406

280,570

24

0,51489

117,03

281,29

300,443

268,07

5

0,3663

121,954

294,130

309,653

280,914

25

0,57087

114,75

275,32

296,165

262,11

6

0,3616

122,085

294,470

309,897

281,254

26

0,56830

114,86

275,61

296,371

262,39

7

0,3663

121,954

294,130

309,653

280,914

27

0,56684

114,92

275,77

296,488

262,56

8

0,4469

119,491

287,701

305,041

274,485

28

0,56426

115,03

276,06

296,693

262,84

9

0,4513

119,343

287,315

304,764

274,099

29

0,57493

114,57

274,87

295,838

261,65

10

0,4425

119,637

288,081

305,314

274,866

30

0,57236

114,68

275,16

296,045

261,94

11

0,4513

119,343

287,315

304,764

274,099

31

0,57236

114,68

275,16

296,045

261,94

12

0,4425

119,637

288,082

305,314

274,866

32

0,56684

114,92

275,77

296,488

262,56

13

0,4392

119,748

288,372

305,522

275,156

33

0,56426

115,03

276,06

296,693

262,84

14

0,4469

119,491

287,701

305,041

274,485

34

0,62125

112,49

269,43

291,938

256,21

15

0,4436

119,603

287,993

305,251

274,777

35

0,62125

112,49

269,43

291,938

256,21

16

0,5136

117,085

281,420

300,536

268,205

36

0,61892

112,60

269,71

292,142

256,50

17

0,5177

116,923

280,997

300,233

267,781

37

112,41

269,23

291,794

256,01

18

0,5107

117,197

281,711

300,745

268,495

38

0,61892

112,60

269,71

292,142

256,50

19

0,5094

117,245

281,838

300,836

268,622

39

0,61497

112,78

270,19

292,485

256,98

20

0,5094

117,245

281,838

300,836

268,622

Для дальнейшего расчета определяем
гидравлический уклон для 10 режима:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

Теперь определим подпор перед каждой
станцией и напор на их выходе.

Перед первой НПС подпор будет равен
напору, создаваемому подпорным насосом: Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09м.

В связи с тем, что на первой станции
при данном режиме работает два магистральных насоса НМ 3600-230 (1,0) с D2=460мм,
то напор на выходе будет равен:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09м.

Подпор перед второй НПС будет
получен разностью напора на первой станции и потерь по длине всего
эксплуатационного участка, а также разности высотных отметок :

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09м,

где L1
расстояние между НПС-1 и НПС-2, равное 160 км;

На выходе второй НПС напор будет
находиться по такому же принципу:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09м.

Подпор перед третьей НПС:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09м,

где L2
расстояние между НПС-2 и НПС-3, равное 140 км;

На выходе третьей НПС напор:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09м.

Произведем проверку выполнения
условий по минимальному давлению на входе и максимальному на выходе
перекачивающих станций при данном режиме.

Минимальный подпор перед станциями:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09м,

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09м.

Максимальный напор после станциями:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09м,

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09м.

где 1,2,3 и _П — номера
станций соответственно;

Рефераты:  Классификация пожарных автомобилей и спасательной техники

Таким образом, условия по
минимальному давлению на входе и максимальному на выходе перекачивающих станций
выполняются, следовательно, рассматриваемый режим пригоден для перекачки.

Аналогичный расчет проводится для
других возможных режимов.

Результаты занесены в таблицу 9.

Таблица 9 — Расчет возможных режимов
перекачки

Q,
м3/c

hп1,м

hn2,м

hn3,
м

Потер
L

Нст1,м

Нст2,м

Нст3,м

Пригодность
режима

1

0,255

124,548

245,907

191,372

121,545

425,448

245,907

191,372

Пригоден

2

0,261

124,436

254,770

196,361

126,525

438,737

254,770

196,361

Пригоден

3

0,361

122,085

436,3622

298,5945

228,558

711,025

436,362

298,594

Пригоден

4

0,371

121,823

456,1112

309,7146

239,652

740,635

456,111

309,714

Пригоден

5

0,366

121,954

446,1756

304,1201

234,071

725,739

446,175

304,120

Пригоден

6

0,361

122,085

141,892

298,5945

228,558

416,555

436,362

298,594

Пригоден

7

0,366

121,954

152,045

304,1201

234,071

431,608

446,175

304,120

Пригоден

8

0,446

119,491

629,0396

407,0677

336,821

999,936

629,039

407,067

Не
пригоден

9

0,451

119,343

639,8797

413,1721

342,909

1016,18

639,879

413,172

Не
пригоден

10

0,442

119,637

330,2484

401,0338

330,809

695,801

618,330

401,033

Пригоден

11

0,451

119,343

352,5647

413,1721

342,909

728,873

639,879

413,172

Пригоден

12

0,442

119,637

42,16895

112,9565

330,807

407,719

330,251

401,038

Пригоден

13

0,439

119,748

46,6452

121,288

326,222

408,121

335,017

396,445

Пригоден

14

0,446

119,491

53,63713

119,3665

336,821

424,5336

341,3384

407,0677

Пригоден

15

0,443

119,6038

58,05887

127,6681

332,2083

424,8551

346,0523

402,4458

Пригоден

16

0,513

117,0859

522,307

505,4029

434,989

980,4639

803,7277

505,4029

Не
пригоден

17

0,517

116,9238

534,403

511,9765

441,5451

998,3875

815,4005

511,9765

Не
пригоден

18

0,510

117,1972

245,502

232,3932

430,4831

699,6536

527,2133

500,8889

Пригоден

19

0,509

117,2459

228,5218

498,9103

428,5133

680,9225

792,1984

498,9103

Пригоден

20

0,509

117,2459

228,5218

217,072

428,5133

680,9225

510,3601

498,9103

Пригоден

21

0,506

117,3564

233,1904

225,5125

424,0347

681,6102

515,3173

494,4238

Пригоден

22

0,509

117,2459

228,5218

217,072

428,5133

680,9225

510,3601

498,9103

Пригоден

23

0,517

116,9238

253,4054

230,979

441,5451

717,39

534,403

511,9765

Пригоден

24

0,514

117,0359

257,9675

239,36

437,0114

717,922

539,2577

507,4345

Пригоден

25

0,570

114,7514

144,6861

324,0393

528,8148

686,2436

695,3397

599,3661

Пригоден

26

0,568

114,8616

149,2041

332,5573

524,4117

686,8479

700,4331

594,9561

Пригоден

27

0,566

114,924

131,0529

316,6726

521,9166

666,4788

682,6077

592,45

Пригоден

28

0,564

135,6241

325,2193

517,5401

667,1598

687,7505

588,0668

Пригоден

29

0,574

114,5765

158,4881

331,4975

535,7976

706,2527

708,229

606,3679

Пригоден

30

0,572

114,6875

162,9522

339,9863

531,3677

706,7791

713,2723

601,9307

Не
пригоден

31

0,572

114,6875

162,9522

64,82626

531,3677

706,7791

438,1123

601,9307

Не
пригоден

32

0,566

114,924

131,0529

316,6726

521,9166

666,4788

682,6077

592,45

Пригоден

33

0,564

115,0334

135,6241

325,2193

517,5401

667,1598

687,7505

588,0668

Пригоден

34

0,621

112,494

321,9881

689,2044

618,5403

943,3016

1130,291

689,2044

Не
пригоден

35

0,621

112,494

321,9881

419,77

618,5403

943,3016

860,8568

689,2044

Не
пригоден

36

0,618

112,6028

326,6939

428,3911

614,2363

944,1817

866,1304

684,8937

Не
пригоден

37

0,622

112,4171

71,99043

167,006

621,581

696,0069

610,4579

692,2578

Пригоден

38

0,618

112,6028

326,6939

158,6728

614,2363

944,1817

596,4121

684,8937

Не
пригоден

39

0,614

112,786

42,14209

150,4403

606,9794

653,1794

582,5354

677,618

Пригоден

.3 Анализ результатов расчета режимов

На основании технологического расчета возможных
режимов было установлено, что режимы 8, 9, 16, 17, 30,34-36, 38 не пригодны для
перекачки нефти по МН из-за невыполнения условий по максимальному давлению на
выходе НПС.

Все оставшиеся режимы подходят для работы на
данном участке магистрального нефтепровода. При работе на этих режимах
обеспечивается необходимый подпор перед станциями, не превышается допустимое
давление, отсутствуют самотечные участки.

4. ВЫБОР РАЦИОНАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ

.1 Методика построения границы рациональных
режимов

насосный перекачка магистральный
нефтепровод

Несмотря на существование множества возможных
режимов эксплуатации МН, использовать необходимо те из них, при которых
удельные затраты энергии на перекачку 1 тонны нефти будут наименьшими.

Величина удельных энергозатрат для выбранного
режима работы МН рассчитывается по формуле:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09, (28)

где Nпотр
П
— мощность, потребляемая подпорными насосами;

Nпотр М jk — мощность,
потребляемая k-м магистральным насосом на j-й НПС;

Q — производительность
нефтепровода при работе на выбранном режиме.

Величина потребляемой мощности находится по
формулам:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09; (29)

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09, (30)

где ηН,
η
Э,
η
МЕХ
— величины КПД насоса, электродвигателя и механической пере

дачи соответственно.

Для механической муфты можно принять ηМЕХ
=0,99.

Величина КПД насоса определяется по формуле (4)
для производительности МН при работе на выбранном режиме.

КПД электродвигателя hЭ
в зависимости от его загрузки:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09, (31)

где r, r1, r2
— эмпирические коэффициенты, принимаемые в соответствии с типом
электродвигателя по таблице 9;

KЗ
— коэффициент загрузки электродвигателя, равный отношению мощности на валу
электродвигателя NЭ (без учета
η
Э)
к его номинальной мощности NЭН:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09. (32)

Таблица 10 — Значения коэффициентов
в уравнении (31)

Тип
электродвигателя

r1

r2

r3

Синхронный

0,890

0,114

-3,601·10-2

Асинхронный

0,452

0,987

-0,592

Найденные для всех возможных режимов работы
нефтепровода величины EУДнаносят на график в
зависимости от Q, после чего через минимальные значения EУДпри каждом расходе проводится огибающая линия. Левой границей этой линии
будет режим, имеющий наименьшую величину удельных энергозатрат на перекачку.
Значения остальных узловых режимов будут определяться из условия:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09. (33)

Тем самым выявляется ряд
рациональных режимов эксплуатации МН.

4.2 Примеры и результаты расчетов

Рассмотрим в качестве примера 10-ый
режим эксплуатации МН и определим для него величину удельных затрат энергии Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

Определяем КПД насосов при работе на
данном режиме.

КПД подпорных насосов определяем по
формуле (11):

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

В связи с тем, что значения
апроксимационных коэффициентов (для нахождения КПД насосов) одинаковые, то
значение КПД основных насосов

НМ 3600-230 с D2=460,450
мм
находится следующим образом:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09

Определим коэффициент загрузки
электродвигателя каждого насоса по формуле (32). Тип всех используемых
электродвигателей — синхронный, поэтому принимаем по таблице №10:1 =
0,89, r2 = 0,114, r3 = -0,03601.

Для подпорных насосов:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

Для основных насосов с D2=460мм:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

Для основных насосов с D2=470мм:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

Для основных насосов с D2=450мм:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

Определяем КПД электродвигателей
каждого насоса при работе МН на данном режиме по формуле (31).

Для подпорных насосов:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

Для основных насосов с D2=460мм:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

Для основных насосов с D2=415мм:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

Для основных насосов с D2=410мм:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

Аналогичные расчеты проводятся для
других режимов эксплуатации МН, которые прошли отсеивание по минимальному
давлению на входе НПС, максимальному на выходе и отсутствию самотечных
участков.

Результаты занесены в таблицу 11.

Таблица 11 — Результаты расчетов КПД
насосов и электродвигателей

Q,
куб. м/с

КПД
насоса


— коэффициент загрузки

КПД
эл. дв.

подп.

460

470

450

подп.

460

470

450

подп.

460

470

450

1

0,255

0,5042

0,6918

0,5574

0,6918

0,4308

0,3010

0,3906

0,2878

0,9324

0,9210

0,9290

0,9198

2

0,261

0,5160

0,7007

0,5674

0,7007

0,4301

0,3036

0,3920

0,2903

0,9323

0,9212

0,9291

0,9200

3

0,361

0,7307

0,8626

0,7491

0,8626

0,4127

0,3345

0,4054

0,3195

0,9309

0,9241

0,9303

0,9227

4

0,371

0,7519

0,8787

0,7670

0,8787

0,4107

0,3363

0,4058

0,3212

0,9307

0,9242

0,9303

0,9229

5

0,366

0,7412

0,8706

0,7580

0,8706

0,4117

0,3354

0,4056

0,3204

0,9308

0,9241

0,9303

0,9228

6

0,361

0,7307

0,8626

0,7491

0,8626

0,4127

0,3345

0,4054

0,3195

0,930

0,9241

0,9303

0,9227

7

0,366

0,7412

0,8706

0,7580

0,8706

0,4117

0,3354

0,4056

0,3204

0,9308

0,9241

0,9303

0,9228

10

0,443

0,9158

1,0029

0,9043

1,0029

0,3949

0,3445

0,4050

0,3287

0,9294

0,9250

0,9302

0,9235

11

0,451

0,9365

1,0186

0,9215

1,0186

0,3928

0,3450

0,4045

0,3291

0,9292

0,9250

0,9302

0,9236

12

0,442

0,9158

1,0029

0,9043

1,0029

0,3949

0,3445

0,4050

0,3287

0,9294

0,9250

0,9302

0,92358

13

0,439

0,9079

0,9969

0,8977

0,9969

0,3443

0,4051

0,3285

0,9294

0,9249

0,9302

0,9235

14

0,446

0,9261

1,0107

0,9129

1,0107

0,3938

0,3448

0,4048

0,3289

0,9293

0,9250

0,9302

0,9236

15

0,443

0,9182

1,0048

0,9063

1,0048

0,3946

0,3446

0,4049

0,3288

0,9293

0,9250

0,9302

0,9235

18

0,510

1,0800

1,1278

1,0409

1,1278

0,3785

0,3457

0,3999

0,3295

0,9279

0,9251

0,9298

0,9236

19

0,509

1,0769

1,1254

1,0383

1,1254

0,3788

0,3458

0,4000

0,3295

0,9280

0,9251

0,9298

0,9236

20

0,509

1,0769

1,1254

1,0383

1,1254

0,3788

0,3458

0,4000

0,3295

0,9280

0,9251

0,9298

0,9236

21

0,506

1,0698

1,1200

1,0323

1,1200

0,3795

0,3458

0,4003

0,3296

0,9280

0,9251

0,9298

0,9236

22

0,509

1,0769

1,1254

1,0383

1,1254

0,3788

0,3458

0,4000

0,3295

0,9280

0,9251

0,9298

0,9236

23

0,517

1,0975

1,1411

1,0553

1,1411

0,3767

0,3456

0,39926

0,3293

0,9278

0,9250

0,9297

0,9236

24

0,514

1,0904

1,1356

1,0494

1,1356

0,3774

0,3456

0,3995

0,3294

0,9279

0,9251

0,9298

0,9236

25

0,570

1,2315

1,2432

1,1660

1,2432

0,3633

0,3426

0,3930

0,3262

0,9266

0,9248

0,9292

0,9233

26

0,568

1,2249

1,2382

1,1606

1,2382

0,3640

0,3428

0,3933

0,3264

0,9267

0,9248

0,9292

0,9233

27

0,566

1,2211

1,2353

1,1575

1,2353

0,3643

0,3429

0,3935

0,3265

0,9267

0,9248

0,9292

0,9233

28

0,564

1,2145

1,2303

1,1521

1,2303

0,3650

0,3431

0,3938

0,3267

0,9268

0,9248

0,9293

0,9234

29

0,574

1,2419

1,2512

1,1746

1,2512

0,3623

0,3423

0,3924

0,3258

0,9265

0,9248

0,9291

0,9233

31

0,572

1,2353

1,2461

1,1692

1,2461

0,3629

0,3425

0,3928

0,3261

0,9266

0,9248

0,9292

0,9233

32

0,566

1,2211

1,2353

1,1575

1,2353

0,3643

0,3429

0,3935

0,3265

0,9267

0,9248

0,9292

0,9233

33

0,564

1,2145

1,2303

1,1521

1,2303

0,3650

0,3431

0,3938

0,3267

0,9268

0,9248

0,9293

0,9234

37

0,622

1,3673

1,3469

1,2777

1,3469

0,3498

0,3374

0,3855

0,3209

0,9254

0,9243

0,9286

0,9228

39

0,614

1,3463

1,3309

1,2605

1,3309

0,3519

0,3384

0,3867

0,3218

0,9256

0,9244

0,9287

0,9229

Рефераты:  реферат Организация и методика подготовки к туристическому походу

Определяем потребляемую мощность при работе все
при том же режиме перекачки по формулам (29) и (30).

Потребляемая мощность подпорных насосов:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09 кВт.

Потребляемая мощность основного
насоса с D2=460мм:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09 кВт.

Потребляемая мощность основного
насоса с D2=415мм:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09 кВт.

Потребляемая мощность основного
насоса с D2=450мм:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09 кВт.

Тогда величина удельных затрат энергии
по формуле (24):

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09 кВт*ч/т.

Аналогично рассчитываются
потребляемые мощности и величина удельных энергозатрат для других режимов.

Результаты занесены в таблицу 12.

Таблица 12 — Расчет удельных
энергозатрат для возможных режимов


и Режим

Q,
куб.м/с

Q,
куб.м/ч

N
— потребляемая мощность

Eуд

подп.

460

470

450

1

0,255

919,4

577,6512

1029,701

1324,422

985,7894

2,02874

2

0,261

940,1

576,6976

1038,274

1329,204

993,9622

2,35273

3

0,361

1301,8

554,173

1140,531

1372,881

1090,948

2,527464

4

0,371

1336,1

551,6322

1146,314

1374,026

1096,37

2,866092

5

0,366

1318,9

552,91

1143,49

1373,504

1093,726

2,701151

6

0,361

1301,8

554,173

1140,531

1372,881

1090,948

2,527464

7

0,366

1318,9

552,91

1143,49

1373,504

2,701151

10

0,443

1593,3

531,135

1173,427

1371,457

1121,316

2,95093

11

0,451

1624,8

528,4853

1175,002

1370,001

1122,684

3,173802

12

0,442

1593,3

531,1356

1173,426

1371,457

1121,316

2,950943

13

0,439

1581,2

532,1443

1172,731

1371,957

1120,703

2,934487

14

0,446

1609,03

529,8164

1174,255

1370,757

1122,04

3,064702

15

0,443

1597

530,8279

1173,628

1371,298

1121,492

3,050134

18

0,510

1838,5

509,8736

1177,381

1354,976

1123,915

3,37296

19

0,509

1833,9

510,2814

1177,469

1355,381

1124,023

3,303295

20

0,509

1833,9

510,2814

1177,469

1355,381

1124,023

3,303295

21

0,506

1823,5

511,2103

1177,649

1356,293

1124,25

3,289239

22

0,509

1833,9

510,2814

1177,469

1355,381

1124,023

3,303295

23

0,517

1864,0

507,5929

1176,787

1352,658

1123,211

3,46569

24

0,514

1853,6

508,5258

1177,05

1353,617

1123,519

3,453735

25

0,570

2055,1

490,122

1167,187

1332,272

1112,942

3,665518

26

0,568

2045,8

490,9821

1167,848

1333,372

1113,63

3,653975

27

0,566

2040,6

491,4705

1168,215

1333,992

1114,012

3,601427

28

0,564

2031,3

492,329

1168,846

1335,076

1114,671

3,589205

29

0,574

2069,7

488,7627

1166,107

1330,515

1111,821

3,727649

31

0,572

2060,5

489,6245

1166,797

1331,631

1112,537

3,716753

32

0,566

2040,6

491,4705

1168,215

1333,992

1114,012

3,601427

33

0,564

2031,3

492,329

1168,846

1335,076

1114,671

3,589205

37

0,622

2242,4

472,4872

1150,059

1307,931

1095,38

3,869085

39

0,614

2213,9

475,2037

1153,11

1311,885

1098,485

3,847262

Наносим все полученные значения удельных
энергозатрат на график зависимости энергозатрат от расхода перекачиваемой
нефти. Далее определяем границы области рациональных режимов. Первой узловой
точкой будет режим, имеющий наименьшую величину удельных энергозатрат на
перекачку, то есть режим 1. Каждая следующая узловая точка определяется из
условия (33).

Определяем вторую узловую точку. Для
этого определим для каждого режима с производительностью большей, чем в первой
узловой точке, величину Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

Рассмотрим к примеру 36 режим
перекачки:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

Затем так же определяем следующие
узловые точки. Результаты расчета величины Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09 для режимов при определении узловых
точек приведены в таблице 13.

Таблица 13 — Расчет Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09 для
определения узловых точек

Поиск
2 точки

Поиск
3 точки

Поиск
4 точки

Поиск
5 точки

Поиск
6 точки

dЕуд/dQ

dЕуд/dQ

dЕуд/dQ

dЕуд/dQ

dЕуд/dQ

2

Qi
< QВ

2

 Qi
< QВ

2

Qi
< QВ

2

Qi
< QВ

2

Qi
< QВ

3

0,001847

3

3

3

3

4

0,002921

4

0,010147

4

0,00023

4

4

5

0,002414

5

0,010282

5

0,00074

5

5

10

0,002371

10

0,001778

10

 Qi
< QВ

10

10

11

0,002869

11

0,002498

11

0,00564

11

0,00129

11

0,00452

13

0,002354

13

0,001769

13

 Qi
< QВ

13

Qi
< QВ

13

 Qi
< QВ

14

0,002629

14

0,002162

14

0,00477

14

0,00087

14

0,00121

15

0,002618

15

0,002172

15

0,00742

15

0,00084

15

Qi
< QВ

18

0,002925

18

0,002225

18

0,00198

18

0,00138

18

0,00153

19

0,00278

19

0,002054

19

0,00169

19

Qi
< QВ

19

Qi
< QВ

21

0,002765

21

0,002045

21

0,00168

21

21

23

0,003084

23

0,00239

23

0,00221

23

0,00158

23

0,00181

24

0,003075

24

0,00239

24

0,00223

24

0,00157

24

0,00182

25

0,003221

25

0,002385

25

0,00200

25

0,00171

25

0,00172

26

0,00321

26

0,002379

26

0,00200

0,0017

26

0,00172

27

0,003113

27

0,002279

27

0,00187

27

0,00159

27

0,00158

28

0,003101

28

0,002271

28

0,00186

28

0,00158

28

0,00157

29

0,003325

29

0,002485

29

0,00212

29

0,00181

29

0,00185

31

0,003315

31

0,002481

31

0,00212

31

0,00181

31

0,00185

37

0,003393

37

0,002457

37

0,00200

37

0,00185

37

0,00178

39

0,003383

39

0,002461

39

0,00202

39

0,00185

39

0,00179

Поиск
7 точки

Поиск
8 точки

Поиск
9 точки

Поиск
10 точки

Поиск
11 точки

dЕуд/dQ

dЕуд/dQ

dЕуд/dQ

dЕуд/dQ

dЕуд/dQ

2

Qi
< QВ

2

Qi
< QВ

2

Qi
< QВ

2

Qi
< QВ

2

Qi
< QВ

3

3

3

3

3

4

4

4

4

4

5

5

5

5

5

10

10

10

10

10

11

0,006984

11

0,000823

11

11

11

13

Qi
< QВ

13

Qi
< QВ

13

13

13

14

14

14

14

14

15

15

15

15

15

18

0,001535

18

18

18

18

19

Qi
< QВ

19

19

19

19

21

21

21

21

21

23

0,001822

23

0,003692

23

0,0014

23

0,00115

23

24

0,001832

24

0,005405

24

0,00139

24

Qi
< QВ

24

25

0,00172

25

0,00151

25

Qi
< QВ

25

25

26

0,001715

26

0,001508

26

26

26

27

0,001577

27

0,001255

27

27

27

28

0,001568

28

0,001239

28

28

28

29

0,001851

29

0,001727

29

0,00158

29

0,00141

29

0,00142

31

0,00185

31

0,001736

31

0,00158

31

0,00141

31

0,00141

37

0,00177

37

0,001498

37

Qi
< QВ

37

Qi
< QВ

37

39

0,00178

39

0,001522

39

39

39

Режимы 6,7,12,20 и 22,32,33 не рассматривались в
таблице приведенной выше, т.к. значения данных режимов абсолютно идентичны
режимам перекачки с номерами 3,5,10,19,27,28 соответственно.

Первой узловой точке соответствует режим — №1 ;

Второй узловой точке соответствует режим — №3;

Третьей узловой точке соответствует режим — №13;

Четвертой узловой точке соответствует режим — №4

Пятой узловой точке соответствует режим — №15

Шестой узловой точке соответствует режим — №14

Седьмой узловой точке соответствует режим — №18

Восьмой узловой точке соответствует режим — №11

Девятой узловой точке соответствует режим — №24

Десятой узловой точке соответствует режим — №23

Одиннадцатой узловой точке соответствует режим —
№31

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09

Рис. 5 — Граница рациональных режимов и
планируемая производительность

4.3 Выбор режима циклической перекачки

Дальнейшие расчеты выполняются следующим
образом. Пусть задан плановый объем перекачки VПЛ в течение
некоторого времени tПЛ.
Следовательно, средняя производительность перекачки в течение планового периода
времени составит

=VПЛ
/
tПЛ.

Поскольку, как правило, найденная величина Q
не совпадает ни с одним из рациональных режимов, то обеспечить плановый объем
перекачки возможно только при циклической перекачке на двух режимах,
удовлетворяющих условию:

1
< Q < Q2,
(34)

где Q1и Q2
производительность МН при ближайших рациональных режимах соответственно слева и
справа от величины Q.

Время работы нефтепровода на двух дискретных
режимах определяется из решения системы уравнений:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09 (35)

Из уравнения (35) следует:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09. (36)

С учетом V=Q×T,
окончательно получим:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09. (37)

Тогда удельные затраты
электроэнергии будут определяться уравнением:

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09. (38)

На основании вышеизложенной методики
выбираем два дискретных рациональных режима перекачки. Так как Q = 2142,159
м3
, то циклическую перекачку будет вести на двух режимах — 29
и 37.

Первому из этих режимов перекачки
соответствуют:29 = 2069,51 м3, ЕУД1 =
3,728 кВт*ч/т
.

Второму режиму перекачки
соответствуют:37 = 2242,447 м3, ЕУД2 =
3,869 кВт*ч/т
.

Определим продолжительность работы
МН на каждом из режимов в течение года по формулам (37):

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09года ;

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09.

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09;

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09

Удельные затраты электроэнергии при
такой работе МН по формуле (38):

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09кВт*ч/т.

Построим график распределения
напоров по длине магистрального нефтепровода при работе на 29 и 37 режимах
перекачки, выбранных для циклической работы с целью обеспечения планового
объема поставки нефти.

Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09

Рис. 6 — График распределения
напоров для выбранных режимов

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1.   Тугунов
П.И., В.Ф. Новоселов — Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации
нефтебаз и нефтепроводов: Учеб. пособие для ВУЗов. — Уфа: ООО «Дизайн Полиграф
Сервис», 2002. — 658 с.

2.   Коршак
А.А. «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: Учебник для вузов»
/А.А. Коршак, А.М. Нечваль; Под ред. А.А. Коршака. — СПб.: Недра, 2008. — 488
с.

3.   Конспект
лекций по дисциплине “Проектирование и эксплуатация магистральных
нефтепроводов”

Оцените статью
Реферат Зона
Добавить комментарий