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 и границы рабочего давления 5,5 ‑ 5,9МПа.

3.2. Подбор насосно-силового оборудования

В соответствии с требуемой производительностью выбираем основной насос типа НМ 3600-230 с параметрами (по меньшему ротору):

и подпорный насос типа НПВ 3600 – 90 с параметрами (по большему ротору):

Рабочее давление определяется:

_{где k - число основных насосов, k = 3}

Рассчитаем рабочее давление для НМ 3600-230 с диаметром рабочего колеса D₂=405 мм и НПВ 3600-90 D₂=610 мм:

МПа

Данная величина попадает в рабочий диапазон.

Окончательно выбираем :

НМ 3600-230 с параметрами и

_{НПВ 3600-9}0 с параметрами и _,

3.3. Расчет толщины стенки нефтепровода

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

R₁ – расчетное сопротивление растяжению металла труб:

Выбираем сталь Челябинского трубопрокатного завода марки 13Г2АФ.

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

мм

Принимаем толщину стенки мм.

Внутренний диаметр трубопровода:

мм.

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

Так как , то режим течения турбулентный, зона гидравлически гладких труб: , .

4.2. Определение гидравлического сопротивления трубопровода

Коэффициент гидравлического сопротивления в зоне гидравлически гладких труб определяется по формуле Блазиуса:

4.3. Определение потерь напора на трение

,

гдеυ - скорость течения нефти в трубопроводе:

Тогда потери напора на трение по длине трубопровода:

м

4.4. Определение полных потерь напора в трубопроводе

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

м

4.5. Определение гидравлического уклона

а) по формуле Дарси-Вейсбаха:

б) по формуле Лейбензона:

4.6. Определение числа станций

Дифференциальный напор одной станции:

h_вн – внутристанционные потери напора, h_вн = 15 м

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 = 3000 м³/ч H₁ = 192 м

Q₂ = 2500 м³/ч H₂ = 208 м

Обточка колеса производится на 0,064557418%.

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 5 НПС, оборудованные однотипными магистральными насосами и создающие одинаковые напоры . На головной НПС установлен подпорный насос, создающий 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	139,9625	139,9625
2	79,3631	79,3631
			153,209	13,2465
3	189,993	110,6299
			113,9595	-39,2495
4	313,5763	123,5833
			180,089	66,1295
5	411,1575	97,5812
			120	-60,089
КП	550	138,8425

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 :

1. Напор станции не должен превышать допустимый напор по условиям прочности трубопровода

_{2) Подпор перед станцией должен быть больше либо равен допустимому напору по условию бескавитационной работы насоса}

Проверка сошлась , станции расставлены верно.

5.4. Совместный график работы нефтепровода и всех НПС

График работы нефтепровода и НПС строится для проверки рабочей точки системы.

Для построения графика выберем 4 точки в рабочей зоне насоса и пересчитаем их значения с учетом обточки рабочего колеса:

Суммарный напор всех НПС определится:

Суммарные потери напора в трубопроводе:

Результаты расчетов представим в виде таблицы:

Таблица 3

Построение графика совместной работы нефтепровода и всех НПС

Q0, м3/час	H0, м	H, м	∑HНПС, м	Hтр, м
3500	208	154,8843	2248,26525	2984,35704
3000	192	168,0101	2445,152135	2314,201407
2500	177	182,011	2655,164813	1723,006418

График совместной работы нефтепровода и всех НПС показан в приложении 2.

Получившаяся рабочая точка системы нефтепровод – НПС подтверждает полученные в ходе расчёта суммарный напор всех НПС и часовую производительность ( , ). Следовательно расчёт выполнен правильно и станции расставлены верно.