4.1 Технологический расчет магистрального нефтепровода
4.1.1. Обоснование выбора основного оборудования перекачивающих станций
Расчетная
плотность нефти при температуре Т=Т
по формуле (1.6)
Сначала вычисляем значение температурной поправки
ξ=1,825-0,001315*825=0,74 кг/(м *К)
Затем расчетную плотность нефти
ρт=825+0,74*(293-284,15)=831,55
кг/м
.
Расчетную
кинематическую вязкость нефти
определяем по формуле Вальтера. По
известным значениям вязкости определяем
коэффициенты А
и В
в
формуле (1.7)
Кинематическая
вязкость в стандартных условиях
мм
/с
Кинематическая
вязкость в нормальных условиях
мм
/с
u – коэффициент крутизны вискограммы, 1/К:
мм
/c
Расчетное
число рабочих дней магистрального
нефтепровода
определяется
с учетом затрат времени на техническое
обслуживание, ремонт и ликвидацию
повреждений и принимается равным
=350
суток в течение года.
Расчетная
часовая производительность нефтепровода
при
определяется
по формуле (1.9)
=2,126
,
Где
G
- годовая (массовая) производительность
нефтепровода, млн.т/год; k
- коэффициент неравномерности перекачки,
величина которого принимается равной:
Однониточных нефтепроводов, подающих нефть к нефтеперерабатывающему заводу, а также однониточных нефтепроводов, соединяющих систему k =1,07;
В соответствии с расчетной часовой производительностью выбираем насосы: магистральный насос НМ 10000-210 и 2 подпорных насоса НПВ 5000-120.
Задаваясь
наибольшими значениями диаметров
рабочих колес D
,
определим напоры, развиваемые насосами
при расчетной производительности
перекачки. Для этого воспользуемся
уравнением напорной характеристики
насоса (1.12), коэффициенты aи
b
приведены в приложениях Е и Ж.
Напор
магистрального насоса
(
=506/486
мм) составит
;
;
Напор
подпорного насоса
(
Определим
рабочее давление(1.11)
при условии, что число последовательно
работающих магистральных насосов на
НПС
=832*9,81*(3*179.16+50.94)*10
=4.8Мпа,
где
g
– ускорение свободного падения,
м/
;
соответственно
напоры, развиваемые подпорным и
магистральным насосами при расчетной
производительности нефтепровода, м;
- число работающих магистральных насосов
на нефтеперекачивающей станции.
Расчетный напор НПС принимается равным (1.14)
=3*179.16=537.48
м;
Скорость перекачки нефти из графика[1] равна
;
Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле (1.10)
=
1062 мм;
Для
дальнейших расчетов принимаем ближайший
стандартный наружный диаметр трубопровода
.Согласно
требованиям СНиП 2.05.06-85, нефтепроводы
диаметром
следует
относить к третьей категории( коэффициент
условий работы m=0.9).
Примем для сооружения нефтепровода прямошовные трубы контролируемой прокатки Харцызского трубопроводного завода, изготавливаемые из стали 12ГСБ.
Так
как перекачку нефти предполагается
производить по системе «из насоса в
насос» согласно СНиП 2.05.06-85, значения
коэффициентов надежности по нагрузке
и надежности по назначению
принимаются
равными соответственно
=1,15
и
=1.
Определим
расчетное сопротивление металла трубы
по
формуле (1.17)
.
Расчетное значение толщины стенки трубопровода по формуле (1.16) составляет
Полученное
значение
округляем в большую сторону до стандартного
значения и принимаем толщину стенки
равной
=12.0мм.
Внутренний диаметр нефтепровода по формуле (1.18) равен
.
Средняя скорость течения нефти (1.19)
.
Режим
течения нефти характеризуется числом
Рейнольдса
(1.22)
По
формулам вычисляем значения относительной
шероховатости трубы k
и переходных чисел Рейнольдса
и
(1.23)
- эквивалентная шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от ее состояния.
Так как <Re< , режим течения нефти является турбулентным в зоне смешанного трения.
Коэффициент
гидравлического сопротивления
определим
по формуле Альтшуля (табл.1.6)
Потери напора на трение в трубопроводе по формуле Дарси-Вейсбаха (1.20)
-
расчетная длина нефтепровода, м;
- коэффициент гидравлического
сопротивления; Величина
гидравлического уклона магистрали из
выражения (1.25)
Суммарные потери напора в трубопроводе по формуле (1.24)
В
расчетах принимаем
=2,
=40
м.
м.
Определение числа перекачивающих станций (1.27)
Округляем в большую сторону (n=1)
Расход Q, м3/ч |
6000 |
6500 |
7000 |
7500 |
8000 |
8500 |
hм , м |
227,616 |
214,216 |
199,744 |
184,2 |
167,584 |
149,896 |
hп , м |
78,748 |
71,048 |
62,732 |
53,8 |
44,252 |
34,088 |
Характеристика ТП постоянного диаметра |
325,9179017 |
364,4734 |
402,8865 |
447,0656 |
494,1587 |
544,1646 |
n=1; mм=3 |
840,344 |
784,744 |
724,696 |
660,2 |
591,256 |
517,864 |
n=1; mм=2 |
612,728 |
570,528 |
524,952 |
476 |
423,672 |
367,968 |
n=1; mм=1 |
385,112 |
356,312 |
325,208 |
291,8 |
256,088 |
218,072 |
Графическое построение совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающих станций
