2.Расчетная часть

2.1. Определение объема резервуарного парка

Находим суточную производительность :

(м³/ч)

где G (годовая производительность) =12 млн. т/год;

ρ (плотность нефти) =860 кг/м³.

К- коэффициент использования резервуарной емкости – 0,95;

Определяем объем резервуарного парка на НПС «Новороссийск». Исходим из того, что на НПС необходимый объем резервуарного парка принимается примерно равным (23)производительности нефтепроводов.

где:

К- коэффициент использования емкости – 0,95;

Теперь определяем кол-во резервуаров на НПС. Для этого полученное значение делим на известные объемы резервуаров : 5000, 10000, 20000, 50000.

где V_р – полезный объем резервуара, м³;

V – объем резервуарного парка.

1. 

2. 

3. 

4. 

Для меня оптимальным вариантом будет является 7 резервуара объемом 20000 м³ каждый (6).

Определяем процент фактического объема резервуарного парка от теоретического

5- что соответствует нормам строительных требований Таким образом, принимаем 7 резервуара с 20000объемом.

2.2. Подбор насосно-силового оборудования

Определение потребного напора

G = 12 млн. т./год; G – годовая производительность трубопровода,

ρ₂₀ = 0.89 т/м³;(Бавланская нефть) ρ₂₀ – плотность нефти при температуре 20⁰ С,

Расчетная часовая пропускная способность трубопровода.

/ч

где: -годовая производительность;

- плотность нефти.

8400- расчетное число часов работы в году.

2.1.3 Ориентировочное значение внутреннего диаметра.

=

где: W- скорость перекачки.

выбираем диаметры по ГОСТ

2.1.4 Рабочее давление развиваемое НПС при последовательном соединении насосов.

где: - напор развиваемый магистральным и подпорным насосами,

m- число рабочих магистральных насосов.

Насос магистральный НМ 2500-230

Насос подпорный НПВ 2500-80

2.3. Перерасчет характеристики мн

Исходные данные:

Насос: НМ2500-230. Данный насос имеет следующие значения:

Q=2500 м³/ч

Н=230м;

η=87;

D₂=460мм=0,460м;

b₂=81мм=0,081м;

ν_t=1,54*10^-4 см²/сек;

Решение:

;

;

Определяем число Рейнолдса:

По Re 10000, согласно номограмме определяем коэффициенты:

К_Q=0,6

K_H=0,6

K_η=0,95

Определяем параметры насоса при перекачки нефти:

Q_H=K_Q*Q_b=0.6*2500=1500 м³/час;

H_H=K_H*H_b=0.6*230=138 м;

η_H=K_η* η_b=0.95*87=82,65%;

Проведенный расчет, показывает, что насос НМ 2500-230 обеспечивает данную производительность, данного трубопровода, где Q=1347,2 м³/ч.

2.4. Гидравлический расчет

-массовый годовой план перекачки =12 млн т/год

-длина трубопровода L=750 км

-высотная отметка начала трубопровода

-высотная отметка конца трубопровода

-

-вязкость при

- вязкость при

- расчетная температура

1. Определение глубины заложения трубопровода и температура

Где – наружный диаметр трубопровода.

2. Значение плотности нефти при температуре

где – заданная плотность при заданной температуре

– расчетная температура

3. Значение кинематической вязкости ν

где - заданная кинематическая вязкость при заданной температуре;

u – показатель крутизны вязкостно-температурной кривой;

- расчетная температура;

- температура нефти при .

Где заданные кинематические вязкости при заданных температурах.

4. Значение часовой и секундной пропускной способности трубопровода

Где - массовый годовой план перекачки;

– плотность продукта;

8400 – заданное время работы трубопровода в году

5. Значение внутреннего диаметра трубопровода

Где W – рекомендуемая скорость перекачки, определяемая из графика W= 2,1 м/с

- секундная пропускная способность трубопровода.

По расчетному значению принимается ближайшее в большую сторону значение наружного диаметра трубы

6. Для дальнейшего расчета выбираем еще два смежных диаметра, чтобы выполнялось условие

7. В соответствии с расчетной пропускной способность трубопровода выбираем основные и подпорные насосы

1) Основной НМ 2500-230

2)Подпорный НПВ 2500-80

8. Значение рабочего давления развиваемое НПС

Где m_p– число рабочих магистральных насосов;

h_м и h_n– соответственно напор, м, развиваемый магистральным и подпорным насосами;

– допустимое давление нефтеперекачивающей станции.

9. Находим значение толщины стенки трубы

Где n– коэффициент надежности по нагрузке n =1,15;

R₁– расчетное сопротивление металла трубы;

Р– рабочее давление в трубопроводе;

- наружный диаметр трубопровода.

Где σ_в– предел прочности металла трубы

σ_в1 =500 Мпа; σ_в2 =520 Мпа; σ_в3 =480 Мпа

m_у– коэффициент условий работы трубопровода, зависящий от его категории: для подземных магистральных нефтепродуктопроводов принятом m=0,9;

- коэффициент надежности по материалу

; ;;

- коэффициент надежности по назначению трубопровода;

; ;

10. Для каждого трубопровода определяем внутренний диаметр

Где - толщина стенки принимаемая по сортаменту;

- диаметр наружный.

11. Определяем фактическую скорость перекачки

Где – часовая пропускная способность трубопровода;

- внутренний диаметр трубопровода

12. Находим число Рейнольдса

Где - Фактическая скорость перекачки;

- внутренний диаметр трубопровода;

- кинематическая вязкость

Где - относительная шероховатость труб.

Где К – эквивалент шероховатости.

13. Значение коэффициента гидравлического сопротивления

где - коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий от режима течения нефти в трубопроводе

14. Определение гидравлического уклона

Где i – гидравлический уклон.

15. Определение полной потери для каждого варианта

Где 1,02 – коэффициент, учитывающий потери напора в местных сопротивлениях линейной части трубопровода;

- расчетная длина трубопровода;

- высотная отметка начала трубопровода;

- высотная отметка конца трубопровода.

Где 1,05-коэффициент развития трассы.

16. Определение числа перекачивающих станций

Где – напор станции;

- чисто эксплуатационных участков ;

- значительный напор (до 115 м);

- остаточный напор (2040 м);

Н- полная потеря в трубопроводе.

Вывод: Таким образом, с помощью технологического расчета магистральных нефтепроводов мы определили, что экономически самые выгодным является трубопровод с диаметром = 1220 мм, толщиной стенки=10 мм и количеством насосных станцийn= 5.

Список использованной литературы.

1. Г. Г. Васильев, Г. Е. Коробков «Трубопроводный транспорт нефти» 2002 г.

2. А. М. Шаммазов, В. Н. Александров «Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций» 2003 г.

3. Колпаков И. Г. «Эксплуатация центробежных магистральных насосов». 1988 г.

4. Галеев В.Б., КарпачевМ. З.,Харламенко В.И. «Магистральные нефтепродуктопроводы» М: Недра 1976

5. Галеев В.Б., Харламенко В.И.,Сощенко Е.М.,Мацкин Л.А. «Эксплуатация магистральных нефтепродуктопроводов» М: Недра 1973

6. Тугунов П.И., Новоселов В.С., Коршак А.А., Шаммазов А.М. – Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. – Уфа.: ООО ДизайнПолиграфСервис, 2002. – 658 с

7. Губин В.Е., Новоселов В.С., Тугунов П.И. – Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепродуктопроводах. – М.: «Недра», 1968 г.

8. В.И.Харламенко, М.В. Голуб Эксплуатация насосов магистральных нефтепродуктопроводов. — М.: Недра, 1978

9. Петров В.Е. Машинист технологических насосных на нефтеперекачивающих станциях. – М.: Недра, 1986. – 220.

10. Березин В.Л. и др. Капитальный ремонт магистральных трубопроводов. – М.: Недра, 1978. 274 с.

11. Шаммазов А. М. И др. Подводные переходы магистральных нефтепроводов. – М.: ООО «Недра – Бизнесцентр», 2000. – 237с.