Зміст

Вступ

1. Вибір з таблиць згідно з нормами технологічного проектування ВНТП – 2 – 86 трьох значень діаметра трубопроводу і допустимих тисків.

2. Визначення розрахункових значень густини, в’язкості і витрати нафти.

3. Вибір основного обладнання насосно перекачувальної станції і визначення напору, що створює головна і проміжна НПС, вибір робочого тиску.

4. Механічний розрахунок по трьох вибраних діаметрах нафтопроводу з використанням СНиП 2.05.06-82.

5. Гідравлічний розрахунок трьох варіантів трубопроводу за методикою, викладеною в ВНТП 2 – 86, визначення кількості НПС.

6. Вибір оптимального діаметру трубопроводу на основі техніко-економічного розрахунку.

7. Уточнений гідравлічний розрахунок для оптимального діаметру трубопроводу з використанням аналітичних характеристик трубопроводу і НПС.

8. Розстановка станцій на профілі траси трубопроводу за методом Шухова.

Висновок

Перелік використаної літератури

Додатки

1. Програма для проведення механічного розрахунку.

2. Програма для визначення кількості НПС.

3. Програма для проведення уточненого гідравлічного розрахунку.

Вступ

При технологічному розрахунку магістральних нафтопроводів розв'язуються такі основні завдання:

1. Знаходження оптимальних параметрів нафтопроводу: діаметра трубопроводу, тисків на нафтоперекачувальних станціях, товщини стінки трубопроводу і кількості нафтоперекачувальних станцій.

2. Визначення місця розташування нафтоперекачувальних станцій на трасі нафтопроводу.

3. Розрахунок режимів роботи нафтопроводу з врахуванням характеристик насосних агрегатів.

Механічний та гідравлічний розрахунки виконуються для декількох конкуруючих варіантів, що різняться, насамперед, діаметром трубопроводу. При механічному розрахунку визначається необхідна товщина стінки трубопроводу, на основі гідравлічного розрахунку знаходиться необхідна кількість нафтоперекачувальних станцій. Оптимальний варіант параметрів трубопроводу вибирається за результатами техніко-економічних розрахунків. Критерієм оптимізаційних розрахунків може служити мінімальне значення приведених витрат на будівництво та експлуатацію нафтопроводу. Оптимізація параметрів нафтопроводу може проводитись також за критеріями, що базуються на законах ринкової економіки.

Місце розташування нафтоперекачувальних станцій визначається графічно на стислому профілі траси трубопроводу.

Розрахунок режимів експлуатації нафтопроводу передбачає визначення тисків нафти на виході насосних станцій, підпорів перед ними і продуктивності нафтопроводу при умовах, що відрізняються від розрахункових. Розв'язується також питання про регулювання режимів роботи нафтопроводу з метою забезпечення проектних режимів його роботи, про вплив сезонних змін параметрів перекачування на обсяги поставок нафти споживачам.

1. Вибір трьох значень діаметра трубопроводу і допустимих тисків

Таблиця 1.1 – Вхідні дані розрахункової роботи

№ Варіанту	Річне перекачування млн.т/рік	Довжина трубопроводу, км	В’язкість нафти при t=0 С, сСт	В’язкість нафти при t=20 С,сСт	Місцевість
7	16	363	35	25	Гірська-5% Рівнинна-95%

Різниця геодезичних відміток, м	Густина нафти при t=20 С, кг/м3
57	790

За відомим річним обсягом перекачування вибираємо три діаметри нафтопроводу. Вибрані діаметри наведені в таблиці 1.2

Таблиця 1.2 - Вибрані діаметри нафтопроводу

Продуктивність млн.т/рік	Зовнішній діаметр, мм	Допустимий тиск, МПа
11­­­­– ­­­­19	720	5,6-6,1
15 – 27	820	5,5-5,9
17 – 32	1020	5,3-5,9

2. Визначення розрахункових значень густини, в’язкості і витрати нафти

З таблиць вибираємо густину Азербайджанської нафти при 20°С, а також в’язкість при температурах 20°С і 50°С.

ρ₂₀ = 0,790 т/м³; ν₂₀ =25сСт, ν₀ = 35сСт; Визначаємо густину нафти при температурі ґрунту t_гр = 5°С за формулою:

, (2.1)

де − температурна поправка

− густина нафти при 20 ⁰С, кг/м³

t − задана температура, ⁰С

Визначаєм температурну поправку і густину нафти

Тоді густина нафти

В’язкість нафти визначаєм за формулою Рейнольдса-Філонова

, (2.2)

де u – коефіцієнт крутизни віскограми, що визначається за формулою:

, (2.3)

де ν₁, ν₂ – кінематична в’язкість при температурі t₁, t₂ відповідно

,

Розрахункова витрата визначається за формулою

(2.4)

де М – річний обсяг перекачування, т/рік;

К_п – коефіцієнт перерозподілу потоків, К_п = 1.05;

ρ – густина нафти, т/м³;

N – кількість робочих днів нафтопроводу.

З таблиці Д 14 вибираємо кількість робочих днів нафтопроводу в залежності від вибраного діаметру і місцевості прокладання нафтопроводу, N=350.

Визначаємо годинну витрату

Визначаємо секундну витрату

3. Вибір основного обладнання нпс і визначення напору, що створює головна і проміжна нпс, вибір робочого тиску

За відомою годинною витратою нафти вибираємо марку основного і підпірного насоса. Визначаємо робочу зону насоса НМ 2500-230

Q = Q_н∙(0,8...1,2) = 2500 (0,8...1,2) = 2000...3000

Значення обчисленої витрати попадає в робочу зону насоса

НМ 2500-230.

В якості підпірного насоса вибираємо насос НПВ 2500-80, так як значення обчисленої витрати попадає в робочу зону даного насоса.

Q = Q_н∙(0,8...1,2) = 2500 (0,8...1,2) = 2000...3000

З характеристики насоса НМ 2500-230 визначаємо дві точки для обчислення коефіцієнтів а і b.

Q₁ = 2000 м³/год = 0,556 м³/с Н₁ = 250 м

Q₂ = 3000 м³/год = 0,833 м³/с Н₁ = 202 м

У найпростішому випадку при наявності паспортних характеристик насоса коефіцієнти a i b можуть бути обчислені за координатами двох точок напірної характеристики насоса у робочій зоні

, (2.5)

, (2.6)

де H₁, H₂ – напір насоса при подачі Q₁, Q₂ відповідно.

Визначаємо коефіцієнти проміжної НПС

А_НПС = r ∙ a_м = 3 ∙ 281,4 = 844,2 м

В_НПС = r ∙ b_м = 3 ∙ 109,7 = 329,1 м

Аналогічно коефіцієнти a i b обчислюємо для підпірного насоса.

Q₁ = 2000 м³/год = 0,556 м³/с Н₁ = 90 м

Q₂ = 3000 м³/год = 0,833 м³/с Н₁ = 67,5 м

Визначаємо коефіцієнти головної НПС

А_НПС = а_п + r ∙ a_м = 3 ∙ 281,4 + 101,5 = 945,7 м

В_НПС = b_п + r ∙ b_м = 3 ∙ 109,7 + 43,9 = 373 м

В таблицю 3.1 записуємо всі математичні моделі

Таблиця 3.1 - Математичні моделі

Насос / Станція	Коефіцієнти		Математична модель
	А, м	В, с2/м5
Основний насос	281,4	109,7	H = 281,4 – 109,7∙Q2
Підпірний насос	101,5	43,9	H = 101,5 –43,7∙Q2
ГНПС	945,7	373	H = 945,7 – 373∙Q2
НПС	844,2	329,1	H = 844,2 –329,1∙Q2

Визначаємо напір, що створює головна НПС

H_ГНПС = 945,7 – 373∙Q² = 945,7 – 373 ∙0,727² = 748,6 м

Визначаємо тиск, що створює головна НПС

Р_ГНПС = ρg H_ГНПС = 764,94∙ 9.81 ∙ 748,6 = 5617230 Па = 5,62 МПа

Визначаємо напір, що створює проміжна НПС

H_НПС = 844,2 – 329,1∙Q² = 844,2 – 329,1∙0,727² = 670,3 м

Визначаємо тиск, що створює проміжна НПС

Р_НПС = ρg H_НПС = 670,3 ∙ 9.81 ∙ 764,94 = 50296680 Па = 5,03 МПа