Технологический расчет магистральных нефтепроводов
Дипломная работа - Физика
Другие дипломы по предмету Физика
Определяем критическое усилие для криволинейных участков трубопровода по формулам
,
.
Из двух значений выбираем наименьшее и проверяем условие
,9х6,761х106=6,085 МН >5,345 МН
Условие устойчивости криволинейных участков выполняется.
2. Гидравлический расчёт трубопровода
.1 Гидравлический расчет нефтепровода, определение числа перекачивающих станций
Определяем секундный расход нефти и ее среднюю скорость по формулам
,
Определяем режим течения
Так как Re>2320, режим течения жидкости турбулентный.
Определим зону трения
Для этого определяем относительную шероховатость труб при kэ=0,05мм
Первое переходное число Ренольдса
Второе переходное число Ренольдса
Так как Re< ReI, то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб, поэтому коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по формуле из таблицы (3.6.1)
.
Определяем гидравлический уклон в нефтепроводе по формуле
.
Определяем полные потери в трубопроводе, приняв Нкп=40 м. Число эксплуатационных участков определяем по формуле
,
,
.
Определяем расчетный напор одной станции по формуле
Расчетное число насосных станций определяем по формуле
.
Если округлить число НПС в меньшую сторону (6 станций), то гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой лупинга. Приняв диаметр лупинга равным диаметру основного трубопровода, найдем значение ? и длину лупинга по формулам
.
.
Строю совмещенную характеристику нефтепровода постоянного диаметра и нефтепровода, оборудованного с лупингом и нефтеперекачивающих станций. Для этого выполню гидравлический расчет нефтепровода в диапазоне от 1900 до 3100м3/ч с шагом 200 м3/ч. Результаты вычислений представлены в таблице 1.
Таблица 1 - результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций
Расход Q, м3/чНапор насосовХарактеристика трубопроводаХарактеристика нефтеперекачивающих станцийHм, мHп, мс постоян-ным диаметром Н=1,02 iLр+?z+ Nэhостс лупингом Н=1,02 i[Lр-lл(1-?)]+?z+ Nэhост14181920211900186,1 76,11651,161585,4662681,53425,936123798,13984,22100172,6 75,31957,751878,1322491,73182,13354,73527,33699,92300157,8 74,42285,932194,852283,62914,83072,63230,43388,22500141,7 73,52633,442527,612057,32624,12765,82907,53049,22700124,2 72,43005,382884,421811,223082432,22556,42680,62900105,4 71,33395,453257,271546,91968,52073,92179,32284,73100 85,3 70,13809,5033654,171264,31605,51690,81776,11861,4
График совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающей станции представлен в приложении 1.
Точка пересечения М характеристики нефтепровода с лупингом и нефтеперекачивающих станции (n=6) подтверждает правильность определения длины лупинга, так как QМ=Q=2529,715 м3/ч.
При округлении числа НПС в большую сторону рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и нефтеперекачивающей станции при n=7, m=3 рабочая точка переместится в точку М2, а расход соответствует Q2=2612 м3/ч. Если на каждой НПС отключить по одному насосу n=7, m=2, то рабочая точка переместиться в точку М1, а нефтепровод будет работать с производительностью Q1=2300м3/ч.
Так как выполняется условие Q1< Q< Q2, по формуле 3.6.17 рассчитываем время работы нефтепровода на режимах, соответствующих расходам Q1 и Q2.
.2 Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода
Рассмотрим расстановку станций на местности исходя из максимальной производительности нефтепровода при n=7 и Q2=5280 м3/ч.
Гидравлический уклон при максимальной производительности составляет i=0,006648.
Напоры, развиваемые подпорными и магистральными насосами при максимальной подаче Q2, равны
Нмн=246,7-16,8х10-6х26122=132,08 м,
Нпн=79,7-10-6х26122=72,877 м.
Расчетный напор станции составит
.
Найдем
Результаты расстановки станций приведены в таблица 2
Таблица 2 - расчетные значения высотных отметок НПС и длин линейных участков нефтепровода
Нефтеперекачивающая станцияВысотная отметка zi, мРасстояние от начала нефтепровода, кмДлина линейного участка . кмГНПС-163058,4НПС-262,558,458,1НПС-359,8116,559НПС-447,1175,556,1НПС-558,4231,656,4НПС-659,1828858НПС-761,234664КП62,4410-
3. Определение оптимальных режимов работы нефтепровода
.1 Графический метод
Рассмотрим режимы работы магистрального нефтепровода.
Построим суммарную совмещенную характеристику линейных участков нефтепровода и НПС. Задаваясь расходами от 700 до 3100 м3/ч, определяем режимы течения нефти и рассчитываем потери напора на отдельных участках нефтепровода.
Найдем напоры подпорного и магистральных насосов. Результаты расчетов приведены в таблице 3
Таблица 3 - результаты гидравлического расчета участков нефтепровода и напорных характеристик насосов
Q,м3/ч70090011001300150017001900210023002500270029003100w,м/с0,500,650,790,931,081,221,351,511,651,801,942,082,23Re58767554,959233,8610912,7012591,5814270,4615957,4317637,2019316,8820996,6022676,3424356,1026035,8?0,040,030,030,030,030,030,030,030,030,030,030,030,02i0,000,000,000,000,000,000,000,000,010,010,010,010,01H(мн),м238,47233,09226,37218,31208,90198,15186,10172,60157,80141,70124,20105,4085,30Н(пн),м79,2178,8978,4978,0177,4576,8176,1075,3074,4073,5072,4071,3070,10Н1,м38,9360,7486,53116,02149,19185,89225,86269,34316,40365,84418,86474,26533,23Н2,м75,47118,96170,41229,23295,42368,62448,35535,10628,98727,60833,36943,881061,52Н3,м102,60168,12245,63334,24433,95544,22664,34795,02936,431085,011244,331410,811588,03Н4,м151,79238,25340,53457,47589,05734,57893,081065,531252,151448,231658,471878,172112,04Н5,м190,65298,17425,36570,77734,40915,361112,471326,911558,981802,802064,252337,452628,27Н6,м231,83361,00513,82688,51885,091102,491339,301596,931875,732168,662482,762810,973160,36Н7,м316,25469,31650,39857,401090,341347,951628,561933,852264,222611,332983,533372,453786,47К079,2178,8978,4978,0177,4576,8176,175,374,473,572,471,370,11317,67311,982304,862296,318286,3527