Технологический расчет магистрального нефтепродуктопровода

Дифференциальный напор рабочих насосных агрегатов НПС определяется по формуле:Hст.диф=аr-brQ2, м (2.17)где аr и br- коэффициенты, зависящие от типа установленных насосов и схемы их соединения.Если на станции установлены одинаковые насосы, то:- при последовательной схеме их соединения:аr=r аr; br=r br (2.18)- при параллельной схеме их соединения:аr=аi; br=bi/r2 (2.19)где ai, и bi - коэффициенты напорной характеристики i-то насоса;r – число, работающих насосов, шт.Hст.диф=3350,2-30,2110-6271,32=1050,55 мHн=74,7-(0,4210-6271,32)/22=74,69 мНапор насосной станции складывается из дифференциального напора насосных агрегатов и противокавитационного подпора. С учетом вышесказанного аналитическими выражениями для определения напора НПС являются следующие формулы:подпорная насосная:, м, (2.20)где Δh – подпор перед подпорными насосами, м;головная перекачивающая станция:, м. (2.21)промежуточная перекачивающая станция:, м. (2.22) 2.5Расстановка перекачивающих станций на профиле трассыОпределение местонахождения нефтеперекачивающих станций на сжатом профиле трубопровода производилось графическим методом В.Г. Шухова.Первоначально строится профиль трубопровода на миллиметровой бумаге (возможно построение с помощью ПК в Excel) составляется по данным пикетажного и нивелирного журналов. Масштаб вертикальных расстояний на профиле принимается в 10 раз крупнее, чем для горизонтальных расстояний. Вертикальный масштаб профиля соответствует масштабу напора, горизонтальный – длины нефтепровода.Расстановка НПС должна производиться с учетом равномерного распределения напоров по всем насосным станциям нефтепровода.При расстановке станций на сжатом профиле трубопровода следует учитывать необходимость противокавитационного подпора на магистральных насосных станциях, который на головной создается подпорными насосами, а на промежуточных – насосами предыдущей НПС. При известном напоре на выходе НПС местоположение станций на профиле трассы определяется следующим образом: на сжатом профиле (рисунки3и 4) от начальной точки трассы в масштабе высот профиля откладываем по вертикали величину подпора Нп, затем от подпора отложим суммарный напор всех НПС Нст, получим точку А. От конечной точки трассы откладываем величину Нк (20 - 40м), получим точку В. Соединим точки А и В, полученная наклонная прямая и есть линия гидравлического уклона i. Из точек 2,1 суммарного напора станций проводим линии параллельные линии гидравлического уклона. Точки пересечения этих линий с линией подпора спроецируем на профиль трассы и получим место расположения НПС.Рисунок 3 – Профиль трассы с учетом подпорного напораРисунок 4 – Расстановка НПС с округлением в большую сторону числа станций2.6Определение режимов работы перекачивающих станцийОпределение режима работы насосных станций проводится с целью нахождения среднего значения дифференциального напора магистральных (основных) насосных агрегатов на станциях и диаметра их рабочих колес. Расчетный дифференциальный напор всех работающих магистральных насосных агрегатов Н.диф. на трубопроводе, определяется по полным потерям напора Н (2.6) за вычетом противокавитационного подпора Нв:, м, (2.23)Дифференциальный напор , развиваемый одним из последовательно включенных магистральных насосов на НПС, находится по формуле:, м, (2.24)где m – число всех работающих на трубопроводе насосов, шт.Расчетный дифференциальный напор насоса больше напора (300 м), создаваемым выбранным насосом по заводским характеристикам, поэтому обрезку рабочих колес насосов проводить не требуется.2.7Расчет необходимой вместимости резервуарного паркаДля определения требуемой вместимости резервуарного парка необходимо знать прогнозируемый среднесуточный расход нефти в расчетном году.Суммарный полезный объем резервуарных парков на головных нефтеперекачивающих станций и на конечных пунктах составляет 2,5Vсут.V=2,5Qчас24/0,81 , (2.25)где 0,84 – коэффициент использования емкости для РВСП 10000.V=2,524/0,84=19378,57 м3Резервуар РВСП 10000 представляет собой металлическую конструкцию стенки, крыша и днище, которой выполнены из нержавеющей стали. Диаметр резервуара 22,80 м, а его высота 12,0 м. резервуар со стационарной каркасной купольной крышей, оснащён понтоном, что позволяет уменьшить потери нефти от испарений. Резервуары оборудованы дыхательной, огнепреградительной и предохранительной арматурой, устройствами для отбора проб и измерения уровня жидкости. Необходимо применение 2 резервуаров РВСП 10000.ЗаключениеВ данном курсовом проекте был выполнен технологический расчет магистрального нефтепровода, определено количество нефтеперекачивающих станций и проведена их расстановка по трассе.Расчетная производительность нефтепровода Qсут=271,3 м3/ч, в соответствии с этим для оснащения насосных станций были выбраны магистральные насосы НМ 500-300 (2 единицы) и четыре подпорных насоса НПВ 600-60. Всего по трассе трубопровода расположено две нефтеперекачивающих станций. При полученной суточной производительности необходимо применить 2 резервуара типа РВСП 10000.В современном мири трубопроводный транспорт имеет важную роль в нефтегазовой отрасли. Он является основным и наиболее экономичным способом транспортировки нефти с мест добычи на нефтеперерабатывающие заводы и для экспорта. Также использование магистральных трубопроводов позволяет снизить нагрузку на железнодорожный транспорт и обеспечивать возможность для других важных грузовых перевозок.Список использованных источников1 М.В. Лурье Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа для неспециалистов /. – М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2012. – 150 с.2 Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов / П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов, А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. Учебное пособие для ВУЗов. – Уфа: ООО «Дизайн – ПолиграфСервис», 2002. – 658 с.3 Технологический расчет нефтепроводов / Э.М. Блейхер [и др.]. - М.: Лаборатория тиражирования и оформления МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1981. - 82 с.4 Трубопроводный транспорт нефтепродуктов / И.Т Ишмухаметов, С.Л. Исаев, М.В. Лурье, С.П. Макаров. - М.: Нефть и газ, 1999. - 300 с.5 Трубопроводный транспорт нефти и газа / Р.А. Алиев, В.Д. Белоусов, А.Г. Немудров. 2-е изд., перераб. и доп. - М.:Недра, 1988. - 368 с.6Бобрицкий И.В., Юфин В.А. Основы нефтяной и газовой промышленности/.- М.: Недра, 1988.- 200 с7 Николаев А.С. Единая транспортная система /. - М.: Лицей, 2001 - 346 с.8 Лившиц В.Н. Транспорт за 100 лет // Россия в окружающем мире /. - М.: 2002 г. - 435 с.9 Трубопроводный транспорт нефти и газа. Под ред. Юфина В.А.М.: Недра, 2000 г. - 407 с.10 Повышение эффективности трубопроводного транспорта / Отв. ред. Борисенко Т. М. - Москва : ИКТП, 1983 - 194 с.