Технологический расчёт магистрального нефтепровода

 

Выделенные режимы работы нефтепровода в пределах первого  эксплуатационного участка, для  которых условия (3.7.6) и (3.7.7) выполняются.

 

8. Выбор рациональных режимов  эксплуатации магистрального нефтепровода

 

Подпорные насосы укомплектованы асинхронными электродвигателями ВАОВ800L-4У1, мощностью 2000 кВт, а магистральные насосы – синхронными электродвигателями СДТП3150-2УХЛ 4, мощностью 3150 кВт. Для возможных режимов перекачки определим значения удельных энергозатрат. В качестве примера рассмотрим один из режимов перекачки, например, режим №1 (3-3-3-3-3) с производительностью 5708 .

По формулам (3.2.3) и (3.8.2) определяем напоры и к.п.д. подпорного и магистрального насосов:

 

,

 

По формулам (3.8.3) и (3.8.4) определяем коэффициенты загрузки и  к.п.д. электродвигателей подпорного и магистрального насосов:

 

 

По формуле (3.8.1) рассчитываем значения потребляемой мощности подпорного и магистрального насосов:

 

кВт,

кВт.

 

Удельные затраты на 1 тонну нефти и значение производной  для каждого возможного режима перекачки определяем по формулам (3.8.5) и (3.8.11):

 

 

Таблица 6 – Результаты расчетов механических характеристик  подпорного и магистрального насосов  и их электродвигателей.

dEуд/dQ	ηмн	ηпн	Кзм	Кзп	ηэм	ηэп	Nпотр м	Nпотр п
0,002856	87,3	81,7	0,506	0,551	0,9385	0,8160	1698,7	1349,5
0,002764	86,8	82,5	0,513	0,542	0,9390	0,8129	1720,6	1332,5
0,002764	86,8	82,5	0,513	0,542	0,9390	0,8129	1720,6	1332,5
0,002653	86,2	83,2	0,519	0,533	0,9395	0,8098	1740,4	1315,9
0,002653	86,2	83,2	0,519	0,533	0,9395	0,8098	1740,4	1315,9
0,002553	85,3	83,9	0,526	0,523	0,9400	0,8061	1761,5	1296,4
0,002298	83,3	84,9	0,537	0,502	0,9408	0,7982	1797,6	1257,1
0,002298	83,3	84,9	0,537	0,502	0,9408	0,7982	1797,6	1257,1
0,002168	81,9	85,2	0,542	0,490	0,9412	0,7934	1814,6	1234,4
0,002021	80,2	85,3	0,547	0,477	0,9416	0,7881	1829,4	1210,7
0,002021	80,2	85,3	0,547	0,477	0,9416	0,7881	1829,4	1210,7
0,001893	77,9	85,0	0,551	0,462	0,9419	0,7816	1843,3	1182,2
0,001893	77,9	85,0	0,551	0,462	0,9419	0,7816	1843,3	1182,2
0,001721	75,3	84,3	0,554	0,447	0,9421	0,7750	1852,8	1154,3
0,001721	75,3	84,3	0,554	0,447	0,9421	0,7750	1852,8	1154,3
0,001551	72,0	82,8	0,556	0,430	0,9423	0,7671	1858,9	1122,0
0,001551	72,0	82,8	0,556	0,430	0,9423	0,7671	1858,9	1122,0
0,001551	72,0	82,8	0,556	0,430	0,9423	0,7671	1858,9	1122,0
0,001551	72,0	82,8	0,556	0,430	0,9423	0,7671	1858,9	1122,0
0,001551	72,0	82,8	0,556	0,430	0,9423	0,7671	1858,9	1122,0
0,001356	67,7	80,4	0,556	0,412	0,9423	0,7581	1859,6	1086,7
0,001356	67,7	80,4	0,556	0,412	0,9423	0,7581	1859,6	1086,7
0,001356	67,7	80,4	0,556	0,412	0,9423	0,7581	1859,6	1086,7
0,001117	62,3	76,5	0,554	0,392	0,9421	0,7478	1853,1	1047,7
0,001117	62,3	76,5	0,554	0,392	0,9421	0,7478	1853,1	1047,7
0,001117	62,3	76,5	0,554	0,392	0,9421	0,7478	1853,1	1047,7
0,001117	62,3	76,5	0,554	0,392	0,9421	0,7478	1853,1	1047,7
0,001117	62,3	76,5	0,554	0,392	0,9421	0,7478	1853,1	1047,7
0,000874	54,4	69,7	0,549	0,367	0,9417	0,7345	1835,0	999,4
0,000874	54,4	69,7	0,549	0,367	0,9417	0,7345	1835,0	999,4
-	42,6	57,4	0,537	0,336	0,9408	0,7171	1796,4	938,4

 

График зависимости  удельных энергозатрат от производительности перекачки изображен в приложении 3.

 

Вывод

 

В результате проделанного курсового проекта по технологическому расчёту трубопровода, получили данные, позволяющие сделать следующие выводы: для сооружения магистральных трубопроводов применяют трубы из стали марки 17Г1С Волжского трубного завода по ВТЗ ТУ 1104-138100-357-02-96 с высокими механическими свойствами и толщиной стенки 12 мм.

Расчётная производительность нефтепровода Q=5660 м3/ч, в соответствии с этим для оснащения насосных станций применили насосы: основные НМ 5000-210 и три подпорные НПВ 5000-120. Всего по трассе трубопровода расположено 10 насосных станций.   

На сегодняшний день роль трубопроводного транспорта в системе НПГ чрезвычайно высока. Этот вид транспорта нефти является основным и одним из самых дешевых, от мест добычи на НПЗ и экспорт. Магистральный трубопровод в то же время позволяет разгрузить железнодорожный транспорт, для других важных перевозок грузов народного хозяйства.

Рассматриваемый нефтепровод  может экономично работать на режимах 1, 2, 7, 12.

 

Список используемой литературы

 

1. П.И. Тугунов, В.Ф.  Новоселов, А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов. - Уфа: ООО «Дизайн ПолиграфСервис», 2002. – 658 с.

2. А.А. Коршак, А.М. Нечваль. Трубопроводный  транспорт нефти, нефтепродуктов  и газа: Учебное пособие для  системы дополнительного профессионального образования.- Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2005.-516 с.

3. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы/ Госстрой России.: ГП ЦПП, 1997.- 52с.

4. Г.Г. Васильев., Г.Е. Коробков., А.А.  Коршак., и др.; Под ред. С.М. Вайнштока: Учеб. Для ВУЗов: В 2т. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – Т. 1. – 407 с.

5. А.А. Коршак, А.М. Шаммазов, Г.Е. Коробков и др. Основы трубопроводного транспорта нефтепродуктов. – Уфа: Реактив, 1996. – 158 с.

6. З.Ф. Исмагилова, К.Ф. Ульшина.  «Технологический расчёт магистральных нефтепроводов». Методическое пособие по выполнению курсового проектирования. – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2008. – 68 с.