Курсовая работа по проектированию магистральных нефтепроводов

По формуле 3.7.4 определяем подпор на входе НПС-2

Определяем напор на выходе НПС-2

Аналогично определяем значение подпора и напора для  НПС-3

В табл. 5 приведены результаты расчетов подпоров и напоров нефтеперекачивающих станций при различном количестве работающих насосов и их комбинациях.

 Таблица 5 - напоры и подпоры нефтеперекачивающих станций при различных числах работающих насосов и комбинаций их включения

№ режима	Общее число основных насосов	Комбинации включения  основных насосов	Q, м3/ч	ГНПС-1		НПС-2		НПС-3		НПС-4
				Нпн1,м	Ннпс1,м	Нпн2,м	Ннпс2,м	Нпн3,м	Ннпс3,м	Нпн3,м	Нпс3,м
1	9	3-3-3	5280	79,06	527,74	67,79	516,47	54,77	503,46
2	8	3-3-2	5036	82,33	552,23	129,0	598,90	174,24	487,51
3		3-2-3		82,33	552,23	129,0	442,26	17,61	487,51
4	7	3-2-2	4780	85,6	576,69	190,56	517,95	130,74	458,13
5		3-3-1		85,6	576,69	190,56	681,64	294,44	458,13
6		3-1-3		85,6	576,69	190,56	354,25	-32,95	458,13
7	6	2-2-2	4514	88,81	430,74	80,98	422,27	72,41	413,69
8		3-2-1		88,81	600,74	251,62	592,91	243,05	413,69
9		3-1-2		88,81	600,74	251,62	422,27	72,41	413,69
10		3-0-3		88,81	600,74	251,62	251,62	-98,24	413,69
11		3-3-0		88,81	600,74	251,62	592,91	243,05	243,05
12	5	2-2-1	4191	92,47	449,55	143,23	321,77	15,087	193,63
13		2-1-2		92,47	449,55	143,23	678,86	372,17	729,26
14		3-1-1		92,47	628,1	321,77	857,40	550,72	729,26
15		3-2-0		92,47	628,1	321,77	678,86	372,17	372,17
16		3-0-2		92,47	628,1	321,77	321,77	15,09	372,17
17	4	2-1-1	3838	96,16	469,17	206,85	393,36	131,09	317,59
18		2-2-0		96,16	469,17	206,85	579,87	317,59	317,59
19		2-0-2		96,16	469,17	206,85	206,85	-55,42	317,59
20		3-0-1		96,16	655,67	393,36	393,36	131,09	317,59
21		3-1-0		96,16	655,67	393,36	579,87	317,59	317,59
22	3	1-1-1	3382	100,43	296,19	86,38	282,13	72,83	268,59
23		2-0-1		100,43	491,95	282,13	282,13	72,83	268,59
24		2-1-0		100,43	491,95	282,13	477,89	268,59	268,59
25		3-0-0		100,43	687,71	477,9	477,89	268,59	268,59
26	2	1-1-0	2853	104,72	309,75	154,48	359,51	205,25	205,25
27		1-0-1		104,72	309,75	154,48	154,48	0,224	205,25
28		2-0-0		104,72	514,77	359,51	359,51	205,25	205,25
29	1	1-0-0	2133	109,30	324,50	232,00	232,00	141,07	141,07

 3.3 Определение рациональных режимов перекачки

Подпорные насосы укомплектованы  асинхроннымы электродвигателями ВАОВ800L-4АУ1, мощностью 2000 кВт, а магистральные насосы – синхронными электродвигателями СТДП3150-2УХЛ4, 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) с производительностью 5280 м³/ч.

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

Н_мн=227,9–2,81х10^-6х5280²=149,562 м,

Н_пн=115,3–1,3х10^-6х5280²=79,058 м.

.

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

,

,

.

Удельные энергозатраты  на 1 тонну нефти, определяемые по формуле

.

В дальнейшем, аналогично предложенному расчету, находим  значения удельных энергозатрат для выделенных режимов в табл. 5.

Возможный режим №29 соответствует наименьшему значению энергозатрат, поэтому первой узловой точкой на графике зависимости удельных затрат от производительности будет точка А.

Для каждого  возможного режима перекачки, при котором выполняется условие Q_i>Q_А по формуле 3.8.11 рассчитываем значение производной

 

.

;

;

;

;

;

;

;

;

 

Значение  является наименьшим, поэтому следующей узловой точкой на графике Е_уд(Q) будет точка с координатами Q=2853 м³/ч и Е_уд=1,816 кВт ч/т.

;

;

;

;

;

;

;

Значение  является наименьшим, поэтому следующей узловой точкой на графике Е_уд(Q) будет точка с координатами Q=3382 м³/ч и Е_уд=2,162 кВт ч/т.

;

;

;

;

;

;

Значение  является наименьшим, поэтому следующей узловой точкой на графике Е_уд(Q) будет точка с координатами Q=3838 м³/ч и Е_уд=2,449 кВт ч/т.

;

;

;

;

;

Значение  является наименьшим, поэтому следующей узловой точкой на графике Е_уд(Q) будет точка с координатами Q=4191 м³/ч и Е_уд=2,727 кВт ч/т.

;

;

;

;

Значение  является наименьшим, поэтому следующей узловой точкой на графике Е_уд(Q) будет точка с координатами Q=4514 м³/ч и Е_уд=2,967 кВт ч/т.

;

;

;

Значение  является наименьшим, поэтому следующей узловой точкой на графике Е_уд(Q) будет точка с координатами Q=4780 м³/ч и Е_уд=3,200 кВт ч/т.

;

;

Значение является наименьшим, поэтому следующей узловой точкой на графике Е_уд(Q) будет точка с координатами Q=5036 м³/ч и Е_уд=3,398 кВт ч/т.

;

 

Строим график зависимости удельных энергозатрат от производительности перекачки. Из расчета  видно, что все из возможных режимов  перекачки являются рациональными.

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

 

Вывод

 

В результате проделанного курсового проекта по технологическому расчёту трубопровода, получила данные, позволяющие сделать следующие выводы: для сооружения магистральных трубопроводов применяют трубы из стали марки 17 Г1С Челябинского трубного завода по ВТЗ ТУ1104-138100-357-02-96, толщиной стенок  11,5 мм. Трубопровод III категории.

Расчётная производительность нефтепровода Q = 4999 м³/ч, в соответствии с этим для оснащения насосных станций применили насосы: основные НМ 5000-210 и подпорные НПВ 5000-120. Всего по трассе трубопровода расположено 7 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.

 

 

Список литературы:

 

1. Исмагилова З.Ф.,  Ульшина К.Ф.Технологический расчет

магистральных нефтепроводов: Методическое пособие по выполнению курсового проекта для студентов, обучающихся по специальности 130501.65 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ», очной формы обучения, для слушателей АЗЦ МРЦПК  – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2008. – 68с.

 

2. 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 «ДизайнПолиграфСервис», 2002. – 658 с.

 

3. 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.

4. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой 

России.: ГП ЦПП,1997.- 52с.

 

5. 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.

 

6. А.А.Коршак., А.М.Шаммазов., Г.Е. Коробков и др. Основы

трубопроводного транспорта нефтепродуктов. – Уфа: Реактив, 1996. – 158 с.

					КП 130501.65.09.26.01.11 ПЗ	Лист
Изм.	Лист	№ докум.	Подп.	Дата