Топливно-энергетический комплекс России представляет совокупность энергетических систем: газо-, угле-, нефтеснабжения, нефтепродуктообеспечения, электроэнергетики и др. Каждая из этих систем состоит из взаимосвязанных отдельных технологических процессов, управляемых и контролируемых человеком и предназначенных для транспорта, хранения, перевалки и распределения среди потребителей соответствующих энергоресурсов: нефти, нефтепродуктов, газа, угля, электроэнергии и т.д.
Рассматривая систему трубопроводного транспорта нефти (нефтеснабжения), следует отметить, что ей присущи основные особенности, характерные для больших систем энергетики. К ним относятся взаимосвязь с другими отраслями промышленности, территориальная распределенность, сложность, непрерывность развития и обновления, инерционность и непрерывность функционирования, многоцелевой характер и неравномерность процессов приема и сдачи нефти. В 1992 г. с образованием Российской Федерации, как самостоятельного суверенного государства, произошло разделение единой системы нефтеснабжения в СССР на национальные подсистемы. С этого времени эксплуатация около 48 тыс. км магистральных нефтепроводов России осуществляется государственной акционерной компанией по трубопроводному транспорту нефти «АК «Транснефть».
В условиях снижения добычи нефти и объемов ее транспортировки, роста издержек производства, старения основных фондов (трубопроводов, резервуаров, оборудования и др.) ОАО «АК «Транснефть» удалось не только обеспечить надежную работу нефтепроводов, сохранить высококвалифицированных специалистов, увеличить пропускную способность на важнейших направлениях, но и провести проектирование и закончить строительство важных новых магистралей. Это позволяет быть уверенными в том, что одна из важнейших систем трубопроводного транспорта будет и сегодня способствовать подъему экономики России в целом и топливно-энергетического комплекса в частности.
На современном этапе при проектировании систем трубопроводного транспорта нефти необходимо обеспечивать техническую осуществимость в сочетании с передовыми технологиями, экологическую безопасность и экономическую эффективность, а также высокую надежность при эксплуатации, что требует, в свою очередь, высококвалифицированных специалистов в области проектирования, сооружения и эксплуатации магистральных нефтепроводов и хранилищ.
Протяженность трубопроводных магистралей России постоянно увеличивается, осуществляется модернизация и техническое перевооружение ранее построенных трубопроводов, внедряются современные средства связи и управления, совершенствуются технологии транспорта высоковязких и застывающих нефтей, сооружения и ремонта объектов магистральных трубопроводов.
Проблемы экологии автомобильного транспорта России
... с точки зрения наносимого экологического ущерба, автотранспорт лидирует во всех видах негативного воздействия: загрязнение воздуха – 95%, шум – 49,5%, воздействие на климат – 68%. Экологические проблемы, связанные с ... связи с этим перевод автомобильного транспорта на природный газ становится важнейшей государственной задачей для России. Однако в последнее годы вопросы экологизации автотранспорта и ...
1. Цели и задачи курсового проектирования
Цель курсового проектирования «Технологический расчет магистрального нефтепровода» — закрепление теоритических знаний полученных в ходе изучения дисциплин профессионального цикла в области проектирования и эксплуатации магистральных газонефтепроводов и объектов, входящих в их комплексы.
Задачи технологического расчета магистрального нефтепровода:
- определение оптимальных параметров нефтепровода (диаметр трубопровода, давление на нефтеперекачивающих станциях, толщина стенки трубопровода, число нефтеперекачивающих станций);
- расстановка станций по трассе нефтепровода;
- расчет эксплуатационных режимов нефтепровода.2 Исходные данные для технологического расчета
Проектирование нефтепровода выполняется на основании проектного задания, в котором указываются:
- начальный и конечный пункты трубопровода;
- пропускная способность трубопровода в целом и по отдельным его участкам;
- сведения о свойствах перекачиваемой нефти;
- сроки ввода нефтепровода в эксплуатацию по очередям строительства.
2. Исходные данные для технологического расчета
На основании данных о начальном, конечном и промежуточных пунктах нефтепровода выбирается его трасса. Эта информация, в свою очередь, является основой для определения в ходе изысканий температур грунта (при подземной прокладке) вдоль трассы и построения ее профиля.
Профиль трассы — это графическое изображение рельефа местности вдоль оси трубопровода, которое строится по особым правилам:
- на него наносятся только характерные точки (вершины, впадины, изломы) местности;
- расстояния между характерными точками откладываются только по горизонтали, а их геодезические (нивелирные) отметки — по вертикали;
- горизонтальный и вертикальный масштабы различаются по величине.
По чертежу профиля трассы определяют необходимые для гидравлического расчета расчетную длину нефтепровода и разность геодезических (нивелирных) отметок. По нему также выполняют расстановку нефтеперекачивающих станций.
В задании на проектирование плотность перекачиваемой нефти указывается при температуре 293 К, а ее кинематическая вязкость — при некоторых двух значениях температуры (например, при 293 и 323 К).
Этих данных достаточно, чтобы произвести пересчет свойств нефти на расчетную температуру.
Расчетная температура транспортируемой нефти, принимается равной минимальной среднемесячной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода с учетом начальной температуры нефти на головных сооружениях, тепловыделений в трубопроводе, обусловленных трением потока, и теплоотдачи в грунт. В первом приближении допускается расчетную температуру нефти принимать равной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на уровне оси подземного трубопровода.
Согласно заданию на курсовое проектирование выбираем данные для варианта №2.
Таблица 2.1 — Исходные данные (годовая (массовая) производительность, плотность нефти при 293 К, длина трубопровода, грунт)
|
Параметры для расчета |
G, млн.т/год |
45 |
|
|
с293, кг/м3 |
843 |
||
|
L, км |
810 |
||
|
грунт |
глина |
||
Таблица 2.2 — Исходные данные (вязкость нефти при 273 К, вязкость нефти при 273 К, разность геодезических отметок конца и начала )
|
Параметры для расчета |
н293, мм2/с |
19 |
|
|
н323, мм2/с |
10 |
||
|
Дz |
-11,5 |
||
Таблица 2.3 — Исходные данные (расчетная температура нефти, коэффициент неравномерности перекачки, категория трубопровода)
|
Параметры для расчета |
tрасч., К |
277 |
|
|
kнп |
1,05 |
||
|
категория трубопровода |
II |
||
Таблица 2.4 — Исходные данные (профиль трассы)
|
№ |
Характерные точки профиля трассы (Х — координата сечения, Z — геодезическая отметка) |
||||||||||||
|
Х |
0 |
20 |
40 |
60 |
80 |
100 |
120 |
140 |
160 |
180 |
200 |
220 |
|
|
Z |
198 |
192 |
191,8 |
174 |
168,8 |
198,3 |
185 |
191,8 |
151,6 |
172,7 |
168,6 |
168 |
|
|
Х |
240 |
260 |
280 |
300 |
320 |
340 |
360 |
380 |
400 |
420 |
440 |
460 |
|
|
Z |
191,8 |
134 |
138 |
181 |
192 |
191,8 |
184 |
168,6 |
173 |
156 |
172 |
154 |
|
|
X |
480 |
500 |
520 |
540 |
560 |
580 |
600 |
620 |
640 |
660 |
680 |
700 |
|
|
Z |
151 |
198 |
192 |
191,8 |
174 |
168,8 |
198,3 |
185 |
191,8 |
151,6 |
172,7 |
168,6 |
|
|
X |
720 |
740 |
760 |
780 |
800 |
810 |
|||||||
|
Z |
168 |
191,8 |
134 |
138 |
181 |
186,5 |
|||||||
3. Технологический расчет магистрального нефтепровода
3.1 Исходные данные
Исходные данные для технологического расчета магистрального нефтепровода представлены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 — Исходные данные
|
Наименование показателя |
Условное обозначение, единица измерения |
Значение показателя |
|
|
Годовая (массовая производительность) |
млн.т/год |
45 |
|
|
Длина нефтепровода |
км |
810 |
|
|
Разность геодезических отметок |
, м |
-11,5 |
|
|
Плотность нефти при 20 °С |
с293, кг/м3 |
843 |
|
|
Кинематическая вязкость нефти при 20 °С |
н293, мм2/с |
19 |
|
|
Кинематическая вязкость нефти при 0 °С |
н323, мм2/с |
10 |
|
|
Коэффициент неравномерности перекачки |
kНП |
1,05 |
|
|
Категория трубопровода |
II |
||
3.2 Определение плотности и вязкости перекачиваемой нефти при. расчетной температуре
Расчётная плотность при расчётной температуре определяется по формуле, кг/м3:
, (1)
где — плотность нефти при 293 К, кг/м3;
- температурная поправка, кг/(м3.К);
- Т — расчетная температура нефти, К.
Температурная поправка определяется по формуле, кг/(м3.К):
, (2)
, кг/(м3.К)
, кг/м3.
Рассчитаем кинематическую вязкость нефти по формуле Вальтера:
, (3)
где и — постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости и при двух температурах и .
Постоянный коэффициент определяется по формуле:
, (4)
где и — вязкость нефти при температурах = 273 К и = 293 К соответственно.
Постоянный коэффициент определяется по формуле:
(5)
мм2/с,
м.
3.3 Выбор насосного оборудования НПС и расчёт рабочего давления
Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающих станций производится исходя из расчётной часовой производительности нефтепровода, определяемой по формуле:
, (6)
где — годовая (массовая производительность нефтепровода, млн.т/год;
- коэффициент неравномерности перекачки равный 1,05;
- число суток работы нефтепровода в течение года.
Чтобы определить число рабочих дней трубопровода в году , необходимо знать диаметр (наружный) и протяженность трубопровода. определяется в зависимости от годовой (массовой) производительности нефтепровода по приложению к методическому материалу. Таким образом, для млн.т/год мм.
Учитывая мм и км определяем по таблице 3.3 дней.
м3/ч
Таблица 3.2 — Рекомендуемые параметры магистральных нефтепроводов
|
Производительность, млн.т/год |
Наружный диаметр, мм |
Рабочее давление Р, МПА |
|
|
0,71,2 |
219 |
8,89,8 |
|
|
1,11,8 |
273 |
7,48,3 |
|
|
1,62,4 |
325 |
6,67,4 |
|
|
2,23,4 |
377 |
5,46,4 |
|
|
3,24,4 |
426 |
5,46,4 |
|
|
4,09,0 |
530 |
5,36,1 |
|
|
7,013,0 |
630 |
5,15,5 |
|
|
11,019,0 |
720 |
5,66,1 |
|
|
15,027,0 |
820 |
5,55,9 |
|
|
23,050,0 |
1020 |
5,35,9 |
|
|
41,078,0 |
1220 |
5,15,5 |
|
Таблица 3.3 — Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводов
|
Протяженность, км |
Диаметр трубопровода |
||
|
до 820 (включительно) |
свыше 820 |
||
|
до 250 |
357 |
355 |
|
|
250 — 500 |
356/355 |
353/351 |
|
|
500 — 700 |
354/352 |
351/349 |
|
|
свыше 700 |
352/350 |
349/350 |
|
В соответствии с расчётной часовой производительностью выбираем насосы из приложения к методическому материалу: магистральный насос НМ10000-210 со сменным ротором на подачу 0,7 от номинальной и подпорный насос НПВ 3600-90.
Задаваясь значениями диаметров рабочих колёс из приложения определим напоры, развиваемые насосами при расчётной производительности перекачки.
Для этого воспользуемся уравнением напорной характеристики насоса
, (7)
Где
- напор насоса при подаче , м;
- потенциальный напор, м;
- и — эмпирические коэффициенты, соответственно ч/м2 и ч2/м5;
- подача насоса, м3/ч.
Напор магистрального и подпорного насоса составит:
Нм=304-2,08х10-6х2=215,95 м ,
Нп=93,7-1,4х10-6х2=34,44 м .
По напорным характеристикам насосов вычисляем рабочее давление, МПа:
(8)
Где
g — ускорение свободного падения, м/с2;
- соответственно напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами при расчётной производительности нефтепровода, м;
- число работающих магистральных насосов нефтеперекачивающей станции;
- допустимое давление, для диаметра мм, равное 5,9 МПа.
Условие 5,78 МПа < 5,9 МПа выполняется.
Условие выполняется, найденное давление входит в рекомендованный интервал, значит, в дальнейших расчетах принимаем МПа.
В итоге выбираем насосы: магистральный насос НМ 10000-210 с диаметром рабочего колеса мм и подпорный насос НПВ 3600-90 с диаметром рабочего колеса мм.
3.4 Определение толщины стенки трубопровода
Для сооружения магистральных трубопроводов применяют стальные бесшовные горячекатаные трубы из углеродистых и легированных сталей, а также электросварные прямошовные или спирально-шовные сварные трубы из низколегированных сталей с более высокими механическими свойствами по сравнению с углеродистыми сталями, что позволяет уменьшить толщину стенок.
Примем для сооружения нефтепровода (табл. 3.4) трубы из низколегированной стали ВТЗ, изготавливаемые по ТУ 1104-138100-357-02-96 марки 17Г1СУ (временное сопротивление на разрыв стали МПа, коэффициент надёжности по материалу k1 = 1,34).
Расчетную толщину стенки трубопровода определяют по формуле:
, (11)
где — рабочее давление, МПа;
- наружный диаметр трубы, мм;
- коэффициент надежности по нагрузке: = 1,15 для нефтепроводов, работающих по схеме перекачки «из насоса в насос»;
- = 1,1 — во всех остальных случаях;
- расчетное сопротивление металла трубы и сварных соединений, МПа.
Находим расчетное сопротивление металла:
, (12)
где — нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений, определяемое из условия работы на разрыв, равное минимальному пределу прочности ;
- коэффициент условий работы трубопровода (=0,99 для трубопроводов III и IV категорий, =0,825 для трубопроводов I и II категорий и =0,66 для трубопроводов категории В);
- коэффициент надежности по материалу;
- коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от его диаметра (для ?1000мм = 1,1, для = 1200 мм = 1,155).
МПа. 273,214
Расчётное значение толщины стенки трубопровода по формуле:
мм.
3.4 — Характеристики труб для нефтепроводов и нефтебаз
Полученное значение округляем в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной мм;
Внутренний диаметр нефтепровода по формуле:
, (13)
3.5 Проверка толщины стенки трубы нефтепровода
Абсолютные значения максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов определяются по формулам:
, (14)
, (15)
где — коэффициент линейного расширения металла трубы, =12·10-6 град-1;
- модуль упругости металла (сталь), =2,06·105 МПа;
- коэффициент Пуассона, =0,3.
град;
- град.
К дальнейшему расчету принимаем большую из величин =77 град.
Находим величину продольных осевых сжимающих напряжений по формуле:
, (16)
, МПа.
Знак «минус» указывает на наличие осевых сжимающих напряжений. Поэтому необходимо вычислить коэффициент , учитывающий двухосное напряженное состояние металла по формуле:
, (17)
Уточним толщину стенки нефтепровода по следующей формуле:
, (18)
мм.
Таким образом, ранее принятая толщина стенки равная =10 мм может быть принята как окончательный результат.
3.6 Определение общих потерь напора и потерь напора на трение
Секундный расход нефти и ее средняя скорость определяется по следующим формулам:
, (19)
- (20)
, м3/с
м/с.
Определим число Рейнольдса с целью определения режима течения нефти:
, (21)
где
- средняя скорость нефти;
- внутренний диаметр нефтепровода
- кинематическая вязкость.
При ? 2320 режим течения ламинарный, в обратном случае — турбулентный.
В нашем случае, режим течения нефти — турбулентный.
При турбулентном режиме течения различают три зоны трения: гидравлически гладких труб (коэффициент гидравлического сопротивления зависит только от );
- смешанного трения ( зависит от и относительной шероховатости ) и квадратичного трения ( зависит только от ).
Границами этих зон являются переходные числа Рейнольдса:
и , (22)
где — относительная шероховатость труб, выраженная через эквивалентную шероховатость (табл. 3.6) и внутренний диаметр нефтепровода .
, (23)
Условия существования зон трения таковы:
- гидравлически гладких труб:
2320 ? ? , при этом коэффициент гидравлического сопротивления
; (24)
- смешанного трения:
? , при этом коэффициент гидравлического сопротивления
(по Альтшулю) (25)
или
(по Исаеву); (26)
- квадратичного трения:
? , при этом коэффициент гидравлического сопротивления
(по Шифринсону) (27)
Или
(по Никурадзе).
(28)
Таблица 3.6 — Эквивалентная шероховатость труб (данные А. Д. Альтшуля).
|
Вид трубы |
Состояние трубы |
, мм |
|
|
Бесшовные стальные |
Новые, чистые |
0,01 — 0,02 0,014 |
|
|
Сварные стальные |
После нескольких лет эксплуатации |
0,15 — 0,3 0,2 |
|
|
Сварные стальные |
Новые, чистые |
0,03 — 0,12 0,075 |
|
|
Сварные стальные |
С незначительной коррозией после очистки |
0,1 — 0,2 0,15 |
|
|
Сварные стальные |
Умеренно заржавевшие |
0,3 — 0,7 0,5 |
|
|
Сварные стальные |
Старые заржавевшие |
0,8 — 1,5 1 |
|
|
Сварные стальные |
Сильно заржавевшие |
2 — 4 3 |
|
Примечание: в знаменателе указаны средние значения эквивалентной шероховатости.
В случае ламинарного течения коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле Стокса:
- (29)
Поскольку мы имеем сварные стальные новые трубы, то эквивалентная шероховатость труб согласно табл. 3.6, составляет = 0,075 мм. В этом случае относительная шероховатость труб равна:
Теперь необходимо определить, в какой зоне трения течет жидкость. Определим граничные значения Re (Re1 и Re2):
Видно, что выполняется условие 2320 ? ? , так как
2320 ? 121451 ? 133333,33 то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб и коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по формуле 24:
Гидравлический уклон в нефтепроводе определяем по формуле:
, (30)
В соответствии с нормами проектирования магистральные нефтепроводы протяженностью более 600 км делятся на эксплуатационные участки, длиной от 400 до 600 км. Соответственно их число составляет:
, (31)
где L — длина трубопровода.
В нашем случае L = 810 км, поэтому:
На станциях, расположенных на границе эксплуатационных участков, вместимость резервуарного парка должна составлять 0,3 0,5 суточной пропускной способности трубопровода.
Следовательно, конечный напор , необходимый для закачки нефти в резервуары, будет использован раз.
Конечный напор обычно принимают =40 м.
Полные потери напора в трубопроводе будут равны:
, (32)
где — разность геодезических отметок конца и начала , трубопровода:
- (33)
Согласно заданию, отметки = 186,5 м, = 198м.
м.
м.
Станции, расположенные на границах эксплуатационных участков, являются как бы головными для своих участков. Поэтому на них устанавливаются подпорные насосы, развивающие суммарный напор . Следовательно, суммарный напор, развиваемый насосными станциями нефтепровода, складывается из напора, развиваемого всеми подпорными насосами «головных» насосных станций и суммарного напора станций, т.е.:
, (34)
где — расчетный напор одной станции.
, (35)
м.
В магистральном трубопроводе устанавливается такой расход , при котором суммарный развиваемый напор равен полным потерям напора в трубопроводе.
Соответственно, уравнение баланса напоров имеет вид:
, (36)
Из формулы следует, что расчетное число насосных станций равно:
, (37)
В нашем случае:
шт.
Расчетное число насосных станций, может быть округлено как в сторону большего, так и в сторону меньшего числа станций, если заказчика устраивает, что фактическая производительность нефтепровода отличается от проектной, то принимается соответствующий вариант. При округлении числа станций в большую сторону требуемая производительность трубопровода достигается при его работе на переменных режимах.
3.7 Определение длины лупинга при округлении в меньшую сторону
При округлении числа НПС в меньшую сторону (n=5) гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой дополнительного лупинга. Полагая, что диаметр лупинга и основной магистрали равны, режим течения в них одинаков (m=0,1).
Длину лупинга ?л можно рассчитать из соотношения
(38)
где n — расчетное число станций по формуле 37;
- nокр.м — число станций округленное в меньшую сторону;
щ — величина определяемая по формуле
(39)
При равенстве D = Dл величина
щ=1/22-0,1=0,268;
км.
3.8 Определение фактической производительности при округлении… количества НПС в большую сторону
При округлении числа НПС в большую сторону (n=6) рассмотрим вариант циклической перекачки с различным числом работающих насосов на НПС.
Построим совмещенную характеристику нефтепровода и нефтеперекачивающих станций. Для этого выполним гидравлический расчет нефтепровода постоянного диаметра в диапазоне расходов от 1000 до 7000 м3/ч. Результаты вычислений представлены в табл. 3.8.
Таблица 3.8
Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций
|
Расход Q, м3/ч |
Напор насосов |
Характеристика трубопровода |
Характеристика нефтеперекачивающих станций |
|||
|
hМ, м |
hП, м |
n=6; mМ=3 (mП=1) |
n=6; mМ=2 (mП=1) |
|||
|
1000 |
301,92 |
92,30 |
211,348 |
5619,16 |
3807,64 |
|
|
2000 |
295,68 |
88,10 |
548,9813 |
5498,44 |
3724,36 |
|
|
3000 |
285,28 |
81,10 |
1045,369 |
5297,24 |
3585,56 |
|
|
4000 |
270,72 |
71,30 |
1684,64 |
5015,56 |
3391,24 |
|
|
5000 |
252,00 |
58,70 |
2456,705 |
4653,40 |
3141,40 |
|
|
6000 |
229,12 |
43,30 |
3354,282 |
4210,76 |
2836,04 |
|
|
7000 |
202,08 |
25,10 |
4371,74 |
3687,64 |
2475,16 |
|
При округлении числа ПС в большую сторону (n=6) рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и нефтеперекачивающих станций (n = 6; mM = 3; рабочая точка A2) определим значение расхода Q2 = 6570 м3/ч. Если на каждой НПС отключить по одному насосу (n = 6; mM = 2), то рабочая точка совмещенной характеристики переместится в положение A1 и нефтепровод будет работать с производительностью Q1 = 5555 м3/ч.
Так как выполняется условие Q1 < Q < Q2, то рассчитаем время работы нефтепровода на режимах, соответствующих расходам Q1 и Q2 .
(40)
ч;
ч.
График 1. Совмещённая характеристика НПС-трубопровод
4. Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода
Расстановка перекачивающих станций выполняется графически на сжатом профиле трассы. Метод размещения станций по трассе впервые был предложен В. Г. Шуховым и носит его имя. В основе метода лежит уравнение баланса напоров.
Рассмотрим реализацию этого метода на примере одного эксплуатационного участка для случая, когда лупингов (вставок) нет. Допустим, что в работе находятся три перекачивающие станции (рис. 4.1), оборудованные однотипными магистральными насосами и создающие одинаковые напоры HCТ1 = HCТ2 = HCТ3. На головной НПС установлены подпорные насосы, создающие подпор HП. В конце трубопровода (эксплуатационного участка) обеспечивается остаточный напор НКП.
Из начальной точки трассы вертикально вверх отложим отрезок АС, равный суммарному напору, развиваемому подпорными насосами и перекачивающими станциями АС = HП + nHCТ а из конечной точки отрезок, равный остаточному напору НКП. Соединив точки С и В согласно уравнению (40), получаем линию гидравлического уклона с учетом местных сопротивлений. трубопровод нефтеперекачивающий станция нивелирный
Местоположение на трассе промежуточных НПС определяется проведением линий, параллельных линии гидравлического уклона, через
вершины отрезков HCТ1 и HCТ1 + HCТ2. Расположение второй нефтеперекачивающей станции на профиле трассы соответствует точке М, третьей — точке N, четвертой-точке Е, пятой-точке К, шестой-точке Р.
Добавляя к напору станции подпор HП, передаваемый ГНПС, получим линию распределения напоров по длине нефтепровода. Результат графических построений приведен в таблице 3.9.
Докажем, что местоположение второй НПС определено верно. Суммарный напор, развиваемый ГНПС, равен HП + HCТ1. Этот напор равен сумме потерь напора 1,02·i·l1, разности нивелирных высот Дz1 =zм — zн, а также остаточного напора на входе во вторую НПС. Таким образом, на перегоне между ГНПС и НПС-2 уравнение баланса напоров при проектной производительности выполняется. Следовательно, положение НПС-2 найдено верно.
Рисунок 1 — Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода методом В. Г. Шухова
Аналогичным образом можно доказать, что правильно найдено и положение последующих НПС.
Таблица 3.9 — Расчетные значения высотных отметок НПС и длин линейных участков нефтепровода.
|
Нефтеперекачивающая станция |
Высотная отметка, м |
Расстояние от начала нефтепровода, км |
Длина линейного участка, км |
|
|
ГНПС-1 |
198 |
0 |
140 |
|
|
НПС-2 |
185 |
140 |
140 |
|
|
НПС-3 |
138 |
280 |
140 |
|
|
НПС-4 |
156 |
420 |
160 |
|
|
НПС-5 |
168,6 |
580 |
120 |
|
|
НПС-6 |
168,6 |
700 |
110 |
|
|
КПС |
186,5 |
810 |
— |
|
Заключение
В ходе выполнения данного курсового проекта был выполнен технологический расчет магистрального нефтепровода длиной 810 км, предназначенного для перекачки нефти от головной перекачивающей станции до пункта.
Было определено, что для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью дальнейшей перекачки предусмотрены 6 НПС.
В результате была проведена расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода с шестью НПС (рисунок 1).
