Курсовая работа по дисциплине «Эксплуатация нефтепроводов» «Моделирование режимов эксплуатации магистрального нефтепровода производительностью …»



страница4/4
Дата13.01.2018
Размер277 Kb.
Название файлаКурсовая. - копия.docx
ТипКурсовая
1   2   3   4
Марка насоса, диаметр ротора

Напор H, м

Мощность N, МВт

КПД

Доп.выс.вс.

hдоп, м



Назначение Основной/подпорный

НМ 1800-240,

D=400 мм


188

0,9

78

38

основной

НМ 2500-230, ротор 0,7

D=405 мм


232

1,0

79

25

основной

НМ 2500-230, ротор 0,5

D=425 мм


208

0,87

87

20

основной

НПВ 600 – 60



60

0,11

80

4

подпорный

НПВ 1250 – 60,

D= 495 мм



73

0,17

45

-

подпорный

Подбор НСА
Pраб. = (Hп + 3 · Hосн.) · ρt · g

а) Pраб1 = (60 + 3 ∙ 188) ∙ 861,305 ∙ 9,81 = 5,27 МПа;

б) Pраб2 = (60 + 3 ∙232) ∙ 861,305 ∙ 9,81 = 6,39 МПа;

в) Pраб3 = (60 + 3 ∙ 208) ∙ 861,305 ∙ 9,81 = 5,78 МПа;

г) Pраб4 = (73 + 3 ∙ 188) ∙ 861,305 ∙ 9,81 = 5,38 МПа;

д) Pраб5 = (73 + 3 ∙ 232) ∙ 861,305 ∙ 9,81 = 6,5 МПа;

е) Pраб6 = (73 + 3 ∙ 208) ∙ 861,305 ∙ 9,81 = 5,89 МПа;

Выбираем вариает а), т.е. нижний ротор основного как .


1.6. Пересчет на вязкую жидкость.

НМ 1800-240, D=400 мм:

Qопт = 1800 м3/ч; ν = 27,01∙ 10-6 м2/с; D2 = 0,4 м; b2= 0,038 мм; φ2= 0,9

Re = = Re = = 79136;

Re > 60 000 - пересчет характеристик насоса с воды на нефть не требуется.


Изм.

Лист

докум.



Подпись

Дата

Лист

3
Технологический расчет магистрального нефтепровода
1.7. Режим течения нефти в нефтепроводе.

Re = = =32262.

ReI = = = 40933;

ReII = = = 2046667;

2320< Re < ReI – Режим течения – турбулентный, зона гидравлически гладких труб (зона Блазиуса);

; m = 0,25; ,0246.

1.8. Гидравлический уклон.

ʋ = = = 1,42 м/с;



i = λ · · = 0,023608 · · = 0,003952;

i = β= = 0,003942.

1.9. Потери напора на трение в нефтепроводе по формуле Дарси – Вейсбаха.

h1 = λ · · = 0,023608 · · = 3516,89 м.



1.10. Полные потери напора в нефтепроводе.

Нк = 30 м, Δz = 40 м;

H = 1,01 · h1 + ∆z + Hк = 1,01 · 3516,89 + 40 + 30 = 3622,06 (м).

1.11. Напор одной станции

Hст = k · Hосн - hвн = 3 · 188 – 15 = 549 (м); hвн=15 м.



1.12. Определяем число станций.

n = = = 6,47 .


а) Округляем в большую сторону n1 >n, n1 = 7 станций (Рис. 1).

Действительно необходимый напор одной станции:



= = = 507,64м.

Действительный напор одного насоса:



= = = 174,21м.

Изм.

Лист

докум.



Подпись

Дата

Лист

4
Технологический расчет магистрального нефтепровода
Производим обточку рабочего колеса насоса:

= = .
Q2 = 1750 м3/ч = 0,49 м3/с, Н2 = 167 м; Q1 = 1250м3/ч = 0,35 м3/с, Н1 = 205 м.
= = 0,9723 т.е. обрезаем на 2,77%
= ∙ 0,9723 = 400 ∙ 0,9723 = 388,92 мм.

1.13. Проверка режима работы всех НПС.

[Рдоп] = = = 6,92 МПа;

[Ндоп] = = = 819 м.

= 760 мм рт. ст., = 500 мм рт ст., по Q-H характеристике насоса ∆hпрот.кав. = 38 м, = 10 м.

Нs = - ∆hпрот.кав. = -38 = -33,9 м.

Насос не обладает самовсасывающей способностью, нужен подпор, величиной

[∆Ндоп] =|Нs|+10 = |-33,9| + 10 = 43,9 м.

Проверяем режим работы станций из условий:



Нст ≤ [Ндоп]

Нст ≥ [∆Ндоп], при Нк = 30 м;



Нст1 = Нп + k·Hосн – hвн ≤ [Ндоп]

Нст1 = 60 + 3 ∙ 174,21 – 15 = 567,63 ≤ 819 м;

Нст2 = Нст1 1,01 ∙ i ∙ l1-2 - ∆Z2-1 [∆Ндоп];

Нст2 = 567,63 – 1,01 ∙ ∙ 127144– 5,72 = 55,7 ≥ 43,9 м;
Нст2 = ∆Нст2 + k·Hосн – hвн ≤ [Ндоп];

Нст2 = 55,7 + 3 ∙ 174,21 – 15 = 563,33 ≤ 819 м;
м;



м;

м;

м;

м;

м;

м;

м;

м;

Нк = Нст7 - 1,01 ∙ i ∙ l7-к - ∆Zк-7 Нк;

Изм.

Лист

докум.



Подпись

Дата

Лист

5
Технологический расчет магистрального нефтепровода
м.

Проверка сошлась, следовательно, станции расставлены правильно.

Характеристика НПС на трассе при n1 > n.

Таблица 2



№ НПС

L, км

Li, км

Zi, м

ΔZ

1

0

0

0

0

2

127,144

127,144

5,72

5,72

3

254,288

127,144

11,44

5,72

4

381,433

127,145

17,16

5,72

5

506,433

125

22,79

5,63

6

631,433

125

28,41

5,62

7

756,433

125

34,27

5,86

КП

890

133,567

40

5,73

Li =890км ∑∆Z=40м
1.14. Строим совместный график работы нефтепровода и всех НПС.

Определяем рабочую точку системы.

Построение Q-H характеристики:







Суммарный напор всех станций:

Нст = Нп + Н∙ K ∙ n - 15 ∙ n

где K – число насосов на НПС; n – число НПС на трассе; Hп = 60 м.

Характеристика трубопровода строится по уравнению:

H = 1,01β + ∆Z + Нк

Характеристика станций

1) Qрасч. = 1512 м3/час, Hнас =174,21 м

Нст = 60 + 174,21 ∙ 3 ∙ 7 – 15 ∙ 7 = 3613,41 м;

2) Qрасч.-500 = 1012 м3/час, Hнас = 209,6 м

Нст = 60 + 203,21 ∙ 3 ∙ 7 – 15 ∙ 7 = 4222,41 м;

3) Qрасч.+500 = 2012 м3/час, Hнас = 124,6 м

Нст = 60 + 128,21 ∙ 3 ∙ 7 – 15 ∙ 7 = 2647,41 м;

Характеристика трубопровода:

β = ; m = 0,25

1) Н = 1,01 ∙ 0,0246· + 40 + 30 = 3613,35 м.

2) Н = 1,01 ∙ 0,0246· + 40 + 30 = 1812,83 м.

3) Н = 1,01 ∙ 0,0246 + 40 + 30 = 5932,15 м.

Изм.

Лист

докум.



Подпись

Дата

Лист

6
Технологический расчет магистрального нефтепровода
Строим Q-H характеристику в масштабе:

Qраб =1512 м3/час = QP

Hраб = 3613,39 м = HP (полные потери)
б) Округляем в меньшую сторону n2 < n, n2 = 6 станции (Рис. 2).

Таблица 3

Характеристика НПС по трассе при n2 < n


№ НПС

L, км

Li, км

Zi, м

Z

1

0

0

0

0

2

167,113

167,113

7,52

7,52

3

302,113

135

13,6

6,08

4

437,113

135

19,67

6,07

5

572,113

135

25,74

6,07

6

707,113

135

31,82

6,08

КП

890

182,887

40

8,18

Li =890 км ∑∆Z=40 м
19) Снизим сопротивление линейной части, т.е. построим лупинг длиной X.

Длина лупинга:



X1 = = = 92978,15 м = 92,98 км.

Уклон лупинга:



iл = i ∙ w, если Dл = D, то

w = = 0,296 в зоне Блазиуса;

iл = 0,003942 ∙ 0,296 = 0,001166832;

h100км = i ∙ 105 = 0,003942 ∙ 105 = 394,2 м;

hл = iл ∙ 105 = 0,001166832 ∙ 105 = 116,683 м.

Уточненный расчет НПС, при n2 < n, n2 = 6 ; лупинг проложен на 1-ом перегоне –42,145 км и последнем перегоне –50,835 км:



Нст ≤ [Ндоп] = 819 м;

Нст ≥ [∆Ндоп] = 43,9 м;



Нст1 = Нп + k· - 15 ≤ Ндоп

Нст1 = 60 + 3 ∙ 188 – 15 = 609 ≤ 819 м;

Нст2 ст1 – 1,01∙i(l1-2 X) – 1,01iл ∙ X- ∆Z ≥ ∆Ндоп;

Нст2 = 609 – 1,01∙0,003942∙124968–49,67-7,52= 54,26 ≥ 43,9 м;

Нст2 = 54,26 + 3 ∙ 188 – 15 = 603,26 ≤ 819 м;

Нст3 = 603,26 – 1,01 ∙ 0,003942 ∙ 135000 – 6,08 = 59,69 ≥ 43,9 м;



Нст3 = 59,69+ 3 ∙ 188 – 15 = 608,69 ≤ 819 м;

Нст4 = 608,69 - 1,01 ∙ 0,003942 ∙ 135000 – 6,07 = 65,13 ≥ 43,9 м;



Нст4 = 65,13 + 3 ∙ 188 – 15 = 614,13 ≤ 819 м;

Нст5 = 614,13 - 1,01 ∙ 0,003942 ∙ 135000 – 6,07 = 70,57 ≥ 43,9 м;



Изм.

Лист

докум.



Подпись

Дата

Лист

7
Технологический расчет магистрального нефтепровода
Нст5 = 70,57 + 3 ∙ 188 – 15 = 619,57 ≤ 819 м;

Нст6 = 619,57 - 1,01 ∙ 0,003942 ∙ 135000 – 6,08 = 76 ≥ 43,9 м;



Нст6 = 76 + 3 ∙ 188 – 15 = 625 ≤ 819 м;

Нк = Нст6 – 1,01 ∙ (l6-к – X6-к) – 1,01∙iл∙X- ∆Z Нк;

Нк = 625 – 1,01 ∙ 0,003942∙ 132052-59,91-8,18= 31,16 ≥ 30 м.

Построение Q-H характеристики при округлении числа станций в меньшую сторону:



QP = 1512м3/час = 0,42 м3/с, HP =188 м;

Q1 = 1012 м3/час = 0,28 м3/с, Hнас= 217 м;

Q3 = м3/час = 0,56 м3/с, Hнас=142 м;

H1 = Нп + k ∙ Hосн ∙ n2 15·n2 ;

Hp = 60 + 3 ∙ 188 ∙ 6 – 15 ∙ 6 = 3354 м;

H1 = 60 + 3 ∙ 217 ∙ 6 – 15 ∙ 6 = 3876 м;

H3 = 60 + 3 ∙ 142 ∙ 6 – 15 ∙ 6 = 2526 м;

H1 = 1,01β[L - xл(1-w)] + ∆Z + Hk ;

Hp = 1,01 ∙ 0,0246 ·[890000-92980(1-0,296)]+40 + 30 =

=3352,74 м;



H1 = 1,01 ∙ 0,0246 ·[890000-92980(1-0,296)]+ 40 + 30 = =1686,65 м;

H3 = 1,01 ∙ 0,0246 ·[890000-92980(1-0,296)]+ 40 + 30 =

= 5501 м.



Qраб =1512 м3/час = 0,42 м3/с = QP

Hраб = 3353,67 м = HP (полные потери)
По итогам выполненные расчетных данных и полученых результатов, целесообразнее выбрать метод округления в меньшую сторону, т.к. он является оптимальным вариантом, в следствие сходства рабочей производительности и меньших потерь напора по длине трубопровда.

Изм.

Лист

докум.



Подпись

Дата

Лист

1

Моделирование режимов эксплуатации МН

Разраб.
Провер.

Земенкова М.Ю.

Реценз.
Н. Контр.
Утверд.

Расчет режима работ нефтепровода при отключении НС
Лит.

Листов

2
Расчет режима работ нефтепровода при отключении НС

Одним из самых важных режимов при эксплуатации нефтепровода является работа при отключении одной из НПС на трассе. Временное отключение какой-либо станции может быть вызвано неполадками в системе нефтеснабжения, аварией и т.д. Выход из строя НС резко меняет режим работы нефтепровода, а именно расход, давление, подпоры перед НС. Рассмотрим изменение режима работы при отключении третьей НПС (при <n).

2.1. Определение величины

=

где Нд-∆Нд – располагаемый напор на сдвоенном перегоне; ∆Z' - ∆Z сдвоенного перегона; lC+1-lC-1 - длина сдвоенного перегона.

= = 0,3453 /с < Qраб,

По характеристике = 188 м.

2.2. Полные потери при новой производительности

а) Потери напора на трение:

h�� = β ·[L - xл(1-w)]

где h�� – потери напора на трение

h�� = 0,0246 ∙ = 2307,14 м;

= 1,01∙ h�� + ∆Z + HК

= 1,01 ∙ 2307,14 + 40 + 30 = 2400,21 м.

2.3. Количество насосов

= ,

где - напор насоса при производительности .

= = 12,77(штук),

принимаем = 14 насосов, т.е. должно быть на всех НПС не меньше 14 насосов. Принимаем, что на станций перед отключенной, т.е. на второй имеем 4 насоса, на (1-й, 4-й ) по 3 насоса, (5-й и 6-й) 2 насоса.

2.4. Проверяем режим работы каждой станции с новым количеством насосов.

Гидравлический уклон:

= = = 0,002798
Нст1 = Нп + - 15 ≤ [Ндоп];

Нст1 = 60 + 3 ∙188 – 15 = 609 ≤ 819 м;

Нст2 ст1 – 1,01∙·(l1-2 X) – 1,01iл X- ∆Z ≥ ∆Ндоп;



Изм.

Лист

докум.



Подпись

Дата

Лист

2
Расчет режима работы нефтепровода при отключении НС

Hcт2= 609 – 1,01 ∙ 0,002798 ∙ 124968 – 35,25-7,52= 213,07≥ 43,9 м;



Hcт2=213,07 + 4 ∙ 188 – 15 = 950,07 ≥ 819 м;

условие не выполняется, дросселируем на величину 950,07-819=131,07 м

Hcт4 = 819 – 1,01 ∙ 0,002798 ∙ 270000 – 12,15 = 43,9 ≥ 43,9 м;



Hcт4 = 43,9 +3 ∙ 188 – 15 = 592,9 ≤ 819 м;

Hcт5 = 592,9 – 1,01 ∙ 0,002798 ∙ 135000 – 6,07 =205,32 ≥ 43,9 м;



Hcт5 = 205,32 + 2 ∙ 188 – 15 = 566,32≤ 819 м;

Hcт6 = 566,32 – 1,01 ∙ 0,002798 ∙ 135000 – 6,08 = 178,73 ≥ 43,9 м;



Hcт6 = 178,73 + 2 ∙ 188 – 15 = 539,73 ≤ 819 м;

Нк = Нст6 – 1,01 ∙ ·(l6-к X6-к) – 1,01∙iлX- ∆Z ≥ Нк;

Нк = 539,73- 1,01 ∙ 0,002798 ∙ 132052 – 42,52-8,18 = 115,85 ≥ 30 м

Расчет выполнен правильно.

3. Расчет режима работы нефтепровода при переодических сбросах и подкачках

Изм.

Лист

докум.



Подпись

Дата

Лист

1

Моделирование режимов эксплуатации МН

Разраб.
Провер.
Реценз.
Н. Контр.
Утверд.

Расчет режима работы нефтепровода при периодических сбросах и подкачках
Лит.

Листов

3
3.1. Сброс:

Рассчитаем режим работы трубопровода со сбросом, если сброс будет на станции 3.



;

=; =1512/3600=0,42 м3/с;

=; =1012/3600=0,28 м3/с;



b=; m=0,25;



д/насоса;
д/станции;
Проверка: Q=1250=0,347 м3/с; H=245,07-260,45·=204,21 м.

По характеристике H=204,21≈205м;



f = β=

;

м3/с;


=м3/с = 14,04 м3/ч;



q=4=0,0156 м3/с =56,16 м3/час.

Изм.

Лист

докум.



Подпись

Дата

Лист

2
Расчет режима работы нефтепровода при отключении НС

Найдем H`:

H`== =139,44 м.

Делаем проверку:

(-q) – правая часть





= ;

=

Нст1 = Нп + доп]=819 м;

Нст1 = 60+ =617,16 ≤ 819 м;

Нст2 = Нст1 1,01 ∙ (l1-2 X) -– 1,01iл ∙ X -∆Z [∆Ндоп];

Нст2 = 617,16 – 1,01 ∙ ∙ 124968– 51,135-7,52 = 51,72≥ 43,9 м;

Нст2 = 51,72 + 557,16= 608,88 ≤ 819м;

м;

В правой части 139,44 м дросселируем.


3.2. Подкачка:

Рассчитаем режим работы трубопровода с подкачкой, если подкачка будет на станции № 3.



;

м3/с;



-

=

=0,0572 м3/с=205,92 м3/час;



q=2=0,1144 м3/с =411,74 м3/час.

H`=;



Изм.

Лист

докум.



Подпись

Дата

Лист

3
Расчет режима работы нефтепровода при отключении НС

H`=,86 м.

H`=1·188+127,86 м, т.е. отключаем К=1 насос (=188м), а остальные 127,86 м дросселируем.

Делаем проверку:

(-q) – левая часть;





= 0,0246 ;

=

Нст1 = Нп + доп]=819 м;

Нст1 =60+ =683 ≤ 819 м;

Нст2 = Нст1 1,01 ∙ (l1-2 X) -– 1,01iл ∙ X -∆Z [∆Ндоп];

Нст2 = 683 – 1,01 ∙ ∙ 124968– 32,22-7,52 = 319,24≥ 43,9 м;

Нст2 =319,24 + 623=942,24 ≤ 819 м;

условие не выполняется, дросселируем на величину 942,24-819=123,24 м;



м;

Нст3 = 460,73+623= 1083,73 ≤ 819 м,

условие не выполняется, 1083,73-819=264,73 м, отключаем К=1 насос (=188м), а остальные 76,73 м дросселируем.



Изм.

Лист

докум.



Подпись

Дата

Лист

1

Моделирование режимов эксплуатации МН

Разраб.
Провер.
Реценз.
Н. Контр.
Утверд.


Заключение
Лит.

Листов

1
Заключение
В данном курсовой работе были решены следующие задачи:

1) Выполнен технологический расчет магистрального нефтепровода.

2) Определены основные параметры перекачки нефти и ее свойства.

3) Произведен подбор насосно-силового оборудования.

3) Выполнена расстановка станций двумя способами:

а) Округление в большую сторону

б) Округление в меньшую сторону (лупинг)

4) Выбран наиболее оптимальный метод расстановки станций по трассе, с возможностью получения максимальной производительности магистрального трубопровода.

5) Получены графически рабочие точки системы трубопровод-насосные станции.

6) Выполнен расчет режима работы нефтепровода при отключении НПС нефтепровод, с выполненной проверкой.

7) Выполнен расчет режима работы нефтепровода при периодических сбросах и подкачках.
Получены следующие параметры работы нефтепровода и станций:

Напоры, расстояния между станциями, координаты всех рабочих точек



Список используемых источников
1. Земенков Ю.Д. Выполнение выпускных квалификационных работ и курсовых проектов: учебное пособие/Земенков Ю.Д., Чекардовский С.М., Земенкова М.Ю., Дмитриева Е.А. – Тюмень: ТИУ, 2017 – 80с.

2. Техника и технологические процессы при транспорте энергоресурсов: учебное пособие для студентов нефтегазового профиля : в 2 т. Т. 1 / ТюмГНГУ ; ред. Ю. Д. Земенков. - Тюмень : Вектор Бук, 2008. - 380 с

3. Техника и технологические процессы при транспорте энергоресурсов: учебное пособие для студентов нефтегазового профиля : в 2 т. Т. 2 / ТюмГНГУ ; ред. Ю. Д. Земенков. - Тюмень : Вектор Бук, 2008. - 320 с.



4. Эксплуатация магистральных и технологических нефтегазопроводов. Объекты и режимы работы: учебное пособие для студентов вузов, обучающихся по направлению подготовки специалистов 130500 "Нефтегазовое дело" / В. О. Некрасов [и др.] ; под общ. ред. Ю. Д. Земенкова ; ТюмГНГУ. - Тюмень : ТюмГНГУ, 2014. - 282 с.

5. Эксплуатация магистральных нефтепроводов: метод. указ. по выполнению курсовой работы для студентов направления 131000.62 Нефтегазовое дело профиля «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки»/ сост. М.Ю. Земенкова, В.О. Некрасов, Е.А. Дмитриева, А.А.Венгеров. – Тюмень: Издательский центр БИК, ТюмГНГУ, 2015.– 48 с.



6.Типовые расчеты процессов в системах транспорта и хранения нефти и газа: Учебное пособие. / ТюмГНГУ ; ред. Ю.Д. Земенкова. – СПб.: Недра, 2007. - 599.

Изм.

Лист

докум.



Подпись

Дата

Лист

1

Моделирование режимов эксплуатации МН

Разраб.
Провер.
Реценз.
Н. Контр.
Утверд.


Список используемых источников

Лит.

Листов

1

Поделитесь с Вашими друзьями:
1   2   3   4




База данных защищена авторским правом ©nashuch.ru 2020
обратиться к администрации

    Главная страница
Контрольная работа
Курсовая работа
Лабораторная работа
Пояснительная записка
Методические указания
Рабочая программа
Методические рекомендации
Теоретические основы
Практическая работа
Учебное пособие
Общая характеристика
Физическая культура
Общие сведения
Теоретические аспекты
Самостоятельная работа
Дипломная работа
Федеральное государственное
История развития
Направление подготовки
Методическое пособие
Технологическая карта
квалификационная работа
Общая часть
Выпускная квалификационная
Техническое задание
учреждение высшего
прохождении производственной
Общие положения
Теоретическая часть
Краткая характеристика
Гражданское право
Исследовательская работа
Техническое обслуживание
Методическая разработка
Технология производства
государственное бюджетное
дистанционная форма
частное учреждение
Решение задач
образовательное частное
Организация работы
Практическое занятие
Правовое регулирование
Математическое моделирование
Понятие предмет
Основная часть
Метрология стандартизация
Металлические конструкции
физическая культура
Практическое задание
Образовательная программа