Технологический расчет магистрального нефтепровода

Размещено на http://allbest.ru

Содержание

Введение

1. Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода

1.1 Расчетные значения вязкости и плотности перекачиваемой нефти

1.2 Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающей станции и расчет рабочего давления

1.3 Определение диаметра и толщины стенки трубопровода

1.4 Расчет на прочность и устойчивость магистрального нефтепровода

2. Гидравлический расчёт трубопровода

2.1 Гидравлический расчет нефтепровода, определение числа перекачивающих станций

3. Определение оптимальных режимов работы нефтепровода

3.1 Графический метод

3.2 Численный метод

3.3 Определение рациональных режимов перекачки

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа - это составляющая часть системы снабжения промышленности, энергетики, транспорта и населения топливом и сырьем.

Он является одним из дешевых видов транспорта, обеспечивая энергетическую безопасность страны, и в то же время позволяет существенно разгрузить железнодорожный транспорт для перевозок других важных для народного хозяйства грузов.

Магистральный трубопроводный транспорт - важнейшая и неотъемлемая составляющая топливно-энергетического комплекса России. На территории РФ создана разветвленная сеть магистральных газопроводов, нефтепроводовипродуктопроводов.

Протяженностьмагистральныхтрубопроводов в России превысила 225 тыс. км, в том числе

газопроводных магистралей - более 155 тыс. км,

нефтепроводных - 50 тыс.км,

нефтепродуктопроводных - 20 тыс.км.

С помощью магистрального трубопроводного транспорта перемещается 100 % добываемого природного газа, 99% добываемой нефти, более50 %производимой продукции нефтепереработки.

Курсовой проект «Технологический расчет магистрального нефтепровода» предусматривает решение следующих основных задач:

1) определение оптимальных параметров нефтепровода (диаметр трубопровода, давление на нефтеперекачивающих станциях, толщина стенки трубопровода, число нефтеперекачивающих станций);

2)расстановка перекачивающих станций по трассе магистрального нефтепровода;

3)расчет эксплуатационных режимов магистрального нефтепровода (определение производительности нефтепровода, давления на выходе станций и подпоров перед ними при условиях перекачки, отличающихся от проектных);

4) выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода.



1. Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода

Расчет ведем согласно [2, стр.6]

1.1 Расчетные значения вязкости и плотности перекачиваемой нефти

Для гидравлического и теплового расчётов необходимо знать теплофизические характеристики нефтепродуктов, такие как вязкость, плотность, теплопроводность, теплоёмкость и т.д.

Плотность нефтепродуктов находится в пределах 700-1100 кг/м³. Изменение плотности вследствие изменения температуры Т определяют по формуле Менделеева (3.1.2):

где, - плотность нефтепродукта соответственно при температурах Т и 293 К, кг/м³;

- коэффициент объёмного расширения, 1/К.

Довольно часто пользуются также линейной зависимостью (3.1.3)

где -температурная поправка, равная по формуле (3.1.4)

тогда

Вычисляем значения кинематической вязкости:

1) по формуле Рейнольдса-Филонова:

где и коэффициент крутизны вискограммы, определяемый по формуле

так как условие Т₁?Т_р? Т₂ (273К < 272К < 293К) не выполняется, то значение кинематической вязкости вычисляем

2) по формуле Вальтера (3.1.5)

Вычисляем значения эмпирических коэффициентов а и b по формуле (3.1.7) и (3.1.8)

тогда из формулы 3.15

где - расчетная кинематическая вязкость, мм²/с;

v₁, v₂ - кинематическая вязкость при абсолютных температурахT₁ и Т₂, мм²/с;

а, b - эмпирические коэффициенты.

Принимаем вязкость равную 70,65 .

1.2 Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающей станции и расчет рабочего давления

Определим расчетную часовую пропускную способность нефтепровода по формуле (3.2.1)

где G_Г-- годовая производительность нефтепровода, млн.т/год;

- расчетная плотность нефти, кг/м³;

к_нп - коэффициент неравномерности перекачки и принимается равным: для трубопроводов, прокладываемых параллельно с другими нефтепроводами и образующих систему - 1,05;

N_P- расчетное число рабочих дней в году[1, табл. 3.2.1],сутки.

В соответствии с найденной расчетной часовой производительности нефтепровода подбирается магистральные и подпорные насосы нефтеперекачивающей станции исходя из условия:

где Q_ном - подача выбранного типа насосов при максимальном к.п.д.

2000 м³ /ч <2679,94 м³/ч<3000 м³/ч,



Согласно приложениям 2 и 3 [3, стр.61-66], выбираем насосы: магистральный насос НМ 2500-230 и подпорный насос НПВ 2500-80.

Характеристика насоса НМ 2500-230

Напор магистрального насоса (D₂= 440 мм) составит по формуле (3.2.3)

где Н₀, а, в-коэффициенты, определяемые по [1, табл. 2.4].

Напор подпорного насоса (D₂= 515 мм) составит

Далее рассчитываем рабочее давление на выходе головной насосной станции по формуле (3.2.3)



где g - ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с²;

т_мн - число последовательно включенных магистральных насосов (обычно равное 3);

H_MH, Н_ПН - напоры магистрального и подпорного насоса при найденной расчетной производительности.

Найденное рабочее давление должно быть меньше допустимого условия прочности запорной арматуры:

Условие 6,092 МПа <6,4 МПа выполняется.

1.3 Определение диаметра и толщины стенки трубопровода

Внутренний диаметр нефтепровода вычисляется по формуле(3.3.1):

где w₀ - рекомендуемая скорость перекачки, определяемая из графика [3, рис.3.3.1] w₀ =1,8м/с.



По вычисленному значению внутреннего диаметра, принимается ближайший стандартный наружный диаметр нефтепровода - 720 мм. Значение наружного диаметра также можно определить по таблице [3, рис.3.3.1], в зависимости от производительности нефтепровода D_H= 720 мм.

По приложению 1 [3, стр.59-60] выбираем, что для сооружения нефтепровода применяются трубы Челябинского трубного завода по ВМЗ

ТУ 14-ЗР-03-94 из стали марки К60 (временное сопротивление стали на разрыв у_вр=589 МПа, у_Т=461MПa, коэффициент надежности по материалу к₁=1,47). Перекачку предполагаем вести но системе «из насоса в насос», то п_р=1,15; так как D_h=720mm<1000 мм, то для трубопроводов III категории.

Определим расчётное сопротивление металла трубы по формуле (3.4.1)

=;

гдеR^H₁- нормативное сопротивление растяжению (сжатию) материала труб и сварных соединений, определяемое из условия работы на разрывы, равное минимальному пределу прочности R^H₁=у_вр(см.прил.1) ;

m-коэффициент условий работы,, для I, II категории трубопроводов т=0,75; для III, IVкатегории рубопроводовт=0,9; для В категории трубопроводов т=0,6;

- коэффициент надёжности по материалу (см.прил.1);

- коэффициент надёжности по назначению зависящий от его диаметра (для D_H<1000ммК_н=1, для D_H=1200ммК_н=1,05).

Определяем расчетное значение толщины стенки трубопровода по формуле(3.4.1)

=;

где P- рабочее давление в трубопроводе, МПа;

- коэффициент надёжности по нагрузке, равный 1,15 - для нефтепроводов, работающих в системе «из насоса в насос»; 1,1 - во всех остальных случаях;

- расчётное сопротивление металла трубы, МПа;

Полученное значение округляем в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной -10,8 мм.

Определяем абсолютное значение максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов по формулам(3.4.7) и (3.4.8)

где- коэффициент Пуассона, =0,3

а - коэффициент линейного расширения металла, а =1,210^-5 1/⁰С; - модуль Юнга, E=2,0610⁵ МПа.

Для дальнейшего расчета принимаем большее из значений, Т=102,11 град.

Рассчитаем продольные осевые напряжения у_npN по формуле(3.4.5)

где - внутренний диаметр трубопровода, м.

= 720-210,8= 698,4 мм= 0,6984 м,

где - толщина стенки трубопровода, м.

Знак «минус» указывает на наличие осевых сжимающих напряжений, поэтому вычисляем коэффициент ш₁по (3.4.4)

Пересчитываем толщину стенки из условия

=

Таким образом, принимаем толщину стенки -10,8 мм.



1.4 Расчет на прочность и устойчивость магистрального нефтепровода

Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении производят по условию(3.5.1)

где - расчетное сопротивление материала;

- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб. При растягивающих осевых продольных напряжениях (0)=1,0, при сжимающих осевых продольных напряжениях (0) определяется по формуле(3.5.2)

где - кольцевые напряжения в стене трубы от расчетного внутреннего давления, равные по формуле (3.5.3)

тогда

Следовательно, R₁= 0,525360,61=189,322 МПа

Так как ||МПа<189,322 МПа, то выше поставленное условие прочности трубопровода выполняется.



Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов проверку производят по условиям(3.5.4) и (3.5.5)

где - максимальные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий, МПа;

- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла трубы;

- кольцевые напряжения в стенках трубопровода от нормативного внутреннего давления, МПа;

- нормативное сопротивление материала, зависящее от марки стали и в расчетах принимается =, МПа.;

Вычисляем комплекс:

где ==461 МПа.

Для проверки по деформациям находим кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки - внутреннего давления по формуле(3.5.7)

Вычисляем коэффициентпо формуле(3.5.8)



Находим максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе по формуле(3.5.6)

где - радиус упругого изгиба оси трубопровода, м;

- коэффициент Пуассона,=0,3.

Принимаем минимальный радиус изгиба 800 м.

203,07 МПа<461 МПа условие (3.5.4) выполняется.

0,510*461=235,11 МПа <МПа условие выполняется.

Так как проверка на недопустимые пластичные деформации не соблюдается, то для обеспечения надежности трубопровода при деформациях необходимо увеличить минимальный радиус упругого изгиба

Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы производят по неравенству:

где S - эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, определяемая по формуле (3.5.11)

F- площадь поперечного сечения металла трубы, м².

Для труб круглого сечения

Определяем эквивалентное осевое усилие в сечении трубопровода и площадь сечения металла трубы:

Определяем нагрузку от собственного веса металла трубы по формуле(3.5.17)

где - коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса, равный 1,1; а при расчете на продольную устойчивость и устойчивость положения равный 0,95;

- удельный вес металла труб, принимаемый равным 78500 Н/м³.

Определяем нагрузку от собственного веса изоляции по формуле(3.5.18)

Определяем нагрузку от веса нефти, находящегося в трубопроводе единичной длины по формуле (3.5.19)

Определяем нагрузку от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачивающей нефтью по формуле (3.5.16)

Определяем среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом по формуле (3.5.15)

где - коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта, равный 0,8;

-удельный вес грунта [3, табл. 3.5.1], кН/м³;

h₀-глубина заложения трубопровода [3, табл. 3.5.2], м;

- расчетная нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемой нефтью, Н/м.

Определяем сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины по формуле (3.5.14)

Определяем сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины по формулам(3.5.20) и (3.5.21)

Определяем критическое усилие для прямолинейных участков в случае пластической связи трубы с грунтом по формуле(3.5.13)



Следовательно

Определяем продольное критическое усилие для прямолинейных участков в случае упругой связи с грунтом по формуле:

Следовательно

Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы производят по неравенству обеспечена

7,175МН<10,8 МН; 7,175<60,04 МН.

Проверяем общую устойчивость криволинейных участков трубопроводов, выполненных с упругим изгибом. Вычисляем по формуле (3.5.25)

По номограмме рисунок 2, в зависимости от параметров находим.



Рисунок 2- Номограмма для определения коэффициента в_n при проверке устойчивости криволинейного трубопровода

Определяем критическое усилие для криволинейных участков трубопровода по формулам(3.5.23) и (3.5.24)

Из двух значений выбираем наименьшее и проверяем условие(3.5.10)

Условие устойчивости криволинейных участков выполняется.



2 Гидравлический расчёт трубопровода

Расчет ведем согласно [2, стр.21]

2.1 Гидравлический расчет нефтепровода, определение числа перекачивающих станций

Определяем секундный расход нефти и ее среднюю скорость по формулам(3.6.1) и (3.6.2)

Определяем режим течения

Так как Re>2320 режим течения жидкости турбулентный.

Определим зону трения.

Для этого определяем относительную шероховатость труб при к_э=0,05мм

где к_э - эквивалентная шероховатость [3, табл. 3.6.2], м.

Первое переходное число Ренольдса:

Второе переходное число Ренольдса

Так как Re<Re_Iто течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб, поэтому коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по формуле[2, табл.3.6.1]

Определяем гидравлический уклон в нефтепроводе по формуле (3.6.7)

Определяем полные потери в трубопроводе, приняв Н_кп=40 м. Число эксплуатационных участков определяем по формуле(3.6.9)

где 1,02 - коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода;

- разность геодезических отметок конца и начала нефтепровода, м;

Н_кп - остаточный напор в конце эксплуатационного участка, необходимый для закачки нефти в резервуары.

Определяем расчетный напор одной станции по формуле:

Расчетное число насосных станций определяем по формуле:



Если округлить число НПС в меньшую сторону (4 станций), то гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой лупинга. Приняв диаметр лупинга равным диаметру основного трубопровода, найдем значение со и длину лупинга по формулам (3.6.15) и (3.6.14)

где n₁ - округленное меньшее целое число перекачивающих станций.

Строим совмещенную характеристику нефтепровода постоянного диаметра и нефтепровода, оборудованного с лупингом и нефтеперекачивающих станций. Для этого выполняем гидравлический расчет нефтепровода в диапазоне от 1000 до 4200 с шагом 200 м³/ч. Результаты вычислений представлены в таблице 1.

График совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающей станции представлен на рисунке 1.

Расход Q, м3/ч	Напор насосов	Характеристика трубопровода	Характеристика нефтеперекачивающих станций
	Нм, м	Нп,м	с постоянным диаметром	с лупингом	10	12	15
1000	273,66	91,9	503,60	442,94	2828,5	3375,82	4196,8
1200	270,21	89,92	717,56	634,10	2792,024	3332,445	4143,076
1400	266,13	87,58	960,10	850,80	2748,916	3281,183	4079,584
1600	261,43	84,88	1230,13	1092,06	2699,176	3222,035	4006,324
1800	256,10	81,82	1526,75	1357,07	2642,804	3155,001	3923,296
2000	250,14	78,4	1849,18	1645,14	2579,8	3080,08	3830,5
2200	243,55	74,62	2196,74	1955,68	2510,164	2997,273	3727,936
2400	236,34	70,48	2568,86	2288,14	2433,896	2906,579	3615,604
2600	228,50	65,98	2964,99	2642,07	2350,996	2807,999	3493,504
2800	220,03	61,12	3384,66	3017,02	2261,464	2701,533	3361,636
3000	210,94	55,9	3827,44	3412,62	2165,3	2587,18	3220
3200	201,22	50,32	4292,94	3828,52	2062,504	2464,941	3068,596

Таблица 1 - Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций

График совмещенной с характеристики с нефтепровода и нефтеперекачивающей станции представлен на рисунке 3.

Точка пересечения М характеристики нефтепровода с лупингом и нефтеперекачивающих станции (n=4) подтверждает правильность определения длины лупинга, так как Q_m=Q=2679 м³/ч.

При округлении числа НПС в большую сторону рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и нефтеперекачивающей станции при n=5, m=3 рабочая точка переместиться в точку М₂ , а расход соответствует Q₂=2787 м³/ч. Если на каждой НПС отключить по одному насосу n=5, m=2, то рабочая точка переместиться в точкуМ₁, а нефтепровод будет работать с производительностью Q₁=2350м³/ч

Так как выполняется условие Q₁<Q<Q₂, рассчитываем время работы нефтепровода на режимах, соответствующих расходам Q₁, Q₂.



3 Определение оптимальных режимов работы нефтепровода

3.1 Графический метод

Рассмотрим расстановку на местности исходя из максимальной производительности нефтепровода при n=5 и Q₂=2787 м³/ч.

Гидравлический уклон при максимальной производительности составляет i=0,00801.

Напоры, развиваемые подпорными и магистральными насосами при максимальной подаче , равны

Расчетный напор станции составит

Построим гидравлический треугольник. За горизонтальный катет примем отрезок ab, равный l=100 км, который отложим в масштабе длин. Вертикальный катет ac равен 1,02il=1,020,00801100000=122 м и отложим его в масштабе высот. Гипотенуза треугольника bc и есть положение линии гидравлического уклона в принятых масштабах построений.

Результаты расстановки станций приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Расчетные значения высотных отметок НПС и длин линейных участков нефтепровода

Нефтеперекачивающая станция	Высотная отметка zi, м	Расстояние от начала нефтепровода, км	Длина линейного участка li, км
ГНПС-1	214,00	0	82,5
НПС-2	204.18	82,5	88,3
НПС-3	145.2	170,8	62,9
НПС-4	294.84	233,7	103,34
НПС-5	112.16	337,04	82,96
КП	108.3	420,00	-

Таблица 3 - Результаты гидравлического расчета участков нефтепровода

Расход Q, м3/ч	1000	1200	1400	1600	1800	2000	2200	2400	2600	2800	3000	3200
Скорость течения w, м/с	0,73	0,87	1,02	1,16	1,31	1,45	1,60	1,74	1,89	2,03	2,18	2,32
Число Ренольдса Re	6994	8392	9792	11191	12589	13988	15387	16786	18185	19584	20982	22381
Коэффициент гидравлического сопротивления, л	0,035	0,033	0,032	0,031	0,03	0,029	0,028	0,028	0,027	0,027	0,026	0,026
Гидравлический уклон, i	0,001	0,002	0,002	0,003	0,004	0,004	0,005	0,006	0,007	0,008	0,009	0,01
Напор магистрального насоса НМН, М	273,6	270,2	266,1	261,4	256,1	250,1	243,5	236,3	228,5	220,03	210,9	201,22
Напор подпорного насоса Нпн, м	91,9	89,92	87,58	84,88	81,82	78,4	74,62	70,48	65,98	61,12	55,9	50,32
Потери напора на участке Н, м	1 уч.	102	144	191,6	244,7	302,9	366,3	434,6	507,7	585,5	667,9	754,9	846,3
	2 уч.	162,7	249,8	348,4	458,3	578,9	710,1	851,4	1003	1163,9	1334,6	1514,7	1704,
	3 уч.	397,6	516,6	651,6	801,8	966,8	1146,2	1339,6	1546,6	1767,0	2000,5	2247,8	2505,8
	4 уч.	355,0	526,7	721,3	938,0	1176,1	1434,8	1713,7	2012,3	2330,2	2667	3022,3	3395,9
	5 уч.	503,6	717,6	960,1	1230,1	1526,8	1849,2	2196,7	2568,9	2965,0	3384,7	3827,4	4292,9
Напор, развиваемый насосами, Н, м	kмн=0	91,9	89,92	87,58	84,88	81,82	78,4	74,62	70,48	65,98	61,12	55,9	50,32
	kмн=1	365,6	360,13	353,7	346,31	337,92	328,54	318,17	306,82	294,48	281,15	266,8	251,54
	kмн=2	639,2	630,34	619,9	607,74	594,02	578,68	561,73	543,16	522,98	501,19	477,8	452,76
	kмн=3	912,9	900,55	886	869,17	850,12	828,82	805,28	779,5	751,48	721,22	688,72	653,98
	kмн=4	1186,5	1170,8	1152,1	1130,6	1106,2	1079	1048,8	1015,8	979,99	941,26	899,7	855,2
	kмн=5	1460,2	1441	1418	1392	1362	1329	1292	1252	1208,5	1161	1110,6	1056,4
	kмн=6	1733,9	1711,2	1684,4	1653,5	1618,4	1579,2	1535,9	1488,5	1436,9	1381,3	1321,5	1257,6
	kмн=7	2007,5	1981,4	1950,5	1914,9	1874	1829,4	1779,5	1724,9	1665,5	1601,4	1532,5	1458,9
	kмн=8	2281,2	2251,6	2216,7	2176,3	2130,6	2079,5	2023,1	1961,2	1894	1821,4	1743,4	1660,1
	kмн=9	2554,8	2521,8	2482,8	2437,8	2386,7	2329,7	2266,6	2197,6	2122,5	2041,4	1954,4	1861,3
	kмн=10	2828,5	2792,0	2748,9	2699,2	2642,8	2579,8	2510,2	2433,9	2351,0	2261,5	2165,3	2062,5
	kмн=11	3102,2	3062,2	3015,1	2960,6	2898,9	2829,9	2753,7	2670,2	2579,5	2481,5	2376,2	2263,7
	kмн=12	3375,8	3332,5	3281,2	3222,0	3155	3080,1	2997,3	2906,6	2808	2701,53	2587,2	2464,9
	kмн=13	3649,5	3602,7	3547,3	3483,5	3411,1	3330,2	3240,8	3142,9	3036,5	2921,6	2798,1	2666,2
	kмн=14	3923,1	3872,9	3813,5	3744,9	3667,2	3580,4	3484,4	3379,3	3265,0	3141,6	3009,1	2867,4
	kмн=15	4196,8	4143,1	4079,6	4006,3	3923,3	3830,5	3727,9	3615,6	3493,5	3361,6	3220	3068,6

Из совмещенной характеристики (рис. 2) найдем значения подпором на входе и напоров на выходе каждой НПС. Для первого резкими соответствующего трем работающим магистральным насосам на каждой НПС (3-3-3-3-3), производительность перекачки определяется пересечением нефтепровода 5 и суммарной характеристики НПС при k_мн=15, (рабочая точка М₂) и соответствует значению Q=2787 м³/ч. Подпор на головной НПС-1 равен оnрезку ab, а напор на ее выходе равен отрезкуad. Чтобы найти подпор на входе НПС-2, нужно определить разность отрезков adиac, то есть из напора на выходе ГНПС-1 вычесть потери напора на первом участке (кривая 1). Рассуждая аналогично, определим величины отрезков, соответствующих подпорам и напорам остальных НПС (табл. 4).

Таблица 4 - Напоры и подпоры нефтеперекачивающих станций на режиме 3-3-3

Нефтеперекачивающая станция	Количество работающих магистральных насосов	Обозначение отрезка
		Подпор на входе НПС,	Напор на выходе НПС
ГНПС-1	3	ab=50	ad=725
НПС-2	3	cd=50	cf=700
НПС-3	3	ef=50	ez=725
НПС-4	3	zh=50	hl=700
НПС-5	3	kl=50	kA=700

3.2 Численный метод

Рассмотрим режим перекачки с тремя работающими магистральными насосами на каждой НПС (режим 3-3-3). Производительность нефтепровода на этом режиме определим из решения уравнения



где - напор, необходимый для преодоления гидравлического сопротивления трубопровода, разности геодезических отметок и создания остаточного напора в конце эксплуатационного участка;

-напор, развиваемый всеми работающими насосами при рассматриваемом режиме перекачки;

-разность геодезических отметок на j-м линейном участке;

- число линейных участков (перекачивающих станций);

-остаточный напор на конечном пункте трубопровода;

- потери напора на трение на j-м линейном участке трубопровода;

- число магистральных насосов установленных на j-й ПС;

-напор, развиваемый подпорными насосами;

- напор, развиваемый k-м магистральным насосом j-й ПС;

- индекс состояния k-го магистрального насосного агрегата j-й ПС ( при работающем насоса и при остановленном насосе.

Определяем максимально допустимый напор на выходе из насосных станций:

и допустимый кавитационный запас на входе в основные насосы:

С учетом потерь напора в обвязке насосных станций примем:

Определяем напор, развиваемый основными магистральными насосами головной нефтеперекачивающей станции:

Напор на выходе ГНПС-1, определяем по формуле:

,

Определяем подпор на входе НПС-2 по формуле:

Определяем напор на выходе НПС-2:

Аналогично определяем значение подпора и напора для НПС-3:

Аналогично определяем значение подпора и напора для НПС-4,5.

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

нефтепровод магистральный перекачка труба

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

№ режима	Общее число осн. насосов	Комби-нация включения основных насосов	Q, м3/ч	ГНПС-1	НПС-2	НПС-3	НПС-4	НПС-5	Еуд,КВт
				Нпн1, м	Ннпс1, м	Нпн2, м	Ннпс2, м	Нпн3, м	Ннпс3, м	Нпн4, м	Ннпс4, м	Нпн5, м	Ннпс5, м
1	15	3-3-3-3-3	2787	62,86	724,7	60,4	722,2	59,5	721,3	62,9	724,7	64,8	726,6	11,6
2	14	3-3-3-3-2	2710	63,35	725,2	94,9	756,7	130,3	792,1	154,5	816,3	196,7	637,9
3		3-3-3-2-3		96,40	758,2	127,9	789,7	163,4	825,2	187,5	628,7	9,2	671,0
4		3-3-2-3-3		96,40	758,2	127,9	789,7	163,4	604,6	-33,1	628,7	9,2	671,0
5		3-2-3-3-3		96,40	758,2	127,9	569,1	-57,2	604,6	-33,1	628,7	9,2	671,0
6	13	3-3-3-2-2	2640	65,04	726,8	125,2	787,0	191,4	853,2	237,3	678,5	94,9	536,1
7		3-3-2-2-3		65,04	726,8	125,2	787,0	191,4	632,6	16,7	457,9	-125,7	536,1
8		3-2-2-3-3		65,04	726,8	125,2	566,4	-29,2	412,0	-203,9	457,9	-125,7	536,1
9		3-3-3-3-1		65,04	726,8	125,2	787,0	191,4	853,2	237,3	899,1	315,5	536,1
10		3-3-3-1-3		65,04	726,8	125,2	787,0	191,4	853,2	237,3	457,9	-125,7	536,1
11		3-3-1-3-3		65,04	726,8	125,2	787,0	191,4	412,0	-203,9	457,9	-125,7	536,1
12		3-1-3-3-3		65,04	726,8	125,2	345,8	-249,8	412,0	-203,9	457,9	-125,7	536,1
13	12	3-3-1-1-3	2530	67,60	729,4	171,7	833,5	284,8	726,0	143,6	584,8	56,2	497,4
14		3-3-1-1-3		67,60	729,4	171,7	612,9	64,2	505,4	-77,0	364,2	-164,4	497,4
15		3-3-1-1-3		67,60	508,8	-48,9	392,3	-156,4	284,8	-297,6	364,2	-164,4	497,4
16		3-3-1-1-3		67,60	729,4	171,7	833,5	284,8	946,6	364,2	805,4	276,8	497,4
17		3-3-1-1-3		67,60	729,4	171,7	833,5	284,8	726,0	143,6	364,2	-164,4	497,4
18		3-3-1-1-3		67,60	729,4	171,7	612,9	64,2	284,8	-297,6	364,2	-164,4	497,4
19		3-3-1-1-3		67,60	729,4	171,7	833,5	284,8	726,0	143,6	584,8	56,2	497,4
20		3-3-1-1-3		67,60	729,4	171,7	612,9	64,2	505,4	-77,0	364,2	-164,4	497,4
21	11	3-3-3-1-1	2440	69,61	731,4	208,5	870,3	359,0	1020,8	465,0	685,6	200,6	421,2
22		3-3-1-1-3		69,61	731,4	208,5	870,3	359,0	579,6	23,8	244,4	-240,6	421,2
23		3-1-1-3-3		69,61	731,4	208,5	429,1	-82,2	138,4	-417,4	244,4	-240,6	421,2
24		3-3-2-2-1		69,61	731,4	208,5	870,3	359,0	800,2	244,4	685,6	200,6	421,2
25		3-2-2-1-3		69,61	731,4	208,5	649,7	138,4	579,6	23,8	244,4	-240,6	421,2
26		3-2-2-3-1		69,61	731,4	208,5	649,7	138,4	579,6	23,8	685,6	200,6	421,2	9,2
27		3-2-1-2-3		69,61	731,4	208,5	649,7	138,4	359,0	-196,8	244,4	-240,6	421,2
28		3-1-2-2-3		69,61	731,4	208,5	429,1	-82,2	359,0	-196,8	244,4	-240,6	421,2
29		3-1-2-3-2		69,61	731,4	208,5	429,1	-82,2	359,0	-196,8	465,0	-20,0	421,2
30		3-3-2-2-1		69,61	731,4	208,5	870,3	359,0	800,2	244,4	685,6	200,6	421,2
31		3-2-2-1-3		69,61	731,4	208,5	649,7	138,4	579,6	23,8	244,4	-240,6	421,2
32		2-2-1-3-3		69,61	510,8	-12,1	429,1	-82,2	138,4	-417,4	244,4	-240,6	421,2
33		2-3-3-1-2		69,61	510,8	-12,1	649,7	138,4	800,2	244,4	465,0	-20,0	421,2
34	10	3-3-2-2-0	2330	96,40	758,2	276,6	938,4	471,3	912,5	388,2	829,4	396,2	396,2
35		3-2-2-3-0		96,40	758,2	276,6	717,8	250,7	691,9	167,6	829,4	396,2	396,2
36		2-2-3-3-0		96,40	537,6	56,0	497,2	30,1	691,9	167,6	829,4	396,2	396,2
37		2-0-2-3-3		96,40	537,6	56,0	56,0	-411,1	30,1	-494,2	167,6	-265,6	396,2
38		3-2-0-2-3		96,40	758,2	276,6	717,8	250,7	250,7	-273,6	167,6	-265,6	396,2
39		1-3-3-3-0		96,40	317,0	-164,6	497,2	30,1	691,9	167,6	829,4	396,2	396,2
40		3-3-1-3-0		96,40	758,2	276,6	938,4	471,3	691,9	167,6	829,4	396,2	396,2
41		3-3-1-2-1		96,40	758,2	276,6	938,4	471,3	691,9	167,6	608,8	175,6	396,2	8,53
42		1-3-3-2-1		96,40	317,0	-164,6	497,2	30,1	691,9	167,6	608,8	175,6	396,2
43		2-1-3-3-1		96,40	537,6	56,0	276,6	-190,5	471,3	-53,0	608,8	175,6	396,2
44	9	3-3-3-0-0	2230	74,02	735,8	290,6	952,4	524,1	1185,9	689,3	689,3	301,5	301,5
45		3-3-0-0-3		74,02	735,8	290,6	952,4	524,1	524,1	27,5	27,5	-360,3	301,5
46		3-0-0-3-3		74,02	735,8	290,6	290,6	-137,7	-137,7	-634,3	27,5	-360,3	301,5
47		3-0-3-3-0		74,02	735,8	290,6	290,6	-137,7	524,1	27,5	689,3	301,5	301,5
48		3-3-0-3-0		74,02	735,8	290,6	952,4	524,1	524,1	27,5	689,3	301,5	301,5
49		3-0-3-0-3		74,02	735,8	290,6	290,6	-137,7	524,1	27,5	27,5	-360,3	301,5
50		3-3-2-1-0		74,02	735,8	290,6	952,4	524,1	965,3	468,7	689,3	301,5	301,5
51		3-2-1-0-3		74,02	735,8	290,6	731,8	303,5	524,1	27,5	27,5	-360,3	301,5
52		2-1-0-3-3		74,02	515,2	70,0	290,6	-137,7	-137,7	-634,3	27,5	-360,3	301,5
53		3-2-3-1-0		74,02	735,8	290,6	731,8	303,5	965,3	468,7	689,3	301,5	301,5
54		3-0-2-1-3		74,02	735,8	290,6	290,6	-137,7	303,5	-193,1	27,5	-360,3	301,5
55		2-3-1-3-0		74,02	515,2	70,0	731,8	303,5	524,1	27,5	689,3	301,5	301,5	7,86
56		2-3-0-3-1		74,02	515,2	70,0	731,8	303,5	303,5	-193,1	468,7	80,9	301,5
57		2-2-2-3-0		74,02	515,2	70,0	511,2	82,9	524,1	27,5	689,3	301,5	301,5	7,86
58		3-2-2-2-0		74,02	735,8	290,6	731,8	303,5	744,7	248,1	689,3	301,5	301,5	7,86
59		3-0-2-2-2		74,02	735,8	290,6	290,6	-137,7	303,5	-193,1	248,1	-139,7	301,5
60		2-2-2-0-3		74,02	515,2	70,0	511,2	82,9	524,1	27,5	27,5	-360,3	301,5
61		2-3-0-2-2		74,02	515,2	70,0	731,8	303,5	303,5	-193,1	248,1	-139,7	301,5
62	8	2-2-2-2-0	2100	76,56	517,8	117,9	559,1	179,5	620,7	158,7	599,9	269,0	269,0	7,2
63		2-2-2-0-2		76,56	517,8	117,9	559,1	179,5	620,7	158,7	158,7	-172,2	269,0
64		2-2-0-2-2		76,56	517,8	117,9	559,1	179,5	179,5	-282,5	158,7	-172,2	269,0
65		2-0-2-2-2		76,56	517,8	117,9	117,9	-261,7	179,5	-282,5	158,7	-172,2	269,0
66		3-3-2-0-0		76,56	738,4	338,5	1000,3	620,7	1061,9	599,9	599,9	269,0	269,0
67		3-2-3-0-0		76,56	738,4	338,5	779,7	400,1	1061,9	599,9	599,9	269,0	269,0
68		2-3-3-0-0		76,56	517,8	117,9	779,7	400,1	1061,9	599,9	599,9	269,0	269,0
69		2-0-3-3-0		76,56	517,8	117,9	117,9	-261,7	400,1	-61,9	599,9	269,0	269,0
70		3-0-2-2-1		76,56	738,4	338,5	338,5	-41,1	400,1	-61,9	379,3	48,4	269,0
71		3-0-1-2-2		76,56	738,4	338,5	338,5	-41,1	179,5	-282,5	158,7	-172,2	269,0
72		3-2-0-1-2		76,56	738,4	338,5	338,5	-41,1	400,1	-61,9	158,7	-172,2	269,0
73		2-2-1-3-0		76,56	517,8	117,9	559,1	179,5	400,1	-61,9	599,9	269,0	269,0
74		2-1-3-2-0		76,56	517,8	117,9	338,5	-41,1	620,7	158,7	599,9	269,0	269,0
75		1-3-2-0-2		76,56	297,2	-102,7	559,1	179,5	620,7	158,7	158,7	-172,2	269,0
76		3-2-0-2-1		76,56	738,4	338,5	779,7	400,1	400,1	-61,9	379,3	48,4	269,0
77		3-0-2-1-2		76,56	738,4	338,5	338,5	-41,1	400,1	-61,9	158,7	-172,2	269,0
78	7	2-2-2-1-0	1975	78,85	520,0	161,9	603,1	268,1	709,3	279,2	499,8	221,1	221,1	6,5
79		2-2-1-0-2		78,85	520,0	161,9	603,1	268,1	488,7	58,6	58,6	-220,1	221,1
80		2-1-0-2-2		78,85	520,0	161,9	382,5	47,5	47,5	-382,6	58,6	-220,1	221,1
81		1-0-2-2-2		78,85	299,4	-58,7	-58,7	-393,7	47,5	-382,6	58,6	-220,1	221,1
82		3-2-2-0-0		78,85	740,6	382,5	823,7	488,7	929,9	499,8	499,8	221,1	221,1
83		3-2-0-0-2		78,85	740,6	382,5	823,7	488,7	488,7	58,6	58,6	-220,1	221,1
84		3-0-0-2-2		78,85	740,6	382,5	382,5	47,5	47,5	-382,6	58,6	-220,1	221,1
85		3-1-1-1-1		78,85	740,6	382,5	603,1	268,1	488,7	58,6	279,2	0,5	221,1
86		1-1-1-1-3		78,85	299,4	-58,7	161,9	-173,1	47,5	-382,6	-162,0	-440,7	221,1
87		2-2-1-1-1		78,85	520,0	161,9	603,1	268,1	488,7	58,6	279,2	0,5	221,1
88		2-1-1-1-2		78,85	520,0	161,9	382,5	47,5	268,1	-162,0	58,6	-220,1	221,1
89		1-1-1-2-2		78,85	299,4	-58,7	161,9	-173,1	47,5	-382,6	58,6	-220,1	221,1
90		1-1-2-2-1		78,85	299,4	-58,7	161,9	-173,1	268,1	-162,0	279,2	0,5	221,1
91		1-2-2-1-1		78,85	299,4	-58,7	382,5	47,5	488,7	58,6	279,2	0,5	221,1
92		2-1-2-1-1		78,85	520,0	161,9	382,5	47,5	488,7	58,6	279,2	0,5	221,1
93		1-2-1-1-2		78,85	299,4	-58,7	382,5	47,5	268,1	-162,0	58,6	-220,1	221,1
94		2-1-1-2-1		78,85	520,0	161,9	382,5	47,5	268,1	-162,0	279,2	0,5	221,1
95		3-3-0-0-1		78,85	740,6	382,5	1044,3	709,3	709,3	279,2	279,2	0,5	221,1
96		3-0-0-1-3		78,85	740,6	382,5	382,5	47,5	47,5	-382,6	-162,0	-440,7	221,1
97		1-3-3-0-0		78,85	299,4	-58,7	603,1	268,1	929,9	499,8	499,8	221,1	221,1
98		1-3-0-0-3		78,85	299,4	-58,7	603,1	268,1	268,1	-162,0	-162,0	-440,7	221,1
99		3-0-0-3-1		78,85	740,6	382,5	382,5	47,5	47,5	-382,6	279,2	0,5	221,1
100	6	3-3-0-0-0	1845	81,08	742,9	426,1	1087,9	797,2	797,2	398,5	398,5	171,6	171,6
101		3-0-3-0-0		81,08	742,9	426,1	426,1	135,4	797,2	398,5	398,5	171,6	171,6	5,83
102		3-0-0-3-0		81,08	742,9	426,1	426,1	135,4	135,4	-263,3	398,5	171,6	171,6
103		3-0-0-3-0		81,08	742,9	426,1	426,1	135,4	135,4	-263,3	398,5	171,6	171,6
104		3-2-1-0-0		81,08	742,9	426,1	867,3	576,6	797,2	398,5	398,5	171,6	171,6
105		3-0-2-1-0		81,08	742,9	426,1	426,1	135,4	576,6	177,9	398,5	171,6	171,6	5,83
106		3-0-0-2-1		81,08	742,9	426,1	426,1	135,4	135,4	-263,3	177,9	-49,0	171,6
107		3-1-2-0-0		81,08	742,9	426,1	646,7	356,0	1017,8	619,1	619,1	392,2	392,2
108		3-0-1-2-0		81,08	742,9	426,1	426,1	135,4	356,0	-42,7	398,5	171,6	171,6
109		3-0-0-1-2		81,08	742,9	426,1	426,1	135,4	135,4	-263,3	-42,7	-269,6	171,6
110		2-1-3-0-0		81,08	522,3	205,5	426,1	135,4	797,2	398,5	398,5	171,6	171,6	5,83
111		2-0-1-3-0		81,08	522,3	205,5	205,5	-85,2	135,4	-263,3	398,5	171,6	171,6
112		2-0-0-1-3		81,08	522,3	205,5	205,5	-85,2	-85,2	-483,9	-263,3	-490,2	171,6
113		1-3-2-0-0		81,08	301,7	-15,1	646,7	356,0	797,2	398,5	398,5	171,6	171,6
114		1-0-0-3-2		81,08	301,7	-15,1	-15,1	-305,8	-305,8	-704,5	-42,7	-269,6	171,6
115		2-1-1-1-1		81,08	522,3	205,5	426,1	135,4	356,0	-42,7	177,9	-49,0	171,6
116		1-2-1-1-1		81,08	301,7	-15,1	426,1	135,4	356,0	-42,7	177,9	-49,0	171,6
117		1-1-2-1-1		81,08	301,7	-15,1	205,5	-85,2	356,0	-42,7	177,9	-49,0	171,6
118		1-1-1-2-1		81,08	301,7	-15,1	205,5	-85,2	135,4	-263,3	177,9	-49,0	171,6
119		1-1-1-1-2		81,08	301,7	-15,1	205,5	-85,2	135,4	-263,3	-42,7	-269,6	171,6
120		3-1-1-1-0		81,08	742,9	426,1	646,7	356,0	576,6	177,9	398,5	171,6	171,6
121		1-3-1-1-0		81,08	301,7	-15,1	646,7	356,0	576,6	177,9	398,5	171,6	171,6
122		1-1-3-0-1		81,08	301,7	-15,1	205,5	-85,2	576,6	177,9	177,9	-49,0	171,6
123		1-1-1-3-0		81,08	301,7	-15,1	205,5	-85,2	135,4	-263,3	398,5	171,6	171,6
124		1-1-1-0-3		81,08	301,7	-15,1	205,5	-85,2	135,4	-263,3	-263,3	-490,2	171,6
125	5	1-1-1-1-1	1710	83,24	303,8	27,7	248,3	1,1	221,7	-145,9	74,7	-101,3	119,3	5,11
126		2-1-1-1-0		83,24	524,4	248,3	468,9	221,7	442,3	74,7	295,3	119,3	119,3
127		1-2-1-1-0		83,24	303,8	27,7	468,9	221,7	442,3	74,7	295,3	119,3	119,3
128		1-1-2-1-0		83,24	303,8	27,7	248,3	1,1	442,3	74,7	295,3	119,3	119,3
129		1-1-1-2-0		83,24	303,8	27,7	248,3	1,1	221,7	-145,9	295,3	119,3	119,3
130		3-2-0-0-0		83,24	745,0	468,9	910,1	662,9	662,9	295,3	295,3	119,3	119,3
131		3-0-0-0-2		83,24	745,0	468,9	468,9	221,7	221,7	-145,9	-145,9	-321,9	119,3
132		2-0-0-3-0		83,24	524,4	248,3	248,3	1,1	1,1	-366,5	295,3	119,3	119,3
133		2-3-0-0-0		83,24	524,4	248,3	910,1	662,9	662,9	295,3	295,3	119,3	119,3
134		3-1-1-0-0		83,24	745,0	468,9	689,5	442,3	662,9	295,3	295,3	119,3	119,3
135		1-3-0-0-1		83,24	303,8	27,7	689,5	442,3	442,3	74,7	74,7	-101,3	119,3
136		1-1-3-0-0		83,24	303,8	27,7	248,3	1,1	662,9	295,3	295,3	119,3	119,3
137		1-3-1-0-0		83,24	303,8	27,7	689,5	442,3	662,9	295,3	295,3	119,3	119,3
138		1-0-0-1-3		83,24	303,8	27,7	27,7	-219,5	-219,5	-587,1	-366,5	-542,5	119,3
139	4	1-1-1-1-0	1550	85,59	306,2	75,2	295,8	97,0	317,6	-15,6	205,0	85,6	85,6
140		1-1-1-0-1		85,59	306,2	75,2	295,8	97,0	317,6	-15,6	-15,6	-135,0	85,6
141		1-1-0-1-1		85,59	306,2	75,2	295,8	97,0	97,0	-236,2	-15,6	-135,0	85,6
142		1-0-1-1-1		85,59	306,2	75,2	75,2	-123,6	97,0	-236,2	-15,6	-135,0	85,6
143		2-2-0-0-0		85,59	526,8	295,8	737,0	538,2	538,2	205,0	205,0	85,6	85,6	4,4
144		2-1-1-0-0		85,59	526,8	295,8	516,4	317,6	538,2	205,0	205,0	85,6	85,6
145		1-1-2-0-0		85,59	306,2	75,2	295,8	97,0	538,2	205,0	205,0	85,6	85,6
146		1-2-0-0-1		85,59	306,2	75,2	516,4	317,6	317,6	-15,6	-15,6	-135,0	85,6	4,4
147		3-1-0-0-0		85,59	747,4	516,4	737,0	538,2	538,2	205,0	205,0	85,6	85,6
148		3-0-1-0-0		85,59	747,4	516,4	516,4	317,6	538,2	205,0	205,0	85,6	85,6	4,4
149	3	1-1-1-0-0	1345	88,26	308,9	130,8	351,4	209,3	429,9	137,0	137,0	84,0	84,0	3,7
150		3-0-0-0-0		88,26	750,1	572,0	572,0	429,9	429,9	137,0	137,0	84,0	84,0
151		2-1-0-0-0		88,26	529,5	351,4	572,0	429,9	429,9	137,0	137,0	84,0	84,0
152		1-2-0-0-0		88,26	308,9	130,8	572,0	429,9	429,9	137,0	137,0	84,0	84,0
153		2-0-0-0-1		88,26	529,5	351,4	351,4	209,3	209,3	-83,6	-83,6	-136,6	84,0
154		1-0-2-0-0		88,26	308,9	130,8	130,8	-11,3	429,9	137,0	137,0	84,0	84,0
155	2	1-1-0-0-0	1125	90,70	311,3	183,7	404,3	316,1	316,1	61,7	61,7	71,8	71,8	2,93
156		1-0-1-0-0		90,70	311,3	183,7	183,7	95,5	316,1	61,7	61,7	71,8	71,8
157		1-0-0-1-0		90,70	311,3	183,7	183,7	95,5	95,5	-158,9	61,7	71,8	71,8
158		1-0-0-0-1		90,70	311,3	183,7	183,7	95,5	95,5	-158,9	-158,9	-148,8	71,8
159		2-0-0-0-0		90,70	531,9	404,3	404,3	316,1	316,1	61,7	61,7	71,8	71,8	2,93

3.3 Определение рациональных режимов перекачки

Подпорные насосы укомплектованы асинхронными электродвигателями ВАОВ630L-4У1мощностью 800 кВт, а магистральные насосы - синхронными электродвигателями СТДП2500-2УХЛ4, мощностью 2500 кВт. Для возможных режимов перекачки определим значения удельных энергозатрат.

Определим напоры и к.п.д. подпорного и магистрального насосов по формулам (3.2.3) и (3.8.2)

где k₁, k₂, k₃ - коэффициенты аппроксимации, определяемые методом наименьших квадратов.

Определяем коэффициенты загрузки и к.п.д. электродвигателей подпорного и магистрального насосов по формулам (3.8.3) и (3.8.4)



где - эмпирические коэффициенты, определяемые методом наименьших квадратов по паспортным характеристиками электродвигателей насосов.

Рассчитываем значения потребляемой мощности подпорного и магистрального насосов по формуле (3.8.1)

Удельные энергозатраты на 1 тонну нефти, определяем по формуле (3.8.5)

кВтхч/т

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

Возможный режим №159 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 рассчитываем значение производной по формуле:



Значениеявляется наименьшим, поэтому следующей узловой точкой на графике ,будет точка с координатами Q=1345 м³/ч и Е_уд=3,7кВт ч/т.

Дальнейшее вычисление продолжаем аналогично, подставив в формулу следующие значения Q, Е_уд.

Строим график зависимости удельных энергозатрат по производительности перекачки.

Из расчета видно, что все из возможных режимов перекачки являются рациональными.



Заключение

В результате проделанного курсового проекта по технологическому расчёту трубопровода получили данные, позволяющие сделать следующие выводы: для сооружения магистральных трубопроводов применяют трубы из стали марки К60 Челябинского трубного завода по ТУ 14-3Р-01-93 наружным диаметром 720 мм и толщиной стенок 10,8 мм. Трубопровод III категории.

Расчётная производительность нефтепровода Q=2679,94 м³/ч, в соответствии с этим для оснащения насосных станций применили насосы: основные НМ14-230 и подпорные НПВ 2500-80. Насосы соединяются последовательно по схеме - три работающих плюс один резервный. Всего по трассе трубопровода расположено 4 насосных станций.

Перекачивающие станции магистрального нефтепровода относятся к сложным и энергоемким объектам. Доля энергозатрат на перекачку составляет порядка 25-30% от годовых эксплуатационных расходов. При этом возникает задача выбора из ряда возможных режимов наиболее целесообразных, соответствующих наименьшим затратам электроэнергии на перекачку. В свою очередь, в зависимости от уровня текущей загрузки нефтепровода, из ряда рациональных режимов должны выбираться такие, которые обеспечивали бы ' выполнение планового объема перекачки за фондовое время. Рассматриваемый нефтепровод может экономично работать только на режимах

Таким образом, на сегодняшний день роль трубопроводного транспорта в развитии нашей страны чрезвычайно велика. Кроме того, использование трубопроводов позволяет высвободить железнодорожный и водный транспорт для перевозки других грузов.

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.

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.

Список использованной литературы

1 Быков, Л.И. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов: Учеб пособие/ Л.И. Быков -СПб.: Недра, 2006.- 824 с.

2 Исмагилова, З.Ф. Технологический расчёт магистральных нефтепроводов: Методическое пособие по выполнению курсового проектирования/ З.Ф. Исмагилова, К.Ф Ульшина. - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2008. - 68 с.

3 Коршак, А.А. Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа: Учеб. пособие/ А.А. Коршак - Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2005.-516с.

4. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: Учебное пособие для ВУЗов/ П.И. Тугунов [и др.]. - Уфа: ООО «Дизайн ПолиграфСервис», 2002. - 658 с.

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

Размещено на Allbest.ru