Курсовая работа: Проетирование нефтепровода

Таблица 4. Характеристика работы насоса НМ 2500–230 на нефти

Q, м3 /ч	0	500	1000	1500	2000	2237	2500	3000
H, м	269,15	268,7	267,62	266,04	264,01	262,9	261,56	258,7

Рисунок 6. Совмещенная характеристика трубопровода и насосных станций после изменений

Мы получили, что Q = 2190 м³ /ч, что входит в предел допустимого:

(2237–2190)/2237·100% = 2%

При этом, напор Н = 1660 м, тогда (1660–74)/6 = 264,3 м.

Напор на выкиде ГНПС: 602,6 м

Напор на выкиде НПС: 528,6 м

Данные напоры не превышают допустимого напора (Н_доп = 634,53 м).

9. Расстановка НПС

Расстановку насосных станций произведем по методу В.Г. Шухова на сжатом профиле трассы.

Определение местоположения станций связано с выполнением следующего требования: напор на выходе любой НПС не должен превышать , найденный из условия прочности, и не должен быть меньше такого , чтобы на последующей станции была обеспечена бескавитационная работа насосов.

От начальной точки трассы, где должна находиться головная станция, в масштабе высот профиля отложим по вертикали напор , развиваемый станцией. Из конца полученного отрезка проведем линию гидравлического уклона. Точка пересечения ее с линией – место расположения второй станции. От этой точки вновь отложим напор, развиваемый станцией, проведем линию гидроуклона и т.д. Линия гидроуклона, идущая от последней станции, должна придти к конечной точке трассы с некоторым остатком напора (необходимым, как правило, для обеспечения взлива нефти или нефтепродукта в резервуар на конечном пункте).

10. Проверка работы трубопровода в летних условиях

Поскольку летом из-за понижения вязкости нефти смещается рабочая точка на совмещенной характеристике, то возникает необходимость проверки работы трубопровода в летних условиях на предмет непревышения напорами на нагнетательных линиях станций предельно допустимых напоров из условия прочности и непревышения минимально допустимыми подпорами перед станциями реальных подпоров, приходящих на станции.

Для этого на ранее построенную совмещенную характеристику насосных станций и трубопровода наносят, предварительно рассчитав, координаты трех-четырех точек, напорную характеристику трубопровода при летних условиях. Затем по методу В.Г. Шухова проводят соответствующие линии пьезометрических напоров (гидравлических уклонов). Если напоры или подпоры на какой–либо станции вышли за допустимые пределы, следует изменить ее местоположение, чтобы и в зимних и в летних условиях напоры и подпоры находились в допустимых пределах.

Определение плотности

Произведём перерасчёт плотности на заданную температуру:

,

где: t = t_{m ax} = 10°С;

r₂₀ – плотность нефти при 20 °С, кг/м³ (852 кг/м³ );

x – температурная поправка, кг/(м³ ×°С)

x = 1,825 – 0,001315 r₂₀ = 1,825 – 0,001315 × 852 = 0,705 [кг/(м³ ×°С)],

тогда плотность при t = 10 °С:

r_t = 852 – 0,705× (10 – 20) = 859,05 (кг/м³ ).

Определение вязкости

Вязкость при температуре t определится по формуле:

,

где: – коэффициент кинематической вязкости при температуре t₁ ;