диплом (1196650), страница 5

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 5)

К томуже частотный преобразователь позволяет выставлять такой режим работы,которыйбудетвмаксимальнойстепениучитыватьпотребностипроизводства. КПД частотного преобразователя может достигать до 99%.При регулировании режима работы НПС изменением числа оборотовротора с помощью регулируемого электродвигателя происходит изменениеН-Q характеристик насосов, как это показано на рисунке 6. С увеличениемчисла оборотов характеристика смещается вправо и вверх по следующимзависимостямЛистВКР 21.03.01.2017.ПЗ-946Изм.Лист№ докум.ПодписьДата332nН  Н 0    ; n0 Q  Q0 (4)nn0(5)где n0 – номинальная частота вращения ротораКак видно из рисунка, при данном методе регулирования насос развиваетнапор и подачу, строго соответствующие сопротивлению и пропускнойспособности нефтепровода. Поэтому при данном методе не наблюдаетсяизлишний расход энергии.

Это самый экономичный метод регулирования.Hn1<n2<n3М3H3H2H1М2М1п3п2п10Q1 Q 2 Q 3QРисунок 6 - Регулирование режимов работы НПС изменением числа оборотов ротораВыборчастотногорегулятораосуществляетсяэнергетическимхарактеристикам электродвигателя.Самым эффективным методом регулирования является использованиечастотно-регулируемого привода. ЧРП магистральных насосов снижаютэнергетические затраты и обеспечивают плавный пуск и переход с одногорежима на другой.ЛистВКР 21.03.01.2017.ПЗ-946Изм.Лист№ докум.ПодписьДата343.3 Технологический расчет трубопроводаЦельтехнологическогорасчета:определитьтолщинустенкинефтепровода, сделать гидравлический расчет, подобрать насосно-силовоеоборудование, определить число насосных станций, расставить их по трассенефтепровода и сделать аналитическую проверку работы НПС.Таблица 8Исходные данныеНазваниеРазмерность ЗначениеГодовая производительность нефтепровода, Gмлн.т/год50Протяженность трубопровода, Lкм540Разность геодезических отметок, ΔZм60Плотность при 20°С , ρ20кг/м3847Кинематическая вязкость при 20°С, ν20сСт18Кинематическая вязкость при 50°С, ν20сСт11Расчетная температура перекачки tрасч°С10Число работающих насосов НПС КЕд.31.

Определение плотности при расчетной температуреt где: 20(1)1   р t  20С t – расчетная температура;βр - коэффициент объемного расширения.при ρ20 = 840 – 849 кг/м3 , βр = 0,000841 1/оСt =кЛистВКР 21.03.01.2017.ПЗ-946Изм.Лист№ докум.ПодписьДата352. Определение вязкости при расчетной температуреu1ln 2 ,=t1  t 2  1; t   *  e u (t  t ) =(2)сСт*(3)где: ν* - вязкость при t* = 20 оС.3. Определение расчетной производительности,(4)где: Np - число рабочих дней трубопровода в году, определяется взависимости от диаметра D и длины L трубопровода по таблице 9.4.

Чтобы определить Np, необходимо знать диаметр D трубопровода; Dопределяется в зависимости от G, [млн. т./год] по таблице 10. Так как G= 50млн.т /год , тогда D =1020 мм. Соотвественно, при протяженностинефтепровода L = 540км и D = 1020 мм число рабочих дней при нормальныхусловиях Np = 351.ча5. Определяется наружный диаметр - Dн. Чтобы определить внутреннийдиаметр Dвн, нужно рассчитать толщину стенки нефтепровода по формуле:n1  P  Dн;2  n1  P  R1 (5)где: коэффициент надежности по нагрузке п1=1,15.ЛистВКР 21.03.01.2017.ПЗ-946Изм.Лист№ докум.ПодписьДата36Таблица 9Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводовПротяженность нефтепровода,кмдо 250свыше 250 до 500свыше 500 до 700свыше 700Диаметр нефтепровода, ммдо 820 включительносвыше 820357355356353354351352349Таблица 10Параметры магистральных нефтепроводовРабочее давлениеПроизводительность, млн.Диаметрт/год(наружный), ммМПакгс/см20,7 – 1,21,1 – 1,81,6 – 2,42,2 – 3,43,2 – 4,44–97 – 1311 – 1915 – 2723 – 5041 – 78219273325377426530630720820102012208,8 – 9,87,4 – 8,36,6 – 7,45,4 – 6,45,4 – 6,45,3 – 6,15,1 – 5,55,6 – 6,15,5 – 5,95,3 – 5,95,1 – 5,590 – 10075 – 8567 – 7555 – 6555 – 6554 – 6252 – 5658 – 6256 – 6054 – 6052 - 566.

Производим расчет сопротивления металла трубы по [11]R1  Rн1 m0k1  k н(6)Для расчета принимаем трубы из стали 13Г2АФ (Сталь конструкционнаяниколигированная для сварных соединений), ТУ 14-3-1424-86. Изготовитель– Новомосковский трубный завод.ЛистВКР 21.03.01.2017.ПЗ-946Изм.Лист№ докум.ПодписьДата37Для данной марки стали по СП 33.13330.2012:- коэффициент условий работы трубопровода, т0=0,9;- коэффициент надежности по значению трубопровода kн=1;- коэффициент надежности по материалу k1=1,4;- предел прочности Rн1=530 МПа.340,7 МПаP – внутреннее давление в трубопроводе, определяется, исходя издавления, создаваемого основными насосами и подпорным насосом.

Дляэтого по часовой производительности определяем марку насоса и находимнапор насоса при максимальном роторе, считая число рабочих насосовравным трем. Напор основных насосов будет равен 3Но н, затем по Qчаопределяем марку подпорного насоса и напор подпорного насоса примаксимальном роторе Нп. Затем находим рабочее давление в трубопроводе.В качестве основного магистрального насоса выбираем НМ 7000-250Характеристика работы насоса:Н1=249 м (ротор верхний),Н2=186 м (ротор нижний).Выбираем подпорный насос НПВ 5000-120,Н1=120 м (ротор верхний),Н2=90 м (ротор нижний).Производим расчет рабочего давления, принимая, что используемротора с напором: Hосн = 249 м ; Hп = 120 м.Pраб  H п  3  H о н    t  g =Послеэтогорекомендованнымсравниваем7,1 МПарабочеедавлениес(7)давлением,таблицей 4.2.

При производительности 50 млн. т/годрекомендованное давление находится в интервале от 5,3МПа до 5,9МПа.Если Рраб получается больше, чем рекомендованный интервал, то необходимовзять Нп и Но н по нижнему ротору насоса и снова проверить РрабЛистВКР 21.03.01.2017.ПЗ-946Изм.Лист№ докум.ПодписьДата38Pраб  H п '3  H о н '   t  g  Pр7,1 МПа > 5,9 МПаТак как рабочее давление выше рекомендованного, используемменьший ротор для данных насосов.

Тогда Hосн = 186 м ; Hп = 90Pраб  H п  3  H о н    t  g =5,35 МПа5,3 МПа<5.35 МПа<5.9 МПа7. После определения Рраб рассчитывают δ - толщину стенкинефтепроводапоформуле(5).Значениеδокругляемдобольшегоближайшего значения по сортаменту и определяем внутренний диаметрнефтепровода.ммDвн  Dн  2   = 10202 9= 1002 мм(8)8.Режим течения определяется безразмерным числом Рейнольдса,зависящим от скорости потока жидкости и ее вязкости.

Число Рейнольдсаопределяется по следующей формулеRe 4Q=π  D  νt117539(9)где: Q – секундный расход, м3/с;D – внутренний диаметр трубопровода, м;νt - кинематическая вязкость при расчетной температуре 20°С, м2/с.9. Затем определяем граничные значения Re: ReI и ReIIRe I 10  D=eRe II 500  D=e50100(10)= 2505000(11)ЛистВКР 21.03.01.2017.ПЗ-946Изм.Лист№ докум.ПодписьДата39где: e – абсолютная шероховатость трубопровода, принимается по ВНТП-286,е = (0,1÷0,2) мм;D – внутренний диаметр трубопровода, мм.10.Определяем коэффициент гидравлического сопротивления трубыЕсли 2320 < Re < ReI, то режим течения – турбулентный (зона Блазеуса).Тогда коэффициент гидравлического рассчитывается по формуле0,3164; m = 0,25;   0,0246 .Re 0, 25(12)Если ReI < Re < ReII, то режим течения – турбулентный (зонасмешанного закона трения). Тогда: е 68 λ  0,11  D Re 0 , 25;(13)50100<117539<2505000Из этого следует, что режим течения – турбулентный, зона смешанноготрения.

Используем формулу (13)= 0,01837(14)11. Определив λ - коэффициент гидравлического сопротивления,находим потери напора на трение в нефтепроводе по формуле ДарсиВейсбаха:L V2=hl    D 2 gгде:3107 м,(15)L – длина трубопровода, м;D – внутренний диаметр нефтепровода, м;g – ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2;υ – скорость течения нефти, м/с. , которая рассчитывается по формуле:υ4Q=π  D22,48 м/с,(16)ЛистВКР 21.03.01.2017.ПЗ-946Изм.Лист№ докум.ПодписьДата4012. Затем определяют полные потери напора в трубопроводеH  1,01 hl  z  H к = 1,01*3107+60+30 = 3227 м(17)13. Гидравлический уклон:i  λ1 V2=D 2 g(18)14.

Затем определяют напор одной станции:Hт k  H о н  hвн = 3*186-15 = 543 м(19)где: k – число основных насосов, k = 3;Но н – напор основного насоса; Но н= 186 мhвн - внутристанционные потери напора, hвн = 15 м.15. Затем определяем число станций:n1,01  i  L  z  H k  H п=k  H о н  hвн= 5,76(20)Затем число станций округляем в большую сторону, определяемдействительный насосной станции и одного насоса по следующим формулам:H т '1,01  i  L  z  H k  H п=n1H на ' (21)H т 'hвн H т '15=k3179 м(22)16.Прозводят расстановку по трассе, с округлением числа станций вбольшую сторону. На рисунке представлена расстановка НПС по трассе.ЛистВКР 21.03.01.2017.ПЗ-946Изм.Лист№ докум.ПодписьДата41Рисунок 7 - Расстановка станций по трассе магистрального нефтепровода.ЛистВКР 21.03.01.2017.ПЗ-946Изм.Лист№ докум.ПодписьДата4217.

Характеристики

Список файлов ВКР