Выбор основного оборудования

По заданной пропускной способности Q = 4711,04 м /ч подберем в приложении основной насос марки НМ 7000–210, характеристики которого даны для воды. Выясним, необходимо ли пересчитывать их на нефть. Для этого определим число Re для потока перекачиваемой жидкости.

= 30,5 см

где , -диаметр и ширина лопатки рабочего колеса (по таб. 17 [3]);

=6,1 см., =47,5 см;

-коэффициент сужения входного сечения рабочего колеса, =0,8

Находим число Re на выходе из колеса по формуле:

,

где -номинальная подача насоса.

-коэффициент кинематической вязкости нефти.

Определим переходное значение параметра Рейнольдса:

,

где n_s – коэффициент быстроходности насоса. По приложению 3 [1] для насоса НМ 7000-210 n_s = 195.

.

Поправочные коэффициенты в нашем случае равны 1,0 [3], и Re > Re_пер, то характеристики насоса при работе на нефти остаются такими же, как на воде, т.е. пересчет характеристики не требуется.

Подбирают электродвигатели для насосов, исходя из потребной мощности, рассчитываемой по формуле:

где N_н – мощность электродвигателя, кВт;

H_н – напор, развиваемый насосом, м;

Q – подача насоса, ;

g – ускорение свободного падения;

η_н – КПД насоса, в долях единицы (η_н=0,89).

Подбираем марку электродвигателя – СТД-4000–2 (N=4000кВт).

Для создания на входе основного насоса напора, необходимого для безкавитационной работы, устанавливаем подпорный насос, напор этого насоса должен быть не менее:

,

где: - допустимый кавитационный запас основного насоса, ;

- потери в коммуникациях,

Для насоса НМ 7000–210 имеем:

Для обеспечения заданного расхода основного насоса и его безкавитационной работы выбираем в качестве подпорного насос НПВ 5000-120 с электродвигателем ДС – 118/44–6 мощностью 800 кВт.

Т.о чтобы перекачать нефть с заданной производительностью на расстояние 440 км с диаметром нефтепровода 1020 мм установим на каждой станции по 3 последовательно соединенных между собой насоса НМ7000–210.

Получили, что на головной нефтеперекачивающей станции последовательно соединены 2 насоса НМ 7000–210 (1 в резерве) и 1 подпорный НПВ 5000-120 (1 в резерве), а на промежуточных – 2 насоса НМ 7000–210.

8. Построение совмещённой характеристики трубопровода и насосных станций

В координатах Q-H строят суммарную напорную характеристику всех рабочих насосов на трубопроводе. Для построения характеристики насосов воспользуемся следующими зависимостями:

где а и b – коэффициенты аппроксимации (a = 258,8 м, b = 8,59∙10^-6 ч²/ м⁵).

Аналогично характеристика Q- апроксимируется зависимостью:

где:

- коэффициенты, соответственно ,

Для насоса НМ7000–210 коэффициенты равны:

Для построения характеристики сети запишем зависимость между гидравлическими потерями и расходом:

где H_r – геодезическая высота, м;

h_п – напор необходимый для преодоления гидравлических потерь, м.

Рабочая точка получилась при Q = 4711 м³/ч, т.е. не соответствует нашему значению. Для этого применим метод изменения числа оборотов:

где: n₁ – новое значение числа оборотов.

Необходимое число оборотов можно определить по формуле:

где n_ном – номинальная частота вращения ротора нагнетателя, об./мин.;

∆Н – величина недостающего (избыточного) напора приходящаяся на один нагнетатель, м; (в случае недостающего напора ∆Н < 0)

где а и b – коэффициенты аппроксимации (a = 258,8 м, b = 8,59∙10^-6 ч²/ м⁵).

Мы получили, что Q = 4711 м³/ч, что входит в предел допустимого:

(4834–4711)/4711·100% = 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).

Заключение

В результате выполнения работы разработан проект магистрального нефтепровода для перекачки нефти на расстояние 440 км с производительностью 44 млн. т./год в условиях перепада температур от -2 °С до 10 °С.

Технологический расчет нефтепровода проведен для самых невыгодных условий (какими являются условия с наиболее низкими температурами), т. к. при низких температурах вязкость нефти, а, следовательно, и гидравлические потери максимальны.

Для определения экономически наивыгоднейшего проекта нефтепровода выполнены гидравлический и механический расчеты для 3-х конкурирующих диаметров нефтепровода: 920 мм, 1020 мм, 1220 мм; определяющие число нефтеперекачивающих станций и толщину стенки нефтепровода.

Оптимальным оказался диаметр 1020 мм, для него же был произведен выбор основного оборудования.

Для определения рабочей точки произведено построение совмещенной характеристики трубопровода и насосных станций в летних и зимних условиях, что позволяет проверить работу трубопровода при изменении климатических показателей, и как следствие свойств нефтепродуктов.

Список использованной литературы

1. Коваленко П.В., Пистунович Н.Н. Методические указания для курсового проектирования по дисциплине «Машины и оборудование газонефтепроводов». Новополоцк, ПГУ, 2007.

2. Коваленко П.В., Рябыш Н.М. Машины и оборудование газонефтепроводов. Часть 1. Новополоцк, ПГУ, 2005.

3. Липский В.К. Методические указания к курсовому проекту по дисциплине «Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов». Новополоцк, ПГУ, 2006.

4. СНиП 2.05.06–85*. Магистральные трубопроводы.