Расчёт оптимальных режимов работы магистрального нефтепровода и параметров циклической перекачки для обеспечения суточной производительности

ВВЕДЕНИЕ

Нефтяная и газовая промышленности являются составной частью топливно-энергетического комплекса нашей страны. Суммарная доля нефти и газа в топливном  балансе России составляет свыше 70 %. Из нефти получают моторные топлива, масла и другие нефтепродукты, жидкое топливо для котельных и тепловых электростанций и исходные материалы для производства пластических масс, синтетических волокон и другой продукции нефтехимии. Природный газ широко используется как удобное  топливо на электростанциях, в промышленности и быту.

Интенсивное развитие нефтяной и газовой промышленности, создание крупнейших топливно-энергетических комплексов – требуют ускоренного развития трубопроводных систем для транспортирования нефти, газа, продуктов нефтехимического производства. В связи с этим особое значение приобретают вопросы проектирования и эксплуатации трубопроводов, транспортирующих продукцию газоконденсатных месторождений: газоконденсат, широкую фракцию углеводородов, сжиженный газ.

Нефтяная промышленность является неразрывной частью единой энергетической системы; производство, транспорт и потребление нефти тесно связаны между собой и образуют единую систему. Это предопределяет необходимость обеспечения высокой надежности функционирования всех звеньев этой системы.

Только разветвленная сеть трубопроводов совместно с системой хранения нефти и газа может обеспечить надежное бесперебойное снабжение всех отраслей народного хозяйства и населения необходимым количеством нефти и газа

АНАЛИЗ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

1.1    Расчётные свойства нефти

Для проведения технологического расчета режимов работы МН необходимо определить теплофизические характеристики нефтепродуктов при температуре перекачки.

Плотность и вязкость нефти зависят от температуры: при повышении температуры они уменьшаются, а при понижении – увеличиваются.

Расчётную плотность нефти при температуре перекачки определим по формуле:

где – плотность нефти при 293 К, кг/м³;

       – температурная поправка, кг/(м³*К),

Вязкость – это свойство жидкости оказывать сопротивление сдвигу и характеризующее ее текучесть и подвижность. Кинематическую вязкость нефтепродукта при заданной температуре определяем по формуле Вальтера:

,

где А и В – эмпирические коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости n₁ и n₂  при соответствующих температурах Т₁ и Т₂ :

Определяем вязкость:

Давление насыщенных паров – это абсолютное давление, при котором жидкая и газовая фаза находится в термодинамическом равновесии в замкнутом объеме при заданной температуре, характеризующее содержание легких углеводородов в нефтепродукте и его испаряемость. Для нефти давление насыщенных паров можно, при отсутствии ограничивающих условий, принять:

Давление упругости паров нефти определим по формуле:

 Для технологического расчёта МН необходимо знать плановый объемный расход перекачки:

1.2     Насосно-силовое оборудование

Для перекачки нефти используются спиральные магистральные насосы  типа НМ. Спиральные насосы типа НМ – центробежные горизонтальные насосы с двусторонним подводом жидкости к рабочему колесу и двухзавитковым спиральным отводом жидкости от рабочего колеса.

Входной и напорный патрубки насоса направлены в противоположные стороны и присоединяются к технологическим трубопроводам сваркой.

Согласно заданию на курсовой проект, перекачка нефти осуществляется насосами типа НМ7000-210 с диаметрами рабочих колёс: 475, 430 и 470 мм. Подпор в начале перекачки создаётся подпорным насосом типа НПВ - центробежный вертикальный одноступенчатый насос с рабочим колесом двустороннего входа. В данной технологической схеме перекачки используется  насосы типа НПВ3600-90 с диаметром рабочего колеса 550 мм.

Напорная характеристика насоса описывается уравнением параболы:

                                 (1.1)

где a_М, b_М, a_П, b_П – аппроксимационные коэффициенты, определяемые по заводской характеристике насоса (см. таблицу А.1).

Характеристика КПД насоса выражается зависимостью:

          (1.2)

где       с₀, с₁, с_2,  k₁, k₂, k₃ – эмпирические коэффициенты, определяемые по заводской