АП 67

Тюмень, 2018

Содержание

Стр.

ВВЕДЕНИЕ. 3

1 РАСЧЕТ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ.. 5

2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ НЕФТЕПРОВОДА И ВЫБОР НАСОСНО-СИЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ НПС С ОКРУГЛЕНИЕМ ЧИСЛА НПС В БОЛЬШУЮ СТОРОНУ.. 6

2.1 Расстановка НПС по трассе нефтепровода. 9

2.2 Аналитическая проверка режима работы НПС.. 11

2.3 График совместной работы всех НПС и нефтепровода. 12

3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ НЕФТЕПРОВОДА ПРИ ОКРУГЛЕНИИ ЧИСЛА НПС В МЕНЬШУЮ СТОРОНУ.. 15

3.1 Определение длины лупинга и расстановка НПС по трассе нефтепровода. 15

3.2 Аналитическая проверка режима работы НПС.. 17

3.3 График совместной работы всех НПС и нефтепровода. 17

4 РАСЧЕТ РЕЖИМА РАБОТЫ НЕФТЕПРОВОДА ПРИ ОТКЛЮЧЕНИИ 4-ОЙ НПС НЕФТЕПРОВОДА.. 20

5 РАСЧЕТ РЕЖИМА РАБОТЫ НЕФТЕПРОВОДА ПРИ ПЕРИОДИЧЕСКИХ ПОДКАЧКАХ НА 3-ЕЙ НПС.. 23

6 РАСЧЕТ РЕЖИМА РАБОТЫ НЕФТЕПРОВОДА ПРИ УВЕЛИЧЕНИИ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ УДВОЕНИЕМ СТАНЦИЙ.. 28

7 СОВРЕМЕННОЕ НАСОСНО-СИЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ НПС.. 33

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ.. 37

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ.. 38

ВЕДЕНИЕ

Магистральным нефтепроводом называется трубопровод, предназначенный для транспортировки нефти из района добычи или производства в район её потребления.

В состав магистральных нефтепроводов входят:

- линейные сооружения, представляющие собой собственно трубопровод, систему противокоррозионной защиты, линии связи и т. п.;

- перекачивающие и тепловые станции;

- конечные пункты нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, на которых принимают продукт, поступающий по трубопроводу, и распределяют его между потребителями – подают на завод для переработки или отправляют далее другими видами транспорта.

В некоторых случаях в состав магистрального нефтепровода входят и подводящие трубопроводы, по которым нефть от промыслов подается к головным сооружениям трубопровода.

Принятая на данном нефтепроводе технология перекачки нефти диктует схему соединения насосов и резервуаров. Среди возможных схем можно выделить три основные: из насоса в насос, постанционную, с подключением резервуаров.

При использовании схемы перекачки “из насоса в насос”, резервуары промежуточных НПС (если они имеются) отключаются от трубопровода и нефть с предыдущего участка подается непосредственно в насосы этих станций для дальнейшей транспортировки по следующему участку. Такая схема перекачки весьма прогрессивна, поскольку исключает промежуточные технологические операции и неизбежно связанные с ними потери нефти. Кроме того, она значительно удешевляет технологию, поскольку исключает сооружение дорогостоящих резервуарных парков. Недостат­ком этой схемы является «жесткая» гидравлическая связь всех участков, работающих в этом режиме, поскольку любое изменение на одном из них вызывает изменение на всех ос­тальных. В частности, аварийная остановка одного участка ведет к остановке всех участков, связанных с ним режимом перекачки.

При использовании постанционной схемы перекачки нефть на НПС принимают поочередно в один из резервуаров станции, в то время как закачку нефти в трубопровод осу­ществляют из другого резервуара. Преимуще­ства постанционной схемы перекачки заключаются в том, что отдельные участки нефтепровода оказываются не связанными той жесткой гидравлической зависимостью, которая имеет место в случае перекачки “из насоса в насос”, поэтому нефтепровод имеетбольшую степень надежности и способности к бесперебойной поставке нефти потребителю. Кроме того, при постанционной схеме возможен порезервуарный учет количества транспортируемой нефти, что очень важно для контроля по сохранности продукции. Основным недостатком постанционной схемы перекачки являются высокая стоимость сооружения и эксплуатации резервуарных парков, а также потери нефти при больших дыханиях резервуаров, связанных с выбросами паров нефти в атмосферу при заполнении резервуаров. Постанционная схема перекачки применяется в основном на головных НПС нефтепровода и его эксплуатационных участков.

При использовании схемы перекачки с подключением резервуаров возможны два варианта: через резервуары и с подключенными резервуарами. В первом варианте нефть с предыдущего участка поступает в резервуар ПНПС и закачивается также из этого резервуара. Такая схема делает соединение участков нефтепровода более «мягким» в гидравлическом отношении. Кроме того, в резервуаре происходит гашение волн давления, связанных с изменениями режима перекачки, что повышает надежность эксплуатации нефтепровода, однако этому способу присущи все недостатки предыдущего способа и в настоящее время он практически не используется. Во втором варианте схема предусматривает, что основное количество нефти прокачивают по трубопроводу, минуя резервуар, однако при этом допускается, что расходы нефти на предыдущем и последующем участках могут в течение некоторого времени отличаться друг от друга, а дисбаланс расходов компенсируется сбросом или подкачкой части нефти в подключенный резервуар. При синхронной работе участков, т.е. перекачке с одним и тем же расходом, уровень нефти в подключенном резервуаре остается постоянным.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

В данном курсовом проекте проведен технологический расчет магистрального нефтепровода:

- подобрано насосно-силовое оборудование;

- определена толщина стенки нефтепровода;

- сделан гидравлический расчет нефтепровода;

- определено число насосных станций с округлением в большую и меньшую сторону;

- методом В. Г. Шухова проведена расстановка НПС по трассе нефтепровода при округлении их числа в большую и меньшую сторону;

- сделана аналитическая проверка режима работы НПС с учетом фактического их местоположения;

- определена пропускная способность нефтепровода и рассчитан режим его работы при отключении 4-ой НПС;

- определена пропускная способность нефтепровода и рассчитан режим его работы при периодических подкачках нефти на НПС 3;

- рассчитан режим работы нефтепровода при увеличении его производительности удвоением числа НПС и сделана аналитическая проверка режима работы НПС.

В индивидуальном задании рассмотрен вопрос о современном насосно-силовом оборудовании НПС магистральных нефтепроводов.