Методика технологического расчета нефтепровода

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

В технологический расчет нефтепровода входит - решение следующих основных вопросов:

- определение экономически наивыгоднейших параметров (диаметра трубопровода, давления на нефтеперекачивающих станциях, толщины стенки трубопровода и числа нефтеперекачивающих станций);

- определение местонахождения станций на трассе нефтепровода;

- расчет режимов эксплуатации нефтепровода.

При нескольких значениях диаметра выполняются гидравлический и механический расчеты, определяющие (для каждого варианта) число нефтеперекачивающих станций и толщину стенки трубопровода. Наилучший вариант находят по приведенным затратам, т.е. экономическим расчетом.

Расположение нефтеперекачивающих станций определяют графически на сжатом профиле трассы.

1. Исходные данные

Выполнить технологический расчет нефтепровода при следующих исходных данных:

Таблица 1

G, млн.т/год	L, км	Z1, м	Z2, м	t,оС	Перекачиваемый продукт
36	708	197	106	-1	Западнотебукская нефть

Теплофизические свойства западнотебукской нефти:

Таблица 2

плотность при t =20C, кг/м3	Кинематическая вязкость (м2/сґ104) при температуре, К
	283	293
849	0,18	0,1376

2. Определение характеристик нефти при расчетной температуре перекачки

Плотность rt определяем по формуле

rt = r20 - x ( t -20),

где rt - плотность при 20С, кг/м3, x - температурная поправка, кг/(м3 С), x = 1,825 - 0,001315 r20.

x = 1,825 - 0,001315r20 = 1,825 - 0,001315ґ849 = 0,71 кг/(м3С)

r-1 = r20 - x ( t -20) = 849 - 0,71 ( -1 - 20) = 864 кг/м3

Определение вязкости нефти.

По формуле Филонова - Рейнольдца:

u = ;

где n1 и n2 - известные значения вязкости при температурах t1 и t2.

u = = = 0.02686

По формуле ASTM:

,

где:

(cCт.) = 0,251ґ10 -4(м2/с).

Графический метод:

По известным значениям вязкости, приведенным в Таблице 2, при соответствующих температурах строим график зависимости n(T), (рис.1), и по нему находим значение вязкости при Т=272К, равное n = 0,245ґ 10-4 м2/с.

Рис. 1

Для дальнейших расчетов принимаем значение кинематической вязкости при температуре транспортировки нефти -1С, равное n=0,24ґ10-4 м2/с.

3. Выбор основного насосно-силового оборудования

Определяем пропускные способности нефтепровода в час:

;

в секунду:

.

По полученной пропускной способности для перекачки нефти выбираем центробежный насос НМ-10000-210 со сменным ротором на Qv = 5000 м3/час и подпорный насос НМП-5000-115 с Qv = 1,389 м3/с и Dh = 115 м.

Рис. 2

По характеристике H-Q насоса (см. рис. 2) при Qv = 4960,3 м3/час находим Ннас= 215м.

Для перекачки нефти Qv=4960,3 м3/час головную насосную станцию комплектуем тремя основными насосами НМ-10000-210 со сменным ротором на Qv = 5000 м3/час (так как требуемая подача насосов больше 360 м3/час) и одним резервным, а также одним основным и одним резервным подпорными насосами НМП-5000-115.

Общий напор, создаваемый головной насосной станцией, будет равен:

Нгнс = 3Ннас+Dh = 3ґ215+115 = 760 м,

а расчетное давление в нефтепроводе будет равно:

P = rgHгнс = 864ґ9,81ґ760 = 4,7 МПа.

4. Механический расчет

Для пропускной способности 36 млн. т/год и расчетному давлению 4,7 МПа выбираем конкурирующие диаметры трубопровода:

920 мм с толщиной стенки 8-16 мм;

820 мм с толщиной стенки 7-16 мм;

1020 мм с толщиной стенки 9-18 мм;

изготовленные из стали 14ХГС.

Определяем расчетное сопротивление металла трубы и сварных соединений:

где, R1n - нормативное сопротивление равное минимальному пределу прочности (для стали 14ХГС R1n = 500 МПа); m0 - коэффициент условий работы трубопровода (для трубопроводов III категорий mо = 0,9); к1 - коэффициент надежности по материалу (для стали 14ХГС к1 = 1,47); кн - коэффициент надежности по назначению (для трубопроводов с диаметром Ј 1000 мм кн = 1, для трубопроводов с диаметром > 1000 мм кн = 1,05).

Тогда для трубопроводов Ж820 мм и Ж920 мм:

,

а для трубопровода Ж1020 мм:

,

Вычисляем расчетное значение толщины стенки для конкурирующих диаметров трубопровода:

;

где: n - коэффициент перегрузки (для нефтепродуктопроводов диаметром более 700 мм n = 1,15; во всех остальных случаях n = 1,1); Dн - наружный диаметр трубопровода, мм; p - расчетное давление трубопровода, МПа.

. Труба 920ґ8 мм.

. Труба 820ґ8 мм.

. Труба 1020ґ10 мм.

5. Гидравлический расчет нефтепровода

Для определения потерь напора в трубопроводе необходимо определить режим течения нефти, характеризующийся критерием Рейнольдса, сравнить его с граничными величинами для каждого диаметра трубопровода и определить коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода.

Величину критерия Рейнольдса вычисляем по формуле:

где Qv - объемный расход трубопровода, м3/с; D - внутренний диаметр трубопровода, мм; n - кинематическая вязкость нефти, м2/с.

Определяем режим течения нефти для трубопровода Ж920ґ8 мм:

Границей между областями трения для нефтепровода Ж920ґ8 мм будет величина:

где к=0,03 мм - абсолютная эквивалентная шероховатость.

Так как 2000< Re920 < Re1, то режим течения нефти в трубопроводе Ж920ґ8 мм лежит в области гладкого трения, и для расчета коэффициента гидравлического сопротивления трубопровода применяем формулу Блазиуса:

Определяем режим течения нефти для трубопровода Ж820ґ8 мм:

Так как 2000< Re820 < Re1, то режим течения нефти в трубопроводе Ж820ґ8 мм лежит в области гладкого трения, и для расчета коэффициента гидравлического сопротивления трубопровода применяем формулу Блазиуса:

Определяем режим течения нефти для трубопровода Ж1020ґ10 мм:

Так как 2000< Re820 < Re1, то режим течения нефти в трубопроводе Ж1020ґ10 мм лежит в области гладкого трения, и для расчета коэффициента гидравлического сопротивления трубопровода применяем формулу Блазиуса:

Расчет гидравлических потерь напора в нефтепроводе на трение производим по формуле:

где L - длина нефтепровода, м; W - средняя по сечению скорость движения жидкости в нефтепроводе, м/с. Она определяется по формуле:

м/с;

м/с;

м/с.

Получаем:

,

Потери напора на преодоление местных сопротивлений принимаем равными 1% от величины потерь напора на трение:

hx920= 0,01ht920 = 0,01ґ3463 = 34,63 м,

hx820= 0,01ht820 = 0,01ґ6021 = 60,21 м,

hx1020= 0,01ht1020 = 0,01ґ2134 = 21,34 м.

Перепад высот:

Dz = z2 - z1 Dz = 106 - 197 = - 91 (м).

Общие потери напора в нефтепроводе будут равны:

H920 = ht920+hx920+Dz = 3463+34,6 -91 = 3406,6 м.

H820 = ht820+hx820+Dz = 6021+60,2 -91 = 5990,2 м.

H1020 = ht1020+hx1020+Dz = 2134+21,3 -91 = 2064,3 м.

Определяем число насосных станций:

где Н - потеря напора; Dh - подпор (115 м); Нст - общий напор станции (645 м).

Принимаем 5 станций.

Принимаем 9 станций.

Принимаем 3 станции.

6. Экономический расчет

Для определения оптимального диаметра нефтепровода необходимо сравнить приведенные затраты трех вариантов. Вариант с наименьшими приведенными затратами будет являться оптимальным.

Приведенные затраты определяются по формуле:

П=КґЕн+Э,

где К - капитальные вложения, Э - эксплуатационные расходы, Ен - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений. Для (нефтяной и газовой промышленности Ен = 0,12 1/год) трубопроводного транспорта Ен = 0,15 1/год.

Эксплуатационные расходы:

Э=SґGґL,

где S - себестоимость перекачки нефти, зависящая от диаметра трубопровода (по Таблице §2 [4] S920=0,066 коп./т км, S820=0,069 коп./т км, S1020=0,065 коп./т км).

Э920 = 0,00066ґ36ґ106ґ708 = 16822080 (руб./км).

Э820 = 0,00069ґ36ґ106ґ708 = 17586720 (руб./км).

Э1020 = 0,00065ґ36ґ106ґ708 = 16567200 (руб./км).

Капитальные вложения.

К = СлґL + Сгнс + Спнсрґnпнср + Спнс(nо-nпнср-1),

где Сл - стоимость единици длины трубопровода в зависимости от диаметра (Сл920=113,6 тыс. руб./км, Сл820=91,1 тыс. руб./км, Сл1020=136,1 тыс. руб./км. Сгнс - стоимость сооружения головной насосной станции, Сгнс= 12300 тыс. руб., Спнс - стоимость сооружения промежуточной насосной станции, Спнс= 2788 тыс. руб. Спнср - стоимость сооружения промежуточной насосной станции с резервуарным парком,nпнср - количество промежуточных насосных станций с резервуарным парком, так как длина нефтепровода меньше 800 км, то nпнср= 0.

Имеем:

К920= Сл920ґL + Сгнс + Спнс(nо-1) = 113,6ґ708 + 12300 + 2788ґ(5-1) = 103880,8 (тыс. руб.).

К820= Сл820ґL + Сгнс + Спнс(nо-1) = 91,1ґ708 + 12300 + 2788ґ(9-1) 99102,8 (тыс. руб.).

К1020= Сл1020ґL + Сгнс + Спнс(nо-1) = 136,1ґ708 + 12300 + 2788ґ(3-1) = 114234,8(тыс. руб.).

Тогда приведенные затраты будут равны:

П920=К720ґЕн+Э920= 103880,8ґ0,15+16822,08 = 32404,2 (тыс. руб./год),

П820=К820ґЕн+Э820= 99102,8ґ0,15+17586,72 = 32452,14 (тыс. руб./год),

П1020=К1020ґЕн+Э1020= 114234,8ґ0,15+16567,2 = 33702,42 (тыс. руб./год).

Сравнивая приведенные затраты, делаем вывод, что для перекачки 36 млн. т нефти в год экономически выгодно строительство нефтепровода Ж920ґ8 мм, как нефтепровода с наименьшими приведенными затратами.

7. Построение совмещенной характеристики нефтепровода и перекачивающей станции

Для построения характеристики нефтепровода воспользуемся формулой Лейбензона для режима течения Блазиуса:

где:

b = 0,0247, m = 0,25,

L = 708 км, D = 904 мм, n = 5 станций,

Dz = - 91 м, n = 0,24ґ10-4 м2/с.

Подставив значение для f (м2/с) в формулу Лейбензона, получим:

Н = 1996,66ґQ2-m+DZ = 1996,66ґQ1,75 - 91.

Теперь, подставляя вместо Q цифровые значения объемного расхода, находим соответствующие им значения напора и сводим их в таблицу, по данным которой строим характеристику нефтепровода.

Таблица 3

Суммарная характеристика пяти нефтеперекачивающих станций (по 3 основных насоса в каждой), работающих последовательно, получается путем сложения отдельных напоров при одинаковых подачах:

Ннпс = n ґ 3ґНнас + Dh = 5 ґ 3ґНнас + 115.

Для построения характеристики перекачивающих станций составляем таблицу, куда заносим значения Ннпс, вычисленные в зависимости от Qнас по характеристике Q(H) основного насосного оборудования.

Таблица 4

По данным таблиц 3 и 4 строим совмещенную характеристику работы перекачивающих станций и нефтепровода (Рис.3). Находим рабочую точку. Q = 4950 м3/час, Н = 3366 м.



Рис. 3

7. Расчет объема резервуарного парка головной НПС

Объем резервуарного парка головной НПС принимаем равным объему двухсуточной перекачки нефти:

насосный нефтепровод резервуарный теплофизический

и состоящим из двенадцати металлических резервуаров объемом по 20000 м3 каждый.

8. Генеральный план и состав сооружений станций

Технологическая схема.

Место расположения перекачивающих станций по трассе трубопроводов определяется в соответствии с гидравлическим расчетом.

При выборе мест расположения станций учитывается необходимость рационального и комплексного использования энергетических ресурсов, систем тепло- и водоснабжения, канализационных и очистных сооружений, общественного строительства района.

Площадку под станцию выбирается в соответствии с проектом планировки и застройки района строительства. Выбор обосновывается сравнением технико-экономических показателей различных вариантов размещения станций на других площадках этого района. Размеры площадки следует принимать минимально необходимыми с учетом рациональной плотности застройки, а также возможности расширения станции.

Рельеф площадки должен быть спокойным, пологим, с определенно выраженным углом для удобства отвода поверхностных вод, создания благоприятных условий работы системы самотечной канализации и возможности проведения самотечных технологических операций. Грунты на площадке должны иметь достаточную несущую способность (не ниже 0,12 МПа). Породы, принятые за естественное основание, должны быть прочными и устойчивыми.

Генеральный план станции должен обеспечивать наиболее экономичный производственный процесс на минимальной территории с учетом размещения во всех возможных случаях технологического оборудования на открытых площадках. При разработке генерального плана обеспечивается наиболее рациональное размещение зданий и сооружений с учетом сторон света и преобладающего направления ветров.

Для приема нефти с установок по её подготовке и перекачки их в магистральный трубопровод предназначена головная НПС. Головная НПС включает в свой состав: насосную станцию, подпорную насосную, обеспечивающую бескавитационную работу основных насосов: резервуарный парк; камеру пуска скребка, совмещенную с узлом подключения перекачивающей станции к магистральному трубопроводу; площадку с предохранительными устройствами; установку счетчиков жидкости; помещение с регулирующими устройствами и сеть технологических трубопроводов с площадками фильтров и камерами задвижек или узлами переключения.

Промежуточная НПС предназначена для повышения давления перекачиваемой нефти в магистральном трубопроводе. Промежуточные НПС имеют в своем составе те же объекты, что и головные, но без резервуарного парка.

Заключение

На основании проведенного технологического расчета можно сделать вывод, что для перекачки западнотебукской нефти объемом 36 млн. тонн в год оптимальным является магистральный трубопровод Ж920ґ8 мм с пятью нефтеперекачивающими станциями.

Объем резервуарного парка головной НПС равен объему двухсуточной перекачке нефти, и состоит из двенадцати металлических резервуаров объемом по 20000 м3 каждый.

Промежуточная НПС распологается на расстоянии 344 км от головной НПС.

Список использованной литературы

1. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Минстрой России. - М.: ГУП ЦПП, 1997. - 60с.

2. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов. Под ред. А.К. Дерцакяна,- Л.: Недра, 1977. - 519с.

3. Касьянов В.М. Гидромашины и компрессоры. Учебник для вузов. - М.: Недра, 1981. - 295с.

4. Тугунов П.И. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. М., Недра, 1981, 184с.

Размещено на Allbest.ru