Технологический расчет нефтепровода

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ ПЕРМСКОГО КРАЯ

Государственное бюджетное образовательное учреждение

Среднего профессионального образования

Чайковский техникум промышленных технологий и управления

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Дисциплина: «Строительные конструкции газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

Тема: «Технологический расчет нефтепровода»

Выполнил: Юнатанов В.Б.

гр.3-1305(А)

Проверил: Батаков Л.Н.

Чайковский 2013



Содержание

Введение

1. Исходные данные для технологического расчета магистрального нефтепровода

2. Технологический расчет нефтепровода

3. Построение совмещенных характеристик трубопровода и НС

Заключение

Список используемой литературы

трубопровод насосный сталь

Введение

В современных условиях нефть и нефтепродукты являются массовыми грузами, в связи, с чем вся система транспорта призвана обеспечивать бесперебойную доставку их на нефтеперерабатывающие, нефтехимические заводы и с заводов или с месторождений до потребителей в минимальные сроки, наиболее дешевым способом, без порчи их в пути и с наименьшими потерями. Поэтому роль трубопроводного транспорта в системе нефтяной и газовой промышленности чрезвычайно велика. Для нефти трубопроводный транспорт является основным видом транспорта в нашей стране.

Современные магистральные трубопроводы представляют собой самостоятельные транспортные предприятия, оборудованные комплексом головных, промежуточных перекачивающих насосных станций большой мощности с необходимыми производственными и вспомогательными сооружениями.

Рассматривая систему трубопроводного транспорта нефти, следует отметить, что ей присущи основные особенности, характерные для больших систем энергетики. К ним относятся взаимосвязь с другими отраслями промышленности, территориальная распределенность, сложность, непрерывность развития и обновления, инерционность и непрерывность функционирования, многоцелевой характер и неравномерность процессов приема и сдачи нефти.

На современном этапе при проектировании систем трубопроводного транспорта нефти необходимо обеспечивать техническую осуществимость в сочетании с передовыми технологиями, экологическую безопасность и экономическую эффективность, а также высокую надежность при эксплуатации, что требует, в свою очередь, высококвалифицированных специалистов в области проектирования, сооружения и эксплуатации магистральных нефтепроводов и хранилищ.

Протяженность трубопроводных магистралей России постоянно увеличивается, осуществляется модернизация и техническое перевооружение ранее построенных трубопроводов, внедряются современные средства связи и управления, совершенствуются технологии транспорта высоковязких и застывающих нефтей, сооружения и ремонта объектов магистральных трубопроводов.

1. Исходные данные для технологического расчета магистрального нефтепровода

Расчетная длина трубопровода L = 825км;

Массовый расход Gr = 55 млн.т/г;

Расчетная температура нефти tp = 70C;

Плотность нефти при 200 С 200C = 880 кг/м3;

Коэффициент кинематической вязкости

Остаточный напор = 28м;

Разность геодезических отметок = + 48м;

число эксплуатационных участков NЭ = 1.

2. Технологический расчет нефтепровода

1. Определяем расчетная часовая пропускная способность нефтепровода Q исходя из 350 рабочих суток:

Q= (1)

где - массовый годовой расход нефти;

- расчетная плотность нефти (при расчетной температуре);

8400 - расчетное число часов работы в году.

2. Расчетная температура нефти при выполнении учебных задач принимается равной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на уровне оси подземного нефтепровода или определяется заданием.

Расчетная плотность нефти при температуре

, (2)

где - плотность нефти при t = C,

Определяем плотность при расчетной температуре:

Определяем расчетный коэффициент кинематической вязкости по формуле Вальтера (ASTM)

lglg ( (3)

где вязкость измеряется в сСт ().

-расчетная температура в кельвинах (К).

Для нахождения коэффициента a и b необходимо знать значение вязкости и при двух температурах и :

; (4)

Определяем кинематическую вязкость:

Ориентировочное значение внутреннего диаметра нефтепровода

, (5)

где Q - секундная подача:

W - скорость перекачки, определяется по графику на рис.1.

Зависимость рекомендуемой скорости перекачки от плановой пропускной способности нефтепровода

Рис. 1

Приблизительное значение W= 2.4 м/с.

По ориентировочному значению Dо принимаем ближайший стандартный наружный диаметр, Dн = 1220мм.

Механические характеристики трубных сталей



Табл. 1

Марка	Предел прочности в,МПа	Предел текучести т, МПа	Состояние поставки металла труб	Диаметр наружный Dн, мм	Толщина стенки, мм
1	2	3	4	5	6
14Г2САФ	570	400	Нормализованный лист	1220	11;11,5;13; 15
17Г1С	520	360	Нормализов. лист	1020	9,5;10;11; 12,5;14
			Горячекатанный лист	820 720 529	8,5;9;10; 10,5;11;12 7,5;8;8,5;9; 10;11;12 6;6,5;7;7,5;8;9
17Г2СФ	550	330	Спиральношовные из рулонной горячекатанной стали	1220 1020 820 720 529	12 10;10,5 8;9,5;10;11;11,5 7;8,5;9,5;10;11,5 5,5;6;6,5;7; 7,5;8,5
17Г1С	520	360	Спиральношовные из рулонной горячекатанной стали	1220 1020 820 720 529	12 10;10,5 8,5;10;11,5; 12 7,5;8,5;9; 10;10,5;12 6;6,5;7;7,5; 8;9
16Г2САФ	600	420	Нормализованный лист	1020	9;10;10,5;12
14ХГС	500	350	Горячепрленные нормализов трубы	1020 720 529	10,5;11;12,5 7,5;8;9;10,5;11 7,5;8;9



Исходя из табличных данных, примем трубу с маркой стали 14Г2САФ (горячекатаный лист) с пределом прочности хв = 570 МПа. Определяем расчетное сопротивление металла трубы R:

; (9)

- предел прочности металла трубы;

m - коэффициент условий работы трубопровода, зависящий от его категории: для подземных магистральных нефтепроводов m = 0,9:

К- коэффициент надежности по материалу; К = 1,47;

К- коэффициент надежности по назначению трубопровода;

К=1,0 для нефтепровода диаметром 1220 мм.

Расчетное сопротивление металла трубы (9) будет равно:

В соответствии с расчетной пропускной способностью нефтепровода Q = 7367,79 м3/ч. выбираем основные магистральные и подпорные насосы нефтеперекачивающих станций так, чтобы выполнялось условие:

(6)

где Q, Q- соответственно нижняя и верхняя границы рабочего диапазона насоса (табл.2.).

- магистральный насос НМ 7000 с производительностью 7000 м3/ч и напором 210м;

- подпорный насос НМП - 5000 с производительностью 5000 м3/ч и напором 115 м.

Табл. 2 Характеристика насосов нефтеперекачивающих станций

Производительность нефтепровода, млн. т/г	Марки насоса	Диапазон изменения подачи насоса,	Номинальная подача насосной станции, млн. т/г	Подача/напор	Допускаемый кавитационный запас (вода), м
1	2	3	4	5	6
Насосы магистральные типа НМ
7,1…10,7	НМ1250	1000…1500	8,9	1250/260	20
10,7…15,4	НМ1800	1450…2150	12,9	1800/240	25
15,4…21,4	НМ2500	2000…3000	17,9	2500/230	32
21,4…30,8	НМ3600	2900…4300	25,9	3600/230	40
30,8…42,8	НМ5000	4000…6000	35,7	5000/210	42
42,8…60,0	НМ7000	5600…8400	50,0	7000/210	52
60,0…85,7	НМ10000	8000…1200	71,4	10000/210	65
85,7…92,6	НМ10000	10000…13000	89,3	12500/210	89
Насосы магистральные подпорные
	8НДН			260…600 / 28…42	3,8…6,5
	14НДН			800…1200 / 30…42	5
	НМП250			2500/ 74	3
	НМП3600			3600/78	3
	НМП5000			5000/115	3,5

Определяем рабочее давление, развиваемое нефтеперекачивающей станцией при последовательном соединении насосов.

, (7)

где - соответственно напор, развиваемый магистральным насосом при расчетной подаче Q по рабочим характеристикам насосов;

- число рабочих магистральных насосов - 3;

- допустимое давление нефтеперекачивающей станции, исходя из прочности корпуса насоса или запорной арматуры - 7,4 МПа;

g = 9,81 - ускорение свободного падения;

- плотность нефти (кг/м).

Определяем необходимую толщину стенки трубы:

, (8)

где - рабочее давление в трубопроводе;

- наружный диаметр трубы;

n- коэффициент надежности по нагрузке (рабочему давлению); для труб диаметром от 720 до 1220 мм: n = 1,15 ;

Вычисленное значение толщины стенки трубы округляем в большую сторону до ближайшего стандартного значения .

Определяем внутренний диаметр

. (10)

Dвн = 1220 - 2*13 = 1194 мм

Определяем фактическую скорость течения нефти в трубопроводе

. (11)

Определяем число Рейнольдса:

(12)

Определяем режим течения жидкости

;

где - относительная шероховатость трубы;

796000

Сравнивая и получаем, что режим турбулентный, зона гидравлически гладкого трения.

(48642,97)<(796000)

Определяем гидравлический уклон:

(12.1)

где - коэффициент гидравлического сопротивления;

Определяем коэффициент гидравлического сопротивления л по формуле:

(14)

Определяем суммарные потери напора в нефтепроводе

. (17)

где 1,02 - коэффициент, учитывающий потери напора в местных сопротивлениях линейной части нефтепровода;

- расчетная длина нефтепровода, равная геометрической длине или расстоянию от начала трубопровода до перевальной точки. Расчетная длина определяется графическим исследованием профиля трассы трубопровода;

- разность геодезических отметок конца и начала трубопровода.

15 Определяем расчетный напор перекачивающей станции

. (18)

14. Определяем необходимое (расчетное) число нефтеперекачивающих станций определяем из уравнения баланса напоров

, (20)

Округлим число насосных станций в меньшую сторону, примем = 3,

где N - число эксплуатационных участков, на границах которых расположены перекачивающие станции с резервуарными парками емкостью (0,8…1,2) Q. В соответствии с нормами проектирования длина эксплуатационного участка 400…900км;

h - остаточный напор, который передается на конечный пункт нефтепровода (или каждого эксплуатационного участка), для преодоления сопротивления технологических коммуникаций и заполнения резервуаров, h= 20…40 м.

Обычно при расчете n получается дробным числом. Оно может быть округлено как в большую, так и в меньшую сторону (окончательно вопрос может решаться технико-экономическим путем).

При округлении числа насосных станций до ближайшего меньшего целого числа, для обеспечения заданной пропускной способности трубопровода, необходимо предусматривать лупинг длинной Х.

Определяем необходимую длину лупинга:

, (21)

где i - гидравлический уклон лупинга.

,

D - Внутренний диаметр лупинга.

Определяем суммарный напор всех насосных станций составляет (т. Б на кривой 3, рис. 2):

Определяем суммарные потери напора в трубопроводе с учетом остаточного напора (т. Е на кривой 1, рис. 2):

18. Определяем суммарные потери напора на трение в трубопроводе с лупингом с учетом hкп:

Увеличение пропускной способности нефтепровода можно достичь несколькими способами:

- прокладкой лупингов большего диаметра;

- удвоением числа насосных станций;

- комбинированным способом - удвоением станций с одновременной укладкой лупингов.

Расстановка нефтеперекачивающих станций на трассе нефтепровода производится графическими построениями на сжатом профиле трассы при известных значениях следующих параметров:

Гидравлического уклона для основной магистрали i;

Гидравлического уклона для участков с лупингами i;

Напора, развиваемого основными насосами перекачивающих станций, Н;

Напора, передаваемого на промежуточную станцию без резервуарных емкостей, h;

Напора, передаваемого на конечный пункт эксплуатационного участка и конечный пункт нефтепровода,.

Суть графической расстановки насосных станций показана на профиле нефтепровода, имеющем три станции (головная НС и две промежуточных НС) и лупинг длинной Х = 294,494 км (рис. 2).

Ход построения:

Выбираем масштаб чертежа: Мв 1 : 200 и Мг 1 : 200;

по вертикали откладываем высоту, а по горизонтали длину профиля трассы;

общая длина трубопровода равна 825 км, в соответствии с нормами проектирования распределяем число перекачивающих станций по эксплуатационным участкам;

в вертикальном масштабе (Н (м))в начале нефтепровода откладываем напор Нcm= 630 м, развиваемый основными насосами и подпор h= 115 м, передаваемый на промежуточную станцию без резервуарных емкостей,

от отметки на вертикальной оси, Нcm= 630 м, проводим наклонную линию на горизонтальную ось до отметки 275 км, то есть той отметки, где расположена первая НС;

делим расчетную длину лупинга Х = 294 км на 3, т. к трасса имеет 3 равных эксплуатационных участка. Следовательно, Х = 98 км., Х = 98 км., Х = 98 км., и Х= 98 км.

от первой НС, на расстоянии 275 км от начала трассы, откладываем влево длину первого лупинга Х = 98 км и ставим точку М;

из точки М проводим вверх вертикальную линию лупинга;

параллельно наклонной линии (пункт 4) проводим линию из точки Нcm+ h= 745 м до вертикальной линии лупинга;

на первой НС от профиля трассы откладываем h= 115 м и соединяем верхнюю точку hс точкой пересечения параллельной прямой на линии лупинга;

аналогичные построения производим на втором перегоне;

для последнего эксплуатационного участка перекачивающей станции активный напор будет несколько больше, а именно: НОт точки начала второй НС на профиле трассы в вертикальном масштабе откладываем указанную величину и графическим построением находим линию лупинга и то, что остаток лупинга Х нужно расположить в конце третьего перегона, при этом должно создаться, очевидное условие Х Добавляем величину напора, передаваемого на конечный пункт эксплуатационного участка на конечный пункт нефтепровода,, и аналогично первому и второму участку закончим построение линий гидравлического уклона.

На чертеже профиля нефтепровода показана полная графическая расстановка насосных станций и лупинга (чертеж приложен к работе).

3. Построение совмещенных характеристик трубопровода и НС

Для построения характеристики трубопровода зададимся рядом расходов в диапазоне от 5894м3/ч до 8841м3/ч. С учетом остаточного напора по формуле (17) определим суммарные потери напора в трубопроводе и в координатах Q-H построим характеристику трубопровода. В расчете при Q = 7967,79 м3/ч уже определено одно значение H = 2606,16 м. Аналогично строится характеристика трубопровода с лупингом.

По результатам расчета построена характеристика трубопровода без лупинга 1 и с лупингом 2.

Построим суммарную характеристику всех насосных станций с учетом подпорного насоса. При начальных значениях подач определим напор, развиваемый насосом, по формуле (18) для двух насосных станций определим развиваемый напор. К этим значениям добавим напор, развиваемый подпорным насосом, и построим искомую характеристику 3. Суммарная характеристика только магистральных насосов представлена на кривой 4.

Таблица 3 Характеристика трубопровода без лупинга

Исходные данные Расчетная вязкость, сСт v=38,5 Длина трубопровода, км L=825 Внутренний диаметр, м D=1196 Шероховатость стенки трубы, мм K=0,15 Разность геодезических отметок, м Остаточный напор, м Число эксплуатационных участков N=1
Результаты гидравлического расчета
Q	i		Н, м
8841	0,00417	0	3587,58
8105	0,00359	0	3096,99
7368	0,00304	0	2634,16
6631	0,00253		2204,99
5894	0,00206	0	1809,50

Таблица 4 Характеристика трубопровода с лупингом

Исходные данные Расчетная вязкость, сСт v=38,5 Длина трубопровода, км L=825 Внутренний диаметр, м D=1194 Шероховатость стенки трубы, мм K=0,15 Разность геодезических отметок, м Остаточный напор, м Число эксплуатационных участков N=1 Трубопровод с лупингом Внутренний диаметр лупинга (вставки) м Длинна лупинга (вставки) км L=294,494
Результаты гидравлического расчета
	I
8841	0,00417	0,00124000	2288,580
8105	0,00359	0,00106600	1980,830
7368	0,00304	0,00090288	1689,005
6631	0,00253	0,00075140	1418,494
5894	0,00206	0,00061182	1169,022

Примечание. В таблицах введены следующие обозначения:

- часовая объемная производительность трубопровода;

i - гидравлический уклон основной магистрали;

- гидравлический уклон лупингованного участка;

Н,м - потери напора с учетом местных сопротивлений и остаточного напора

Таким образом, точки А и Б пересечений суммарной характеристики насосных станций с учетом подпорного насоса и характеристики трубопровода 1 и 2 являются рабочими. Как видно из рис. 2 рабочая точка А соответствует производительности 6500 м3/ч, которая меньше расчетной 7367,79 м3/ч. Для этого и был рассчитан лупинг длиной 294,494 км.



Заключение

В результате проделанного курсового проекта по технологическому расчёту трубопровода, получили данные, позволяющие сделать следующие выводы

1. Для сооружения магистральных трубопроводов выбраны трубы из стали марки 14Г2САФ с пределом прочности 570 МПа и толщиной стенки 13 мм.

2. Рассчитанная длина лупинга 294 км.

3.Расчётная производительность нефтепровода Q=7367,79 м3/ч, в соответствии с этим для оснащения насосных станций применили насосы: основные НМ 7000-210 и три подпорные НПВ 5000-115. Всего по трассе трубопровода расположено 3 насосных станций.

4. Графическим методом произведена расстановка насосных станций.

На сегодняшний день роль трубопроводного транспорта в системе МНП чрезвычайно высока. Этот вид транспорта нефти является основным и одним из самых дешевых, от мест добычи до НПЗ и потребителей. Магистральный трубопровод в то же время позволяет разгрузить железнодорожный транспорт, для других важных перевозок грузов народного хозяйства.



Список используемой литературы

1. Бабин Л. А., Быков Л.И., Волохов В.Я. «Типовые расчеты по сооружению трубопроводов-М.: Недра, 1979-176 с.

2. Новоселов В. Ф. «Трубопроводный транспорт нефти и газа». 2Технологический расчет нефтепродуктов»-Уфа: УНИ, 1986-93с.

3. СНиП 2.05.06-85. «Магистральные трубопроводы/Госстрой СССР-М.:ЦИТП Госстроя СССР, 1985-52с.

4. Тугунов П. И., Новоселов В. Ф. «Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов-М.: Недра, 1981-177 с.

Размещено на Allbest.ru