Технологический расчет магистрального нефтепровода

Размещено на http://www.allbest.ru

ВВЕДЕНИЕ

Методические указания предназначены для оказание помощи студентам по курсовой работе по дисциплине "Газонефтепроводы"

Целью курсовой работы является обобщение полученных знаний в области проектирование и эксплуатации магистральных нефтепроводов, насосных станций, полученных студентами на лекциях, практических и лабораторных занятиях, подготовки студентов для решения более сложных инженерных задач и выполнение дипломного проекта.

Во время работы над курсовой работой студенты знакомятся со справочной и периодической технической литературой, ГОСТами, нормативами, приобретают практические навыки программирования и работы с вычислительной техникой.

Объем пояснительной записки - около 25 страниц печатного текста шрифтомTimesNewRoman№14 или 30 страниц рукописного текста на белой писчей бумаге размером 210x297 мм. Каждый лист должен иметь рамку со штампом (высота рамки 1-й лист - 40мм. остальные - 15 мм)

Расстояние от рамки до границ текса в начале и в конце строк - не менее 5 мм. От верхней или нижней строки текста до соответствующей рамки не менее 10 мм.

Основной текст расчетно-пояснительной записки должен быть разбит на разделы. Разделы могут быть разбиты на подразделы, которые имеют порядковую нумерацию в пределах каждого подраздела.

Приводимые в записке формулы должны быть полностью расшифрованы и указаны размерности этих величин.

В конце пояснительной записки следует привести перечень используемой литературы, в тексте ссылка на нее дается в виде заключенного в квадратную скобку номера в соответствии с перечнем.

Записка должна иметь титульный лист, оформленный в соответствии с требованиями.

СОДЕРЖАНИЕ ПОЯСНИТЕЛЬНОЙ ЗАПИСКИ

Введение

1. Технико-экономическое обоснование

2. Технологический расчёт МНП. Задачи технологического расчёта и исходные данные

2.1 Определение физических показателей нефти

2.1.1 Расчётные значение плотности и кинематической вязкости

2.2 Определение расчётных показателей работы нефтепровода

2.2.1 Расчётное число рабочих дней МНП

2.2.2 Расчётная часовая производительность МНП

2.3 Выбор насосного оборудования

2.3.1 Подбор магистральных и подпорных насосов

2.3.2 Расчёт ориентировочного значения диаметра нефтепровода

2.3.3 Определение рабочего давления и уточнение диаметра рабочего колеса

2.3.4 Выбор труб и расчётное значение толщины стенки трубы

2.4 Гидравлический расчёт нефтепровода

2.4.1 Режим течения нефти в нефтепроводе

2.4.2 Определения коэффициента гидравлического сопротивления и потери напора в трубопроводе

2.4.3 Определение числа перекачивающих станций и построение совмещённой характеристики нефтепровода и перекачивающих станций

2.5 Определение напоров насосов при различных часовых расходах

2.5.1 Характеристики трубопроводов постоянного диаметра и с лупингом

2.5.2 Характеристика перекачивающих станций

2.5.3 Совмещённая характеристика нефтепровода и перекачивающих станций

2.5.4 Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода

3. Охрана труда и окружающей среды

4. Заключение

5. Список использованной литературы

ВАРИАНТЫ ЗАДАНИЙ ДЛЯ КУРСОВОЙ РАБОТЫ

№ вар	Район прокладки	Год. производительность, Млн. т./год,G	Длина нефтепровода, км., L	Разность геодезических высот, м.	Ср. расчётная температура перекачки, °С	Плотность нефти при 20°C, кг/мі	Вязкость нефти при 0°C, ммІ/с.	Вязкость нефти при 20°С, ммІ/с.
1	З.К.О	8	420	88-28=50	2	846	28,2	4,8
2	Атырауская	10	444	22-(-12)=24	4	890	30,2	6,8
3	Актюбинская	12	520	94-38=56	3	875	33,4	7,5
4	Мангышлакская	26	390	14-(-22)=36	5	848	38,2	10,2
5	Кустанайская	24	435	156-94=62	1	856	36,3	9,4
6	Восточно-Казахстанская	13	510	222-129=93	2	868	24,2	4,9
7	Чимкентская	17	505	135-90=45	6	846	26,3	5,6
8	З.К.О	12	490	92-22=70	3	850	29,9	7,3
9	Атырауская	14	405	18-(-19)=37	4	860	27,4	5,8
10	Актюбинская	16	420	102-36=66	2	880	31,3	7,1
11	Мангышлакская	22	450	21-(-9)=30	6	849	33,4	8,2
12	Кустанайская	19	560	177-82=95	2	875	29,2	6,6
13	Восточно-Казахстанская	15	580	201-111=90	2	868	30,0	6,6
14	Чимкентская	11	600	146-82=64	5	877	36,0	11,0
15	З.К.О	16	445	91-29=62	4	862	35,1	9,8
16	Атырауская	18	480	26-(-10)=36	6	858	29,6	6,8
17	Актюбинская	20	545	80-33=47	2	860	30,7	7,0
18	Мангышлакская	13	390	18-(-11)=29	5	862	33,3	8,5
19	Кустанайская	15	570	170-90=80	1	865	36,2	10,4
20	Восточно-Казахстанская	9	475	237-166=71	5	858	28,2	6,6
21	Чимкентская	7	410	121-72=49	1	870	33,9	7,7
22	З.К.О	20	390	84-48=36	1	849	33,9	9,4
23	Атырауская	22	505	32-(-6)=38	2	853	29,7	7,2
24	Актюбинская	24	580	81-32=49	3	848	30,5	5,5



ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА. ЗАДАЧИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАСЧЕТА И ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Технологический расчет магистрального нефтепровода предусматривает решение следующих основных задач:

?Определение оптимальных параметров нефтепровода. К ним относятся: диаметры трубопровода, давление на перекачивающих станциях, толщина стенки трубопровода, число нефтеперекачивающих станций;

?Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода;

?Расчет эксплуатационных режимов нефтепровода. Исходные данные;

?Годовая производительность нефтепровода

?Протяженность нефтепроводаL

?Разность геодезических отметок

?Средняя температура (расчетная) перекачки

?Плотность нефти при температуре 293К (20°С),

?Вязкость нефти при 273К (0°С),

?Вязкость нефти при 293К (20°С),

?Остаточный напор в конце перегона=40м.

Определение физических показателей нефти

магистральный нефтепровод гидравлический

Расчетные значение плотности и кинематической вязкости перекачиваемой нефти

Расчетная плотность при температуре Т=Тр определяется по формуле:

о(293-Т)

Гдео=1,825-0,001315*температура поправка. Расчетная кинематическая вязкость нефти определение при расчетной температуре либо по вязкостно - температурной кривой, либо по формуле. В проекте рекомендуется определить по формуле Вальтера (ASTM)

lglg() = A+B*lgT (2)

Где- кинематическая вязкость нефти ммІ/с А и В - постоянные коэффициенты, определяемые по двум значением взякостиuпри двух температурах Т1и Т2

B= (3)

A=lglg() - Blg (4)

(5)

Определение расчетных показателей работы нефтепровода

Расчетное число рабочих дней магистрального нефтепровода

Этот показатель () определяется с учетом затрат времени на техническое обслуживание, ремонт и ликвидацию повреждений. Оно зависит от условий прокладки трубопровода, его протяженности диаметра.

Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводов

Протяженность нефтепровода, км.	Диаметр нефтепровода, мм
	=820(включ.)	Свыше 820.
До 250	357	355
От 250 до 500	356/355	353/351
От 500 до 700	354/352	351/349
От 700 и выше	352/350	349/345

В числе указаны значение, для нормальных условий прокладки, в знаменателе - при прохождении нефтепроводов в сложных условиях (заболоченные и горные участки, доля которых в общей протяженности трассы составляет не менее 30%). В первом приближении для ориентировочных расчетов можно принять=350 суток.

Расчетная часовая производительность нефтепровода

Определение при условии=по формуле:

* (6)

Где- годовая (массовая) производительность нефтепровода, млн. т/год;

Выбор насосного оборудования

Подбор магистральных и подпорных насосов

Выбор насосного оборудования перекачивающих станций (ПС) производится исходя из расчетной часовой производительностью нефтепровода.(по прилож.).

В соответствии с расчетной часовой производительностью выбираем насосы, например

?Магистральный насос НМ2500 - 230;

?Подпорный насос НПВ2500 - 80.

Подбор насосов ведется по приложениям Б и В.

Задаваясь наибольшими значениями диаметра рабочих колес, определим напоры, развиваемые насосами при расчетной производительности перекачки. Для этого воспользуемся уравнением напорной характеристики насосов:

(7)

(коэффициентыaиbприведены в приложении),Q(мі/ч)

Расчет ориентировочного значения диаметра нефтепровода

Ориентировочное значение диаметра нефтепровода определяется по формуле:

D (8)

Рис. 1. Зависимость рекомендуемой скорости перекачки

От плавной производительности нефтепровода

рекомендуемая ориентировочная скорость перекаяки,определяется из графики (рис.1)

По значение принимается ближайший стандартный наружный диаметр



Определение рабочего давления и уточнение диаметра колеса

Определение рабочее давление при условии, что число последовательно работающих магистральных насосов на ПС.

(9)

Если рабочее давление превышает допустимое (таб.2), то необходимое уменьшить диаметр рабочего колеса магистрального насоса(приложение Б и В).

Где- допустимые давление ПС из условия прочности корпуса насоса или допустимое давление запорной арматуры.

Таблица 2.

Параметры магистральных нефтепроводов.

Производительность , млн.т/год	Наружный диаметр мм	Рабочее давление P,МПа
0,7...1,2	219	8,8 - 9,8
1,1...1,8	273	7,4 - 8,3
1,6...2,4	325	6,6 - 7,4
2,2...3,4	377	5,4 - 6,4
3,2...4,4	426	5,4 - 6,4
4,0...9,0	530	5,3 - 6,1
7,0...13,0	630	5,1 - 5,5
11,0...19,0	720	5,6 - 6,1
15,0...27,0	820	5,5 - 5,9
23,0...50,0	1020	5,3 - 5,9
41,0...78,0	1220	5,1 - 5,5

Выбор труб и расчетное значение толщины стенки трубы

Выбор труб для сооружения нефтепровода производиться по приложению А. Например принимаем трубы Выксунского металлургического завода, изготавливаемые по ТУ 14-3-1573-99 из горячекатаной стали марки 13Г2АФ. Временное сопротивление стали на разрыв=530 МПа, коэффициент надежности по материалу=14. Так как перекачку нефти предполагается производить по системе "из насоса в насос" и диаметр нефтепровода согласно СНиП 2.05.06-86, значение коэффициентов надежности по нагрузке=1,15,

Расчетное сопротивление металл трубы определяется по формуле:

(10)

Толщина стенки трубопровода определяется по формуле:

(11)

Где рабочее давление в трубопроводе, МПа;

Полученное значение сторону до стандартного значения (приложение А).

Внутренний диаметр нефтепровода определяется по формуле:

(12)

Гидравлические расчет нефтепровода

Режим течения в нефтепроводе

Определим среднюю скорость течения нефти:

(13)



Режим течения нефти характеризуется числом Рейнольдса Re, значение которого определяется по формуле:

(14)

Значение переходных чисел Рейнольдсаи определяется по формуле:

(15)

Где=относительная шероховатость трубы;

эквивалентная шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способы изготовления трубы, а так же от ее состояния. Для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации можно принять мм.

При значениях наблюдается ламинарный режим течения жидкости

Область турбулентного течения подразделяется на три зоны:

1.гидравлически гладкие трубы 2320

2.зона смешанного трения

3.квадратичное (шероховатое) трения

Определение коэффициента гидравлического сопротивления и потери напора в трубопроводе

Значение коэффициента гидравлического сопротивления зависит от режима течения нефти, средней скорости потока и диаметра трубопровода. В таб.3 приведены значения для различных режимов течения жидкости.



Таблица 3.

Значения коэффициента гидравлического сопротивления для различных режимов течения жидкости

Режим течения
Ламинарный(формула Стокса.)	64/Re
Турбулентный.	Гидравлические гладкие трубы (формула Блазиуса)	0,3164/
	Смешанное трение (формула Альтшуля)
	Квадратичное трение (формула Шифринсова)

Потери напора на трение в трубопроводе определяют по формуле

Дарси-Вейсбаха:

(17)

либо по обобщенной формуле Лейбензона:

(18)

Где расчетная длина нефтепровода (равна полной длине трубопровода при отсутствии перевальных точек), м;

н- расчетная кинематическая вязкость нефти, мІ/с;

л - коэффициент гидравлического сопротивления;

-коэффициент обобщенной формулы Лейбензона.

Таблица 4.

Значение коэффициента для различных режимов течения.

Режим течения.	m
Ламинарный	1	4,15
Турбулентный	Гидравлически гладкие трубы	0,25	0,0246
	Смешанное трение	0,1(0.123)	0,0166*()
	Квадратичное трение	0	9,09*

Величина гидравлического уклона магистрали определяется по формуле:

(19)

Суммарные потери напора в трубопроводе определяются по формуле:

(20)

Где 1,02 - коэффициент, учитывающий надбавку на местное сопротивление в линейной части нефтепровода;

число эксплуатационных участков (назначается согласно протяженности эксплуатационного участка в пределах 400...600 км);

остаточный напор в конце эксплуатационного участка,

В расчетах принимаем

Определение числа перекачивающих станций и построение совмещенной характеристики нефтепровода и перекачивающих станций

Необходимое число перекачивающих станций определяется на основании уравнения баланса напоров:

(21)

Где расчетный напор перекачивающих станций

Как правильно значение оказывается дробным и его следует округлить до ближайшего целого числа.

При округлении числа ПС в меньшую строну () гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой дополнительного лупинга длиной

(22)

Где

(23)

Гдеm- коэффициент (таб.4).

При равенстве величина .

В случае округления числа станций в большую сторону () целесообразно предусмотреть вариант циклической перекачки. Параметры циклической перекачки определяются из решения системы уравнений:

(24)

Где годовой объем перекачки (25)

Определение напоров насосов при различных часовых расходах

Для этого выполним гидравлический расчет нефтепровода постоянного диаметра и оборудованного лупингом в диапазоне расход от 500 до 3000 мі/ч

(и более при больших значениях).

Напоры насосов определяются по формуле:

(приложение Б),

где Q = 500,1000,1500,2000,2500,3000...и т.д. (26)

(приложение В) (27)

Характеристика трубопровода постоянного диаметра и с лупингом

1) Характеристика трубопровода постоянного диаметра:

Воспользуемся уравнением баланса напоров для магистрального нефтепровода постоянного диаметра c n перекачивающими станциями.

(28)

Правая часть уравнения - характеристика трубопровода постоянного диаметра.

(29)

(30)

m- коэффициент, определяется по таблице 4. (m=0,1)

f- гидравлический уклон при единичном расходе.

(31)

Где- коэффициент, определяется по таб.4, например для турбулентного смешанного трениягде- относительная шероховатость трубы. Таким образом, формула характеристики трубопровода постоянного диаметра будет выглядеть:

(32)

Примечание: в расчетахQ(мі/с),v(мІ/с),(м)

2) Характеристика трубопровода с лупингом.

Для построения характеристики трубопровода с лупингом воспользуемся формулой:

(33)

Характеристики перекачивающих станций

Построение характеристики перекачивающих станций выполним для нескольких вариантов:

?3)При округлении числа ПС в меньшую сторону (), при числе насосов.

?4)При округлении числа ПС в большую сторону (), при числе насосов

?5)При округлении числа ПС в большую сторону (), при числе насосов.

Напор создаваемый ПС определяется по формуле:

(34)

Где напор создаваемый подпорными насосами.

(35)

Где число эксплуатационных участков,=2;

число подпорных насосов, принимаем=1;

тогда (36)

Q- расход, мі/ч.

- напор перекачивающих станций

(37)

Сложив полученные результаты, определим суммарный напор.

Расчет ведется по тем же формулам, однако округление числа ПС в большую сторону.

В расчетах по этим данным изменится расчетный напор перекачивающей станции.

На основании полученных результатов составляем таблицу характеристик трубопровода и перекачивающих станций.

Таблица 5.

Результаты характеристик трубопровода и перекачивающих станций.

Расход	Напор насосов.	Характеристика трубопровода.	Характеристика перекачивающих станций.
	м.	м.	1. Постоянного диаметра	2. С лупингом	3.	4.	5.
500
1000
1500
2000
25000
3000

Совмещенная характеристика нефтепровода и перекачивающих станций

На оснований полученных результатов (таб.5) построим совмещенную характеристику (рис.2).

Точка пересечения А характеристики нефтепровода с лупингом длиной и перекачивающих станций подтверждает правильность определения, т.к.

Рис. 2. Совмещенная характеристика нефтепровода и перекачивающих станций.

Согласно нормам проектирования магистральных нефтепроводов применение лупингов и вставок допускается в отдельных случаях при их технико-экономическом обосновании.

В связи с цикличностью потребления нефти и обеспечении надежности работы магистрали, за окончательный вариант примем сооружения однониточного нефтепровода сn= перекачивающими станциями.

При этом периодически будут работать по 2 или 3 насоса на каждой ПС

Параметры циклической перекачки определяются по формуле:

(38)

(39)

Где соответственно время работы ПС с двумя тремя включенными насосами.

расход (мі/ч) при работе ПС с тремя включенными насосами.

расход (мі/ч) при работе ПС с двумя включенными насосами.

Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода

Расстановка перекачивающих станций выполняется графически на сжатом профиле трассы, Рассмотрим реализацию этого нефтепровода постоянного диаметра.



метода для случая округления числа перекачивающих станций в большую сторону на примере одного эксплуатационного участка (рис.3).

1) По известной производительности нефтепровода определяется значение гидравлического уклонаi. Величина гидравлического уклона в случае варианта циклической перекачки вычисляется исходя наибольшей производительности нефтепровода, т.е.(рис. 2).

2) Строится треугольники гидравлического уклонаabc(с учетом надбавки на местные сопротивления) в принятых масштабах длин и высот сжатого профиля трассы.

3) Из начальной точки трассы вертикально вверх в масштабе высот строится отрезок, равный активному напору перекачивающей станций. Из вершины отрезка проводиться линия, параллельная с профилем трассы. Точка М соответствует местоположению второй ПС.

4) Из вершины отрезка вертикально вверх откладывается отрезок, равный в масштабе высот. Линия, проведенная параллельноiиз вершины, показывает распределение напора на первом линейном участке.

5) Аналогично определяются местоположения остальных ПС в пределах эксплуатационного участка.

6) Место расположения ПС на границе эксплуатационных участков определяется построением отрезка СВ, который проводится из вершины отрезкаCN=.

При округления числа перекачивающих станций в меньшую сторону рассчитывается длина лупинга и гидравлический уклон на участке с лупингом.

Расстановку станций на местности будем производить исходя из максимальной производительности нефтепровода.

Расчетное значение гидравлического уклона, соответствующее производительности составляет:

(40)

Напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами при подаче будут соответственно равны:

Расчетный напор ПС в этом случае составит

Выполним построение гидравлического треугольника. За горизонтальный катет примем отрезок ab, который отложим в масштабе длин. Вертикальный катетacтреугольника равный отложим перпендикулярно отрезку ab в масштабе высот. Расстановка ПС на местности показано, на чертеже. При расстановке принято, что величина подпора перед промежуточными ПС равнаа в конце каждого эксплуатационного участка величина остаточного напора

Результаты графических построений приведены в таблице 6.



Таблица 6.

Расчетные значения высотных отметок ПС и длин линейных участков нефтепровода.

Перекачивающая станция	Высотная отметка	Расстояние от начала нефтепровода, км.	Длина линейного участкакм.
ГПС	136	0	118
ПС-2	182	118	125
ПС-3	195	243	126
ПС-4	228	369	143
ПС-5	212	512	138
ПС-6	186	650	133
ПС-7	179	783	135
КП	208	918	-

Наружный диаметр ,мм	Номинальная толщина стенкимм	Характеристики трубной стали	Завод изготовитель и технические условия на трубы
		Марка стали
1	2	3	4	5	6	7
530	7;8;9;10;11	17ГС	510	350	1,4	ВМЗ; ТУ 14-3-1573-99
	7;7,5;8;8,5; 9;9,5;10	17Г1С-У	550	441	1,4	ВТЗ; ТУ 14-3-1976-99
	7;7,5;8;9;10	08ГБЮ	510	353	1,4	ЧТЗ; ТУ 14-3-1270-84
	8;9;10	13ГС	510	353	1,34	ХТЗ; ТУ У 322-8-10-95
630	8;8,5; 9;10;11;12	13Г2АФ	530	360	1,4	ВМЗ; ТУ 14-3-1573-99
	7;8;9;10;11	17Г1С	588	441	1,4	ВТЗ; ТУ 14-3-1973-98
	8;9;10;11;12	13Г1С-У	540	382	1,34	ХТЗ; ТУ У-322-8-10-95
720	8;9;10;11;12	13Г2АФ	530	360	1,4	ВМЗ; ТУ 14-3-1573-99
	7.5;8;8.5;9;9.5;10	17Г1С-У	549	441	1,4	ВТЗ; ТУ 1104-138100-357-02-96
	8;9;10;11;12	09ГБЮ	550	380	1,4	ЧТЗ; ТУ 14-3Р-03-94
	8;9;10;11;12	17Г1С-У	540	382	1,34	ХТЗ; ТУ У-322-8-10-95
	9;10;11;12; 13;14;15	08ГБЮ	550	380	1,34	ВМЗ; ТУ 14-3-1573-99
	9;10;11;12;13;14	12Г2СБ	550	380	1,4	ЧТЗ; ТУ 14-3Р-04-94



ПРИЛОЖЕНИЕ А

Характеристика стальных труб большого диаметра для газонефтепровода

	8;9,9,2; 9,5;10,4;11,4	13Г1С-У	540	390	1,34	ХТЗ; ТУ У-322-8-21-96
1020	10;11;12;13; 14;15	10Г2ФБЮ	590	460	1,34	ВМЗ; ТУ 14-3-1573-99
	10;11;12; 13;14	09ГБЮ	550	380	1,4	ЧТЗ; ТУ 14-3Р-03-94
	9;9,5;10;10,5;11; 11,5;12	17Г1С-У	550	380	1,4	ВМЗ; ТУ 1104-138100-357-02-96
	10;10,5;11; 11;12,5;13;15,2	13Г1С-У	540	382	1,34	ХТЗ; ТУ У-322-8-21-96
1220	10;11;12;13 14;15	12Г2СБ	550	380	1,4	ЧТЗ; ТУ 14-3-1698-2000
	9,5;10;10,5;11; 11,5;12;12,5;12,9	17Г1С-У	550	441	1,34	ВТЗ; ТУ 14-3-1976-99
	11;11,4;12,9; 13,2; 14,1;16,2	10Г2ФБЮ	590	441	1,34	ХТЗ; ТУ У-14-8-2-97
1420	15,7;18,7	10Г2ФХ70	588	460	1,34	ЧТЗ; ТУ 14-3-1363-97
	15,7;18,3; 18,7;21,5	09ГБЮ	588	460	1,34	ХТЗ; ТУ У-14-3-1938-2000
	14,5;17,3;21,5	_	638	510	1,34	ТУ 75-86(имп. поставка)
	15,7;18,7; 23,2	_	589	461	1,34	ТУ 75-86(имп. поставка)

Примечание: ВМЗ - Выксунский металлургический завод; ВТЗ - Волжский трубный завод; ЧТЗ - Челябинский трубный завод; ХТЗ - Харцызский трубный завод.

Размещено на Allbest.ru