Технологический расчет нефтепровода

Курсовой проект

По дисциплине: Технологический расчет нефтепродуктов На тему: Технологический расчет нефтепровода

1. Исходные данные для технологического расчета нефтепровода

2. Технологический расчет нефтепровода Заключение

Трубопровод позволяет транспортировать газообразные и жидкие вещества. Такая система уникальна тем, что не требует ни дорог, ни фургонов или цистерн, ни водителей. Только трубы и давление в них.

Идея использования трубопровода для перекачки нефти принадлежит Д. И. Менделееву, который считал, что только строительство трубопроводов обеспечит надежную основу развития нефтяной промышленности и выведет российскую нефть на мировой рынок. И оказался прав.

В конце 1878 года на Апшеронском полуострове был введен в эксплуатацию первый российский нефтепровод протяженностью около десяти километров для перекачки нефти от Балаханского месторождения на нефтеперерабатывающие заводы Баку.

На сегодняшний день крупные компании имеют свыше 48 тысяч км трубопровода. Актуальными сегодня остаются такие вопросы: материалы для изготовления и покрытия труб, которые бы прочность и долговечность трубопровода; обеспечения эффективного проектирования для снижения аварийности; долгосрочное прогнозирование аварийности.

Технологический расчет нефтепровода включает в себя решение следующих основных задач:

1) выбор и обработка исходных данных температура, плотность, коэффициент кинематической вязкости нефти;

2) определение параметров нефтепровода; диаметра и толщены стенки труб нефтепровода; типа насосного оборудования для нефтеперекачивающих станций; давления развиваемого станциями; число нефтеперекачивающих станций; длины лупинга или вставки меньшего или большего диаметра; числа участков и др.;

3) расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе трубопровода;

4) расчет режимов работы и др.

Для выполнения технологического расчета нефтепровода необходимы следующие данные:

1) плановое (годовое) задание на перекачку нефти по трубопроводу G_r

2) расчетная температура нефти t_р;

3) физические свойства перекачиваемой нефти в зависимости от расчетной температуры;

4) характеристика труб и насосного оборудования;

5) чертеж сжатого профиля трассы.

1. Исходные данные для технологического расчета нефтепровода

1.Расчетная длина трубопровода L=675км

2.Разность геодезических отметок Z=+46м

3.годовой план перекачки нефти Gг= 55 т/г

4. расчетная температура нефти tp=+8 C

5.плотность нефти при

6. Коэффициенты кинематической вязкости

7. остаточный напор hкп=26м

8. число эксплуатационных участков Nэ=1

2. Технологический расчет нефтепровода

Расчетная пропускная способность нефтепровода определяется по формуле:

Где Gr — массовый годовой расход нефти

— расчетная плотность нефти (при заданной температуре)

8400 — расчетное число часов работы в году Расчетная плотность нефти при температуре вычисляется по формуле:

где — плотность нефти при t=

.

Коэффициент кинематической вязкости находим по формуле:

где вязкость Vp измеряется в сСт (мм /с),

Тр — расчетная температура в кельвинах (К).

откуда Где коэффициенты a и b определены по формуле:

Ориентировочное значение внутреннего диаметра нефтепровода определяем по формуле:

Где Qсекундная подача

W = 2,4 м/с — скорость перекачки при расчетной пропускной способности Q = 7357 м³/ч. (определяется по графику на рис 1)

Рис 1. Зависимость рекомендуемой скорости перекачки от плановой пропускной способности нефтепровода.

Таблица 1

Механические характеристики трубных сталей

Примем ближайший наружный диаметр трубопровода (табл. 1) равным

D_н = 1220 мм. Примем марку стали труб 14Г2САФ с пределом прочности у_в = 570 МПа. Согласно коэффициенты m, n, K₁, K_н имеют значения: нефтепровод лупинг насосный станция

n = 1, 15; m = 0, 9; K₁ = 1, 47; K_н = 1, 0

Расчетное сопротивление металла трубы определяем по формуле:

— предел прочности

m- коэффициент условий работы трубопровода, зависящий от его категории: магистральных нефтепроводов m=0.9

К1-коэффициент надежности по материалу; для сварных труб из горячекатаной и нормализованной низколегированной стали

Кн — коэффициент надежности по значению трубопровода Основные магистральные и подпорные насосы выбираем по расчетной пропускной способности Q = 2,04 м³/с (табл. 2):

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

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

Таблица 2:Характеристика насосов нефтеперекачивающих станций.

При расчетной подаче напоры, развиваемые насосами, равны h_м = 210 м и hп=78м. (рисунки 2 и 3)

Рис. 2 Рабочие характеристики подпорных насосов (h_п)

Рис.3Характеристика насоса НМ7000−210 (h_м)

Рабочее давление, развиваемое насосной станцией находим по формуле:

где — соответственно напор, развиваемый магистральным насосом при расчетной Q по рабочим характеристикам насосов

— число рабочих магистральных насосов

— допустимое давление нефтеперекачивающей станции, исходя из прочности корпуса насоса или запорной арматуры

g=9.81 -ускорение свободного падения

— плотность нефти Необходимая толщина стенки трубы определяется по формуле:

где Р — рабочее давление в трубопроводе

— наружный диаметр трубы

n — коэффициент надежности по нагрузке (рабочему давлению);для диаметра труб от 720 до1220 мм n=1.15

Для труб из стали 17Г2СФ и D_н = 1220 мм (табл. 1) ближайшая большая толщина стенки равна д = 13 мм.

Определяем внутренний диаметр трубопровода:

Где — необходимая толщина стенки трубы

— наружный диаметр трубы.

Определяем фактическую скорость течения нефти в трубопроводе:

Гдерасчетная пропускная способность (м/с)

— внутренний диаметр трубы Определяем число Рейнольдса:

где Dвн — внутренний диаметр трубопровода

W — фактическая скорость течения нефти по трубопроводу Находим первое переходное число Рейнольдса:

где — эквивалентная шероховатость труб (0,015) ;

Сравнивая Re и Re₁, получаем, что режим течения турбулентный, зона гидравлически гладкого трения.

Определяем коэффициент гидравлического сопротивления:

(формула Блазиуса) Где Reчисло Рейнольдса Определяем гидравлический уклон:

где — коэффициент гидравлического сопротивления

Dвн — внутренний диаметр трубопровода

W — фактическая скорость течения нефти по трубопроводу

Определяем суммарные потери напора в трубопроводе:

где — гидравлический уклон

Lрасчетная длина нефтепровода

Z — разность геодезических отметок от конца и начала трубопровода Расчетный напор перекачивающей станции при выполнении условия определяется по:

где — число рабочих магистральных насосов

— напор магистрального насоса Определяем расчетное число насосных станций:

где Hсуммарные потери напора;

Nэ — число эксплуатационных участков (1)

hкп — остаточный напор;

Нст — расчетный напор

Округлим число насосных в меньшую сторону, примем n = 3.

При расчетной подаче Q =7357 м³/ч суммарный напор всех насосов составляет (т. Б на кривой 3, рис. 4):

Суммарные потери напора в трубопроводе с учетом остаточного напора (т. Е на кривой 1, рис. 4) составляют:

Сопоставляя потери напора и суммарный напор всех насосов, видим, что потери превышают напор, при этом расчетная подача не будет обеспечена.

Чтобы обеспечить расчетную подачу, необходимо уменьшить сопротивление трубопровода прокладкой лупинга.

Определяем необходимую длину лупинга:

где i_л -гидравлический уклон лупинга;

i-гидравлический уклон;

— расчетное число НС;

n — число НС Где гидравлический уклон лупинга i_л при D_л = D равен:

Где Dвнутренний диаметр трубы

Суммарные потери напора на трение в трубопроводе с лупингом с учетом h_кп (т. Б на кривой 2) составляют:

Следовательно, необходимая длина лупинга определена верно.

Построим совмещенную характеристику трубопровода и НС.

Для построения характеристики трубопровода зададимся рядом расходов в диапазоне 5875…8813Q от расчетной подачи. С учетом остаточного напора определим суммарные потери напора в трубопроводе в координатах Q-H построим характеристику трубопровода. В предыдущем расчете при Q = 7357 м³/ч уже определено одно значение Нс = 2036 м. Аналогично строится характеристика трубопровода с лупингом. В рассматриваемом расчете при расчетной подаче определены суммарные потери напора с учетом h_кп они составляют = 1991 м.

Построим суммарную характеристику всех насосных станций с учетом подпорных насосов. Характеристика основного насоса НМ 7000−210 представлена на рис. 3. при начальных значениях подач определим напор, развиваемый насосом с колесом диаметром D₂ = 465 мм и по формуле (2.16.)для 3 насосных станций определим развиваемый напор. К этим значениям добавим напор, развиваемый подпорным насосом, и построим искомую характеристику 3 (рис.4). Суммарная характеристика только магистральных насосов представлена на кривой 4.

Таблица 3

Характеристика трубопровода без лупинга

Таблица 4

Характеристика трубопровода с лупингом

Примечание. В таблицах введены следующие обозначения:

1. Q, м³/ч — часовая объемная производительность трубопровода;

2. i — гидравлический уклон основной магистрали;

3. i _л — гидравлический уклон лупингованного участка;

4. Н, м — потери напора с учетом местных сопротивлений и остаточного напора.

По результатам расчета построены характеристика трубопровода без лупинга 1 и с лупингом 2 (рис. 4).

Рис. 4. Совмещенная характеристика трубопровода и насосных станций

Примечание:

1- характеристика трубопровода без лупинга,

2- характеристика трубопровода с лупингом,

3- характеристика подпорных насосов,

4- характеристика магистральных насосов.

Таким образом, точки, А и В пересечений суммарной характеристики насосных станций с учетом подпорного насоса 3 и характеристики трубопроводов 1,2 являются рабочими точками. Как видно из рис. 4 рабочая точка, А соответствует производительности 3082 м³/ч. которая меньше расчетной. Чтобы обеспечить расчетную подачу 3210,2 м³/ч и был рассчитан лупинг длиной Х_л =85,842 м. Рабочая точка Б стала соответствовать расчетной подаче.

По результатам расчета произведем расстановку насосных станций на профиле трассы.

Расстановка насосных станций на профиле трассы.

Размещение насосных станций производят при известных параметрах:

1) гидравлического уклона для основной магистрали i;

2) гидравлического уклона для участков с лупингами;

3) напоров, развиваемых основными насосами каждой насосной станцией.

4)величины подпора на входе в основные насосы головной и промежуточных насосных станций;

5) остаточного напора на входе в конечные пункты эксплуатационных участков и нефтепровода в целом.

Построение начинаем с того, что в начале нефтепровода с учетом вертикального масштаба Мв=1:5000 откладываем напор Нст=650м и hп=82м, развиваемый основными насосами первой насосной станции, и горизонтальный профиль трассы длинной L=675 км при Мг=1:2 500 000. Трасса имеет 4 перегона равной длины по 168,7 км. Первым делом строим линию гидравлического уклона для участка трубопровода с лупингом. Для этого мы заранее посчитали на какое расстояние хватит напора Hст=650 — на l=195км.; проводим линию гидравлического уклона, соединив эти точки. Следующий этап-проведение линии гидравлического уклона с учетом hп=82. Лупинг наиболее целесообразно размещать в конце перегона между насосными станциями, т.к. в этом случае металл труб наименее нагружен давлением.

Откладываем в вертикальном масштабе в т. М величину подпора hп=82м и из полученной точки проводим линию гидравлического уклона лупинга. Точка пересечения этой линии с линией гидравлического уклона дает нам длину лупинга Хл=21км для первого перегона между станциями.

Дальнейшие построения выполняются так же, как и для первого перегона между станциями, но с отличием: на последней НС откладываем величину (Hст+hп)-hкп а, в конце трассы в вертикальном масштабе мы откладываем величину hкп=26 и так же проводим линии уклона через hкп, соединяем точки.

Заключение

Проделав большую работу, мы добились всех поставленных перед нами целей. Мы научились производить технологический расчет магистрального нефтепровода, который включал в себя две основные части: расчетную часть и графическую часть.

В расчетной части мы определили параметры нефтепровода — вычислили диаметр и толщину стенки нефтепровода; давление, развиваемое нефтеперекачивающими станциями; число нефтеперекачивающих станций; длину лупинга и диаметр вставки; определили тип насосно-силового оборудования для нефтеперекачивающих станций; число эксплуатационных участков.

В графической части мы выполнили расстановку насосных станций и лупингов на профиле трассы нефтепровода.

Сделав анализ по проделанной работе, расчет параметров и чертеж выполнены верно.

Незначительные отступления от технологического проекта допускаются только в случае, если они направлены на улучшение отдельных его решений.

Бабин Л. А. Типовые расчеты по сооружению трубопроводов. — М.:Недра 2010 г.

Новоселов В. Ф. Технологический расчет нефтепродуктов.-Уфа:УНИ, 2008 г.

СНиП 2.05.06−85. Магистральные трубопроводы. Госстрой СССР.М.:ЦИТП Госстроя СССР, 1985 г.

Тугунов П. И. Типовые расчеты при проектирование и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов.-М:Недра, 2005 г.