Xreferat.com » Рефераты по промышленности и производству » Технологический расчет магистрального нефтепровода

Технологический расчет магистрального нефтепровода

Министерство образования и науки РТ

Альметьевский государственный нефтяной институт


Кафедра транспорта и хранения нефти и газа


КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине:

«Проектирование газонефтепроводов»

на тему:

«Технологический расчёт магистрального нефтепровода»


2009

Содержание


1. Введение

2. Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода

2.1 Определение диаметра трубопровода

2.2 Выбор насосного оборудования

2.3 Определение толщины стенки трубопровода

3. Расчет на прочность и устойчивость магистрального нефтепровода

4. Определение числа нефтеперекачивающих станций (НПС)

5. Построение совмещенной характеристики магистрального нефтепровода и перекачивающих станций

6. Расстановка станций по трассе магистрального нефтепровода

7. Расчет эксплуатационных режимов магистрального нефтепровода

8. Выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода

Вывод

Список используемой литературы

1. 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.


2. Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода


Расчет ведем в соответствии с [6].

Вычисляем значения эмпирических коэффициентов a и b по формулам (3.1.7) и (3.1.8)


b = Технологический расчет магистрального нефтепровода= -4,441;

a = lglg(44,4+ 0,8) +4,441·lg273=11,037.


Из формулы (3.1.5) вычисляем расчетную кинематическую вязкость при температуре 272 К по формуле (3.1.6)


Технологический расчет магистрального нефтепровода;


По формуле (3.1.4) находим температурную поправку


Технологический расчет магистрального нефтепровода


Расчетная плотность нефти будет определяться по формуле (3.1.3)


Технологический расчет магистрального нефтепровода


2.1 Определение диаметра трубопровода


Расчетную часовую пропускную способность нефтепровода определяем по формуле (3.2.1)

Технологический расчет магистрального нефтепровода


Внутренний диаметр нефтепровода вычисляем по формуле (3.3.1), подставляя рекомендуемую ориентировочную скорость перекачки Технологический расчет магистрального нефтепровода (рис.3.3.1)


Технологический расчет магистрального нефтепровода


По вычисленному значению внутреннего диаметра, из стандартного ряда принимаем диаметр нефтепровода – 1020 мм.


2.2 Выбор насосного оборудования


В соответствии с найденной расчетной часовой производительности нефтепровода подбираем магистральные и подпорные насосы нефтеперекачивающей станции исходя из условия (3.2.2)


Технологический расчет магистрального нефтепровода


Согласно приложения 2 и 3, выбираем насосы: магистральный насос НМ 5000-210 и подпорный насос НПВ 5000-120.

Напор магистрального насоса (Технологический расчет магистрального нефтепровода) составит по формуле (3.2.3)


Технологический расчет магистрального нефтепровода,


напор подпорного насоса (Технологический расчет магистрального нефтепровода) составит

Технологический расчет магистрального нефтепровода


Далее рассчитываем рабочее давление на выходе головной насосной станции по формуле(3.2.3)


Технологический расчет магистрального нефтепровода


Условие (3.2.4) выполняется, т.е. 4,45МПа<6,4МПа.


2.3 Определение толщины стенки трубопровода


По приложению 1 выбираем, что для сооружения нефтепровода применяются трубы Волжского трубного завода по ВТЗ ТУ 1104-138100-357-02-96 из стали марки 17Г1С (временное сопротивление стали на разрыв σвр=510МПа, σт=363 МПа, коэффициент надежности по материалу k1=1,4). Перекачку предполагаем вести по системе «из насоса в насос», то np= 1,15; так как Dн= 1020>1000 мм, то kн = 1,05.

Определяем расчетное сопротивление металла трубы по формуле (3.4.2)


Технологический расчет магистрального нефтепровода


Определяем расчетное значение толщины стенки трубопровода по формуле (3.4.1)


δ = Технологический расчет магистрального нефтепровода=8,2 мм.


Полученное значение округляем в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной 9,5 мм.

Определяем абсолютное значение максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов по формулам (3.4.7) и (3.4.8):


Технологический расчет магистрального нефтепровода(+) = Технологический расчет магистрального нефтепровода

Технологический расчет магистрального нефтепровода(-) =Технологический расчет магистрального нефтепровода


Для дальнейшего расчета принимаем большее из значений, Технологический расчет магистрального нефтепровода=88,4 град.

Рассчитаем продольные осевые напряжения σпрN по формуле (3.4.5)


σпрN = - 1,2·10-5·2,06·105·88,4+0,3Технологический расчет магистрального нефтепровода = -139,3 МПа.


где внутренний диаметр определяем по формуле (3.4.6)


Технологический расчет магистрального нефтепровода


Знак «минус» указывает на наличие осевых сжимающих напряжений, поэтому вычисляем коэффициент Технологический расчет магистрального нефтепроводапо формуле (3.4.4)


Ψ1= Технологический расчет магистрального нефтепровода = 0,69.


Пересчитываем толщину стенки из условия (3.4.3)


δ =Технологический расчет магистрального нефтепровода= 11,7 мм.


Таким образом, принимаем толщину стенки 12 мм.


3. Расчет на прочность и устойчивость магистрального нефтепровода


Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении производят по условию (3.5.1).

Вычисляем кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления по формуле (3.5.3)


Технологический расчет магистрального нефтепровода 194,9 МПа.


Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб определяется по формуле (3.5.2), так как нефтепровод испытывает сжимающие напряжения


Технологический расчет магистрального нефтепровода0,53.


Следовательно,


Технологический расчет магистрального нефтепроводаМПа.


Так как Технологический расчет магистрального нефтепровода МПа, то условие прочности (3.5.1) трубопровода выполняется.

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов проверку производят по условиям (3.5.4) и (3.5.5).

Вычисляем комплекс


Технологический расчет магистрального нефтепровода

где R2н= σт=363 МПа.

Для проверки по деформациям находим кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки – внутреннего давления по формуле (3.5.7)


Технологический расчет магистрального нефтепровода185,6 МПа.


Вычисляем коэффициент Технологический расчет магистрального нефтепровода по формуле (3.5.8)


Технологический расчет магистрального нефтепровода=0,62.


Находим максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе по формуле (3.5.6), принимая минимальный радиус изгиба 1000 м


Технологический расчет магистрального нефтепровода

Технологический расчет магистрального нефтепровода


185,6<273,1 – условие (3.5.5) выполняется.

Технологический расчет магистрального нефтепроводаМПа>Технологический расчет магистрального нефтепроводаМПа – условие (3.5.4) не выполняется.

Так как проверка на недопустимые пластичные деформации не соблюдается, то для обеспечения надежности трубопровода при деформациях необходимо увеличить минимальный радиус упругого изгиба, решая уравнение (3.5.9)


Технологический расчет магистрального нефтепроводам.

Определяем эквивалентное осевое усилие в сечении трубопровода и площадь сечения металла трубы по формулам (3.5.11) и (3.5.12)


Технологический расчет магистрального нефтепроводаМН,

Технологический расчет магистрального нефтепровода


Определяем нагрузку от собственного веса металла трубы по формуле (3.5.17)


Технологический расчет магистрального нефтепроводаН/м;


Определяем нагрузку от собственного веса изоляции по формуле (3.5.18)


Технологический расчет магистрального нефтепровода


Определяем нагрузку от веса нефти, находящегося в трубопроводе единичной длины по формуле (3.5.19)


Технологический расчет магистрального нефтепровода


Определяем нагрузку от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачивающей нефтью по формуле (3.5.16)


Технологический расчет магистрального нефтепровода


Определяем среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом по формуле (3.5.15)

Технологический расчет магистрального нефтепровода


Определяем сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины по формуле (3.5.14)


Технологический расчет магистрального нефтепровода


Определяем сопротивление вертикальным перемещения отрезка трубопровода единичной длины и осевой момент инерции по формулам (3.5.20), (3.5.21)


Технологический расчет магистрального нефтепровода

Технологический расчет магистрального нефтепровода


Определяем критическое усилие для прямолинейных участков в случае пластической связи трубы с грунтом по формуле (3.5.13)


Технологический расчет магистрального нефтепровода


Следовательно


Технологический расчет магистрального нефтепроводаМН


Определяем продольное критическое усилие для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае упругой связи с грунтом по формуле (3.5.22)

Технологический расчет магистрального нефтепровода


Следовательно


Технологический расчет магистрального нефтепроводаМН.


Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы производят по неравенству (3.5.10) обеспечена


15,97МН<17,64MH; 15,97<101,7MH.


Проверяем общую устойчивость криволинейных участков трубопроводов, выполненных с упругим изгибом. По формуле (3.5.25) вычисляем


Технологический расчет магистрального нефтепровода

Технологический расчет магистрального нефтепровода


По графику рисунок 3.5.1 находим Технологический расчет магистрального нефтепровода=22.

Определяем критическое усилие для криволинейных участков трубопровода по формулам (3.5.23), (3.5.24)


Технологический расчет магистрального нефтепровода

Технологический расчет магистрального нефтепровода


Из двух значений выбираем наименьшее и проверяем условие (3.5.10)


Технологический расчет магистрального нефтепровода


Условие устойчивости криволинейных участков не выполнено. Поэтому необходимо увеличить минимальный радиус упруго изгиба


Технологический расчет магистрального нефтепровода


Откуда


Технологический расчет магистрального нефтепровода

4. Определение числа нефтеперекачивающих станций (НПС)


Определяем секундный расход нефти и ее среднюю скорость по формулам (3.6.1) и (3.6.2)


Технологический расчет магистрального нефтепровода =1,57 м3/с;

Технологический расчет магистрального нефтепровода


Определяем режим течения


Технологический расчет магистрального нефтепровода


Так как Re>2300 режим течения жидкости турбулентный.

Определяем относительную шероховатость труб при Технологический расчет магистрального нефтепровода=0,05 мм (таблица 3.6.2) и первое переходное число Ренольдса по формуле (3.6.6)


Технологический расчет магистрального нефтепровода

Технологический расчет магистрального нефтепровода


Так как Re< Re1, то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб, поэтому коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по формуле из таблицы (3.6.1)


Технологический расчет магистрального нефтепровода

Определяем гидравлический уклон в нефтепроводе по формуле (3.6.7)


Технологический расчет магистрального нефтепровода


Определяем полные потери в трубопроводе (3.6.8), приняв Нкп = 40 м. Так как L>600 м, то число эксплуатационных участков определяем по формуле (3.6.9)


Технологический расчет магистрального нефтепровода

Технологический расчет магистрального нефтепровода


Определяем расчетный напор одной станции по формуле (3.6.11)


Технологический расчет магистрального нефтепроводам.


Расчетное число насосных станций определяем по формуле (3.6.13)


Технологический расчет магистрального нефтепровода


Если округлить число НПС в меньшую сторону (10 станции), то гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой лупинга. Приняв диаметр лупинга равным диаметру основного трубопровода, найдем значение Технологический расчет магистрального нефтепроводаи длину лупинга по формулам (3.6.15) и (3.6.14)


Технологический расчет магистрального нефтепровода

Технологический расчет магистрального нефтепроводам.


5. Построение совмещенной характеристики магистрального нефтепровода и перекачивающих станций.

Построим совмещенную характеристику нефтепровода постоянного диаметра и нефтепровода, оборудованного с лупингом и нефтеперекачивающих станций. Результаты вычислений представлены в таблице 1. для этого выполним гидравлический расчет нефтепровода в диапазоне от 4800 до 6000 Технологический расчет магистрального нефтепровода с шагом 200 Технологический расчет магистрального нефтепровода.


Таблица 1 – Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций.

Расход

Q, Технологический расчет магистрального нефтепровода

Напор

насосов

Характеристика

трубопровода

Характеристика

нефтеперекачивающих станций


Hм, м Нп, м

с пост.

диам.

с лупин-

гом

20 27 28 29 30
4800 163,157 97,66 3169,865 2983,085 3458,47 4600,57 4763,73 4926,89 5090,048
5000 157,65 95,7 3399,068 3198,456 3344,4 4447,95 4605,6 4763,25 4920,9
5200 151,917 93,66 3635,252 3420,387 3225,67 4289,09 4441,01 4592,93 4744,848
5400 145,960 91,54 3878,350 3648,815 3102,28 4124,01 4269,97 4415,93 4561,892
5600 139,778 89,34 4128,296 3883,677 2974,24 3952,69 4092,47 4232,25 4372,032
5800 133,371 87,06 4385,028 4124,917 2841,55 3775,15 3908,52 4041,89 4175,268
6000 126,74 84,7 4648,487 4372,477 2704,2 3591,38 3718,12 3844,86 3971,6

График совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающей станции показан в приложении 1.

Точка пересечения характеристики нефтепровода с лупингом и нефтеперекачивающих станций (n=9) подтверждает правильность определения длины лупинга, так как Qм=Q=5660 Технологический расчет магистрального нефтепровода.

При округлении числа НПС в большую сторону рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и нефтеперекачивающей станции при n=10, m=3 рабочая точка переместиться в точку М2, а расход соответствует Q2=5708 Технологический расчет магистрального нефтепровода. Если на каждой НПС отключить по одному насосу n=10, m=2, то рабочая точка переместиться в точку М1, а нефтепровод будет работать с производительностью Q1=4965 Технологический расчет магистрального нефтепровода.

Так как выполняется условие Q1<Q<Q2, по формуле (3.6.17) рассчитываем время работы нефтепровода на режимах, соответствующих расходам Q1 и Q2


Технологический расчет магистрального нефтепровода

Технологический расчет магистрального нефтепровода


6. Расстановка станций по трассе магистрального нефтепровода


Рассмотрим расстановку станций на местности исходя из максимальной производительности нефтепровода при n=10 и Q2=5708 Технологический расчет магистрального нефтепровода. Количество НПС на первом эксплуатационном участке примем равным 5 и на втором – 5.

Гидравлический уклон при максимальной производительности составляет i=0,00457.

Напоры развиваемые подпорными и магистральными насосами при максимальной подаче Q2 равны


Технологический расчет магистрального нефтепровода,

Технологический расчет магистрального нефтепровода


Расчетный напор станции составит:


Технологический расчет магистрального нефтепроводам.


Построим гидравлический треугольник. За горизонтальный катет примем отрезок ab, равный l=100 км, который отложим в масштабе длин. Вертикальный катет ac равен Технологический расчет магистрального нефтепроводам и отложим его в масштабе высот. Гипотенуза треугольника bc и есть положение линии гидравлического уклона в принятых масштабах построений.

Результаты расстановки станций приведены в таблице 2.


Таблица 2 – расчетные значения высотных отметок НПС и длин линейных участков нефтепровода.

Нефтеперекачивающая

станция

Высотная отметка zi, м Расстояние от начала нефтепровода, км Длина линейного участка li, км
ГНПС-1 195,94 0 90
НПС-2 194,20 90 89
НПС-3 192,90 179 88
НПС-4 192,74 267 87,5
НПС-5 193,51 354,5 98
НПС-6 194,23 452,5 86,5
НПС-7 194,33 539 87,5
НПС-8 194,29 626,5 90
НПС-9 194,33 716,5 89,5
НПС-10 193,9 806 94
КП 190,65 900 -

7. Расчет эксплуатационных режимов магистрального нефтепровода


Графический метод

Рассмотрим режимы работы магистрального нефтепровода на первом эксплуатационном участке протяженностью 452,5 км.

Построим суммарную совмещенную характеристику линейных участков нефтепровода и НПС. Задаваясь расходами от 1000 до 6000 Технологический расчет магистрального нефтепровода, определяем режимы течения нефти и рассчитываем потери напора на отдельных двух участках нефтепровода.

Найдем напоры подпорного и магистральных насосов. Результаты расчетов приведены в таблице 3.


Таблица 3 – Результаты гидравлического расчета участков нефтепровода и напорных характеристик насосов.

Расход Q, мі/ч 1000 2000 3000 4000 5000 6000
Скорость течения v, м/с 0,35 0,71 1,06 1,41 1,77 2,12
Число Ренольдса Re 7403,215 14806,43 22209,64 29612,86 37016,07 44419,29
Коэффициент гидравлического сопротивления 0,0341 0,0287 0,0259 0,0241 0,0228 0,0218
Гидравлический уклон 0,00022 0,00073 0,00148 0,00245 0,00362 0,00498
Напор магистрального насоса, Нмн, м 225,1 216,7 202,6 182,9 157,7 126,7
Напор подпорного насоса, Нпн, м 119,7 116,7 111,7 104,7 95,7 84,7
Потери напора на участке Н, м 1-участок 18,1 65,1 134,2 223,2 330,7 455,6

2-участок 38,25 131,72 269,15 446,13 659,88 908,37

3 участок 58,83009 198,258 403,245 667,237 986,066 1356,727

4 участок 79,09205 264,213 536,377 886,883 1310,198 1802,330

5 участок 140,6938 376,991 724,393 1171,795 1712,134 2340,314

Напор развиваемый насосами,

Н=Нпн+ kмнHмн

Kмн=0 119,7 116,7 111,7 104,7 95,7 84,7

kмн=1 344,8 333,4 314,3 287,6 253,4 211,4

kмн=2 569,9 550,0 516,9 470,6 411,0 338,2

kмн=3 795,0 766,7 719,5 653,5 568,7 464,9

kмн=4 1020,1 983,3 922,1 836,5 726,3 591,7

kмн=5 1245,2 1200,0 1124,8 1019,4 884,0 718,4

kмн=6 1470,2 1416,7 1327,4 1202,3 1041,6 845,1

kмн=7 1695,33 1633,32 1529,97 1385,28 1199,25 971,88

kмн=8 1920,42 1849,98 1732,58 1568,22 1356,9 1098,62

kмн=9 2145,51 2066,64 1935,19 1751,16 1514,55 1225,36

kмн=10 2370,6 2283,3 2137,8 1934,1 1672,2 1352,1

kмн=11 2595,69 2499,96 2340,41 2117,04 1829,85 1478,84

kмн=12 2820,78 2716,62 2543,02 2299,98 1987,5 1605,58

kмн=13 3045,87 2933,28 2745,63 2482,92 2145,15 1732,32

kмн=14 3270,96 3149,94 2948,24 2665,86 2302,8 1859,06

kмн=15 3496,05 3366,6 3150,85 2848,8 2460,45 1985,8

Совмещенная характеристика участков нефтепровода и характеристика НПС показана в приложении 2.

Из совмещенной характеристики (приложение 2) найдем значения подпоров на входе и напоров на выходе каждой НПС. Для первого режима, соответствующего трем работающим магистральным насосам на каждой НПС (режим 3-3-3-3-3), производительность перекачки определяется пересечение характеристики нефтепровода 2 и суммарной характеристики НПС при kм=15, и соответствует значению Q=5708Технологический расчет магистрального нефтепровода. Подпор на головной НПС-1 равен отрезку ab, а напор на ее выходе равен отрезку ad. Чтобы найти подпор на входе НПС-2, нужно определить разность отрезков ad и ac, то есть из напора на выходе ГНПС-1 вычесть потери напора на первом участке. Величины отрезков, соответствующих подпорам и напорам НПС приведены в таблице 4.

Таблица 4 – Напоры и подпоры нефтеперекачивающих станций на режиме 3-3.


Нефтеперекачивающая станция

Количество работающих магистральных насосов Обозначение отрезка


подпор на входе НПС напор на выходе НПС
ГНПС-1 3 90,5 500
НПС-2 3 83,3 496
НПС-3 3 85 492
НПС-4 3 81 496
НПС-5 3 81,3 495

Численный метод

Рассмотрим режим перекачки с тремя работающими магистральными насосами на каждой НПС (режим 3-3-3-3-3). Производительность нефтепровода на этом режиме определим из решения уравнения 3.7.1.

Определяем максимально допустимый напор на выходе из насосных станций по формуле 3.7.6:


Технологический расчет магистрального нефтепровода


и допустимый кавитационный запас на входе в основные насосы по формуле (3.7.7):


Технологический расчет магистрального нефтепровода


С учетом потерь напора в обвязке насосных станций примем:


Технологический расчет магистрального нефтепровода


По формуле (3.7.3) определяем напор, развиваемый основными магистральными насосами головной нефтеперекачивающей станции:

Технологический расчет магистрального нефтепроводам.


Напор на выходе ГНПС-1 определяем по формуле:


Технологический расчет магистрального нефтепровода


По формуле (3.7.4) определяем подпор на входе НПС-2:


Технологический расчет магистрального нефтепровода


Определяем напор на выходе НПС-2:


Технологический расчет магистрального нефтепроводам.

Технологический расчет магистрального нефтепровода


Определяем подпор на входе НПС-3:


Технологический расчет магистрального нефтепровода


Определяем напор на выходе НПС-3:


Технологический расчет магистрального нефтепроводам.

Технологический расчет магистрального нефтепровода


Определяем подпор на входе НПС-4:


Технологический расчет магистрального нефтепровода


Определяем напор на выходе НПС-4:

Технологический расчет магистрального нефтепроводам.

Технологический расчет магистрального нефтепровода


Определяем подпор на входе НПС-5:


Технологический расчет магистрального нефтепровода


Определяем напор на выходе НПС-5:


Технологический расчет магистрального нефтепровода

Если Вам нужна помощь с академической работой (курсовая, контрольная, диплом, реферат и т.д.), обратитесь к нашим специалистам. Более 90000 специалистов готовы Вам помочь.
Бесплатные корректировки и доработки. Бесплатная оценка стоимости работы.
Подробнее

Поможем написать работу на аналогичную тему

Получить выполненную работу или консультацию специалиста по вашему учебному проекту

Похожие рефераты: