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 = = -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)

;

По формуле (3.1.4) находим температурную поправку

Расчетная плотность нефти будет определяться по формуле (3.1.3)

2.1 Определение диаметра трубопровода

Расчетную часовую пропускную способность нефтепровода определяем по формуле (3.2.1)

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

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)

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

Напор магистрального насоса () составит по формуле (3.2.3)

,

напор подпорного насоса () составит

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

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)

Определяем расчетное значение толщины стенки трубопровода по формуле (3.4.1)

δ = =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):

(+) =

(-) =

Для дальнейшего расчета принимаем большее из значений, =88,4 град.

Рассчитаем продольные осевые напряжения σпрN по формуле (3.4.5)

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

где внутренний диаметр определяем по формуле (3.4.6)

Знак «минус» указывает на наличие осевых сжимающих напряжений, поэтому вычисляем коэффициент по формуле (3.4.4)

Ψ1= = 0,69.

Пересчитываем толщину стенки из условия (3.4.3)

δ == 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)

194,9 МПа.

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

0,53.

Следовательно,

МПа.

Так как 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

где R2н= σт=363 МПа.

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

185,6 МПа.

Вычисляем коэффициент по формуле (3.5.8)

=0,62.

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

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

МПа>МПа – 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)

м.

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

МН,

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

Н/м;

Определяем нагрузку от собственного веса изоляции по формуле (3.5.18)

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

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

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

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

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

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

Следовательно

МН

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

Следовательно

МН.

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

По графику рисунок 3.5.1 находим =22.

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

Из двух значений выбираем наименьшее и проверяем условие (3.5.10)

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

Откуда

4. Определение числа нефтеперекачивающих станций (НПС)

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

=1,57 м3/с;

Определяем режим течения

Так как Re>2300 режим течения жидкости турбулентный.

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

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)

Определяем гидравлический уклон в нефтепроводе по формуле (3.6.7)

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)

Определяем расчетный напор одной станции по формуле (3.6.11)

м.

Расчетное число насосных станций определяем по формуле (3.6.13)

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 и длину лупинга по формулам (3.6.15) и (3.6.14)

м.

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 с шагом 200 .

Таблица 1 – Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций.

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 .

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 . 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 .

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

6. Расстановка станций по трассе магистрального нефтепровода

Рассмотрим расстановку станций на местности исходя из максимальной производительности нефтепровода при n=10 и Q2=5708 . 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

,

Расчетный напор станции составит:

м.

Построим гидравлический треугольник. За горизонтальный катет примем отрезок ab, равный l=100 км, который отложим в масштабе длин. Вертикальный катет ac равен м 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.

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 , 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.

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=5708. 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.

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:

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

С учетом потерь напора в обвязке насосных станций примем:

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

м.

Напор на выходе ГНПС-1 определяем по формуле:

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

Определяем напор на выходе НПС-2:

м.

Определяем подпор на входе НПС-3:

Определяем напор на выходе НПС-3:

м.

Определяем подпор на входе НПС-4:

Определяем напор на выходе НПС-4:

м.

Определяем подпор на входе НПС-5:

Определяем напор на выходе НПС-5:

м.

В таблице 5 приведены результаты расчетов подпоров и напоров нефтеперекачивающих станций при различном количестве работающих насосов и их комбинациях.

Таблица 5 – Напоры подпоры нефтеперекачивающих станций при различных числах работающих насосов и комбинаций их включения.

Выделенные режимы работы нефтепровода в пределах первого эксплуатационного участка, для которых условия (3.7.6) и (3.7.7) выполняются.

8. Выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода

Подпорные насосы укомплектованы асинхронными электродвигателями ВАОВ800L-4У1, мощностью 2000 кВт, а магистральные насосы – синхронными электродвигателями СДТП3150-2УХЛ 4, мощностью 3150 кВт. Для возможных режимов перекачки определим значения удельных энергозатрат. В качестве примера рассмотрим один из режимов перекачки, например, режим №1 (3-3-3-3-3) с производительностью 5708 .

По формулам (3.2.3) и (3.8.2) определяем напоры и к.п.д. подпорного и магистрального насосов:

,

По формулам (3.8.3) и (3.8.4) определяем коэффициенты загрузки и к.п.д. электродвигателей подпорного и магистрального насосов:

По формуле (3.8.1) рассчитываем значения потребляемой мощности подпорного и магистрального насосов:

кВт,

кВт.

Удельные затраты на 1 тонну нефти и значение производной для каждого возможного режима перекачки определяем по формулам (3.8.5) и (3.8.11):

Таблица 6 – Результаты расчетов механических характеристик подпорного и магистрального насосов и их электродвигателей.

График зависимости удельных энергозатрат от производительности перекачки изображен в приложении 3.

Вывод

В результате проделанного курсового проекта по технологическому расчёту трубопровода, получили данные, позволяющие сделать следующие выводы: для сооружения магистральных трубопроводов применяют трубы из стали марки 17Г1С Волжского трубного завода по ВТЗ ТУ 1104-138100-357-02-96 с высокими механическими свойствами и толщиной стенки 12 мм.

Расчётная производительность нефтепровода Q=5660 м3/ч, в соответствии с этим для оснащения насосных станций применили насосы: основные НМ 5000-210 и три подпорные НПВ 5000-120. Всего по трассе трубопровода расположено 10 насосных станций.

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

Рассматриваемый нефтепровод может экономично работать на режимах 1, 2, 7, 12.

Список используемой литературы

1. П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов, А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов. - Уфа: ООО «Дизайн ПолиграфСервис», 2002. – 658 с.

2. А.А. Коршак, А.М. Нечваль. Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа: Учебное пособие для системы дополнительного профессионального образования.- Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2005.-516 с.

3. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы/ Госстрой России.: ГП ЦПП, 1997.- 52с.

4. Г.Г. Васильев., Г.Е. Коробков., А.А. Коршак., и др.; Под ред. С.М. Вайнштока: Учеб. Для ВУЗов: В 2т. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – Т. 1. – 407 с.

5. А.А. Коршак, А.М. Шаммазов, Г.Е. Коробков и др. Основы трубопроводного транспорта нефтепродуктов. – Уфа: Реактив, 1996. – 158 с.

6. З.Ф. Исмагилова, К.Ф. Ульшина. «Технологический расчёт магистральных нефтепроводов». Методическое пособие по выполнению курсового проектирования. – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2008. – 68 с.