Гидравлический расчет нефтепроводов и нефтепродуктопроводов реферат
Обновлено: 05.07.2024
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)
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 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)
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)
Пересчитываем толщину стенки из условия (3.4.3)
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)
Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб определяется по формуле (3.5.2), так как нефтепровод испытывает сжимающие напряжения
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).
где R2н= σт=363 МПа.
Для проверки по деформациям находим кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки – внутреннего давления по формуле (3.5.7)
Вычисляем коэффициент по формуле (3.5.8)
Находим максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе по формуле (3.5.6), принимая минимальный радиус изгиба 1000 м
185,6 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)
Определяем эквивалентное осевое усилие в сечении трубопровода и площадь сечения металла трубы по формулам (3.5.11) и (3.5.12)
Определяем нагрузку от собственного веса металла трубы по формуле (3.5.17)
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)
Определяем продольное критическое усилие для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае упругой связи с грунтом по формуле (3.5.22)
Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы производят по неравенству (3.5.10) обеспечена
15,97МН 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 600 м, то число эксплуатационных участков определяем по формуле (3.6.9)
Определяем расчетный напор одной станции по формуле (3.6.11)
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)
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.
Нефтепрово́д - инженерно-техническоекомплекс сооружений для транспортировки нефти и продуктов её переработки от места их добычи или производства к пунктам потребления или перевалки на ж.д. либо водный транспорт. В состав нефтепроводов входят подземные и подводные трубопроводы, линейная арматура, головные и промежуточные нефтеперекачечные насосные станции, нефтехранилища, линейные и вспомогательные сооружения. Различают магистральные и промысловые нефтепроводы.
В 1863 году русский ученый Д. И. Менделеев предложил идею использования трубопровода при перекачке нефти и нефтепродуктов, объяснил принципы строительства трубопровода и представил убедительные аргументы в пользу данного вида транспорта.
По магистральным нефтепроводам нефть и нефтепродукты транспортируются на значительные расстояния, нередко до 2000 км и более. Диаметр магистрального нефтепровода от 200 до 1220 мм, давление, как правило, 5—6 Мн/см2 (50—60 кгс/см2). Подводящие нефтепроводы предназначаются для транспортировки нефти с промыслов на головные сооружения магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов с нефтеперерабатывающих заводов на головные сооружения магистральных нефтепродуктопроводов: они имеют протяжённость до нескольких десятков км. Промысловые, заводские и нефтебазовые трубопроводы предназначены для внутренних перекачек.
Основные параметры магистрального нефтепроводо : протяжённость, производительность, диаметр, давление и число перекачечных станций. Первые два параметра задаются, остальные определяются расчётом. Для сооружения нефтепроводов применяют трубы из углеродистой и низколегированной стали, в основном сварные, с продольным и спиральным швами. При расчёте магистрального нефтепровода большое значение имеют вязкость и плотность перекачиваемых нефти и нефтепродуктов. Для предохранения труб от почвенной коррозии и блуждающих токов применяют антикоррозийную изоляцию и электрохимические методы защиты: катодную защиту, электрополяризованные протекторы, электродренаж. По всей длине нефтепровода устанавливаются линейные секущие задвижки. Расстояние между задвижками определяется в зависимости от рельефа местности, но составляет не более 20 км. При перекачке высоковязкой и высокозастывающей нефти применяют её подогрев на перекачечных станциях и промежуточных пунктах подогрева. Стоимость строительства магистральных нефтепроводов окупается в относительно короткие сроки (обычно 2—3 года).
1. Нахождение плотности нефти при заданной температуре ( t = 14 C ) по графику зависимости. (См. Приложение 1.)
| х | у = f(х) |
| 14 | 874,2 |
| 20 | 870,2 |
| 30 | 863,5 |
| 40 | 856,8 |
| 50 | 850 |
Где х = t C, а у = f(х) – р (кг/куб.м)
у = -0,673х + 883,68 - уравнение зависимости плотности от температуры.
Если х = 14, то у = -0,673*14 + 883,68 = 874,2
Получаем р = 874,2 кг/куб.м, при t = 14 С
2. Нахождение вязкости нефти при заданной температуре ( t = 14 C ) по графику зависимости. (См. Приложение 1.)
| х | у = f(х) |
| 14 | 8,154 |
| 20 | 6,87 |
| 30 | 5,22 |
| 40 | 4,26 |
| 50 | 3,43 |
Где х = t C, а у = f(х) -n*10 (кв.мм/с)
у =- 3,7306Ln(х) + 18 – уравнение зависимости вязкости от температуры.
Если х = 14, то у = - 3,7306Ln(14) + 18 = 8,154
Получаем n = 8,154*10 = 81,54 кв.мм/с, при t = 14 С .
3. Технологический расчет магистральных нефтепроводов.
3.1. Механический расчет.
Так как плановое задание на перекачку составляет 110 млн.куб.м/год целесообразно протянуть две ветки магистрального нефтепровода ( поделив пропускную способность Q/2 ). Таким образом мы обеспечим бесперебойную поставку нефти на конечный пункт, если даже один магистральный нефтепровод будет на диагностики.
3.1.1. Вычисляем рабочие параметры перекачиваемой нефти.
А) Параметр рабочей плотности:
Рт = Р293 / 1+bр*(Т-293),
где Рт , Р293 – плотность нефтепродукта соответственно при температурах Т и 293 К.
Рт = Pр = 870,2 / 1+0,000769*(-6) = 874,2кг/куб.м
Что соответствует плотности полученной графическим способом, с помощи линии тренда.
Б) Параметр рабочей вязкости:
nр = 8,154*10 = 81,54 кв.мм/с, полученная графическим способом, с помощью линии тренда.
3.1.2. Выбор диаметра нефтепровода и число рабочих дней.
Так как Q/2 = 55 млн.куб.м/год, то можно перевести в млн.т /год:
Q1 = 55*0,8742 = 48,081 млн.т /год
Q2 =48,081 млн.т /год
Исходя из пропускной способности выбираем Dн = 1020 мм, dн = 9..18 мм, число рабочих дней 350 сут..
3.1.3. Находим расчетную часовую пропускную способность МН.
где N-расчетное число суток работы нефтепровода, а G- пропускная способность нефтепровода (млн.куб.м/год).
Qч1 = Qч2 = 55*10 6 / 24*350 = 6547,6 м 3 /ч
3.1.4. Выбор насосов.
Основные: НМ 7000-210, удовлетворяют условию 0,8Qн£ Qч1£ 1,2Qн
0,8*7000 £ 6547,6 £ 1,2*7000
5600£ 6547,6£ 8400
Два подпорных: НПВ 3600-90 ставим их параллельно, удовлетворяют условию 0,8Qн£ Qч1£ 1,2Qн
0,8*(3600+3600) £ 6547,6£ 1,2*(3600+3600)
3.1.5. Определение напора насосов при часовой подачи.
По техническим характеристикам выбираем насосы с наибольшим диаметром ротора. Напор этих насосов при расчетной часовой подачи:
Н1 = 127 – 2,9*10 -6 *(3273,8) 2 = 95,91 м
h = Н0 + а* Qч1 – в* (Qч1) 2
h = 323,6 – 1,43*10 -6 *(6547,6) 2 = 262,29 м
3.1.6. Расчет рабочего давления.
Пологаем что основных насосов m = 3, расчитываем рабочие давление на выходе головной насосной станции:
Р = Рр *g*(m*h + Н20 ); Р = 874,2*9,81(3*262,29 + 191,8) = 8,39*10 6 Па
Запорная арматура на нефтепроводе рассчитана на давление Р¶ = 6,4 мПа (Р> Р¶ ). Необходимо принять к применению ротор меньшего диаметра.
Излишний напор составляет:
Р-Р¶ / Рр *g = (8,39-6,4)* 10 6 / 874,2*9,81 = 232,4 м
Так как допустимый кавитационный запас насоса составляет 52 м, то напор подпорных насосов можно существенно уменьшить. Принимаем к использованию ротор наименьшего диаметра 550мм:
Н1 = 93,7 – 1,4*10 -6 *(3273,8) 2 = 78,69 м; Н2 = 78,69 м ; Н20 = 157,39 м
С учетом данной замены суммарный избыточный напор составляет:
Р-Р¶ / Рр *g = 232,4 - (191,8 –157,39) = 197,99 м
Т.е. избыточный напор одного насоса составляет 65,9 м.
Пологая что будет использоваться ротор с диаметром 430 мм находим:
h= 238,4 – 1,51* 10 -6 *(6547,6) 2 = 173,6 м
Таким образом напор одног основного насоса уменьшился на:
262,29 -173,6=88,69 > 65,9
Проверим возможность использование ротора с диаметром 475 мм:
h= 296,6 – 1,87*10 -6 *(6547,6) 2 = 216,43 м
Уменьшение напора одного основного насоса составляет:
216,43 –173,6 = 42,8, что недостаточно.
Таким образом, рабочее давление головной насосной станции составляет:
Р = 874,2*9,81*(3*173,6+ 157,39) = 5,8*10 6 Па
3.1.6.Находим толщину стенки трубопровода и внутренний диаметр.
Вычисляем расчетное сопративление металла трубы:
Вычисляем расчетную толщину стенки трубы:
d= 1,15*5,8*1020/2*(1,15*5,8+276,8)=12 мм
Округляем данное значение до ближайшего большего стандартного значения dн = 12,9 мм.
Определяем внутренний диаметр нефтепровода:
3.2. Гидравлический расчет.
Определяем секундный расход нефти и ее скорость:
Q= Qч1 / 3600; Q=6547,6/3600=1,8 м 3 /с
V= 4* Q/ p* d 2 ; V= 4*1,8/ 3,14*(0,9942) 2 =2,32 м/с
Определяем число Рейнольдса:
Режим течения нефти турбулентный Re >2320.
Определяем шероховатость труб:
Кэ =0,02- коэффициент эквивалентный шероховатости труб, для новых чистых труб.
e= Кэ/d; e= 0,02/994,2=2*10 -4
Определяем первое переходное число Рейнольдца:
Так как Re 0,25 ; l= 0,3164/(28287) 0,25 = 0,0245
Вычисляем гидравлический уклон:
I = l*V 2 /d*2*g; I = 0,0245*5,3824/19,5=0,00676
Вычисляем полные потери в трубопроводе (полагаем Нкп = 30 м – остаточный напор в конце трубопровода):
Н = 1,02*I*L+DZ+ Nэ* Hкп
Н= 1,02*0,00676*10 3 *660-30+30= 4550,8 м
3.3. Определение расчетной длины нефтепровода.
Для магистральных трубопроводов потери напора на местные сопративления x незначительны, их принимают равными 2% от потерь на трение l.
Потери напора на местные сопративления можно выразить через длину трубопровода, эквалентную местным сопративлениям.
Так как l = 0,0245, x = 4,9*10 -6 .
Lэ = 4,9*10 -6 *0,9942*10 -3 / 0,023 = 211,8*10 -9 км
С помощью эквивалентной длины расчет потерь на трение в трубопроводе с местными сопративлениями сводится к расчету потерь на трение в прямой трубе, приведенная длина которой:
где Lг – геометрическая длина трубопровода (включая самотечные участки).
Т.е. Lп = Lг = L =660 км.
3.4. Построение совмещенной характеристики нефтепровода и насосных станций .
Расчетный напор одной станции:
Нст = m*h; Нст= 3*173,6 =520,8 м
Расчетное число насосных станций:
nн = m* n; nн = 3*9=27- общие число работающих насосов на насосных станциях.
На рис.3, 4 и Чертеже 1 (Совмещенная характеристиканефтепровода и насосных станций) приведена совмещенная характеристика нефтепровода и насосных станций при общем числе работающих насосов nн = 24, 25, 26, 27. Таким образом, проектная производительность нефтепроводом обеспечивается при работе на станции 25 насосов.
Данные для построения совмещенной характеристики.
При расположения этого количества насосов по станциям необходимо иметь в виду следующее; 1) большее их число должно быть установлено на станциях, расположенных в начале трубопровода, и меньшее - на расположенных в его конце; 2) для удобства обслуживания линейной части четвертый и пятый перегоны между станциями должны быть примерно одинаковой длинны. Исходя из вышесказанного, выбираем следующую схему включения насосов на насосных станциях: 3-3-3-3-3-3-3-2-2.
3.5. Расстановка насосных станций по трассе.
Вычисляем длину перегона, на который хватило бы напора Нст:
L*= 520,8/1,02*0,00676= 75,53 км
На Чертеже 2 в начале нефтепровода (т.А1) вверх в вертикальном масштабе откладываем напор Нст1 = 520,8 м , а правее в горизонтальном масштабе L1*=75,53 км. Линия, соединяющая концы данных отрезков, есть гидравлический уклон в нефтепроводе с учетом местных сопративлений.
В точке пересечения линии гидравлического уклона с профилем трассы (т.А2) распологается НС №2. Откладываем в ней вверх в масштабе напор Нст2 = 520,8 м и проводя через полученную точку линию гидравлического уклона, в месте ее пересечения с профилем трассы находим место расположения НС №3 (т.А3).
Положение НС №4…..НС №9 определяются анологично, но стем отличием, что напор Нст8= 2*h:
Нст8= 2*173,6=347,2 м. L8*= 50 км.
В заключении проверяется правильность расстановки насосных станций. Для этого в точки (т. А9) вверх откладывается напор:
Нст8 + Н20 – Нкп = 347,2 + 157,39 –30 = 474,59 м; L9*=50 км.
Линия гидравлического уклона, проведенная из полученной точки, приходит точно в конечную точку трубопровода на профиле.
Следовательно, все построения выполнены верно.
3.6. Расчет режимов эксплуатации нефтепровода.
Девять основных станций оборудованные основными насосами НМ 7000-210 с диаметром ротора 430 мм, а на головной насосной станции установлены подпорные насосы НПВ 3600-90 с диаметром ротора 550 мм. Сведенья о ивелирных высртах мест расположения НС и длины обслуживаемых ими учасков таковы: Zн =Z1=50 м, l1 =75,53 м, Z2 = 50 м, l2 = 50 м, Z3 = 70 м, l3 = 60 м, Z4 = 80 м, l4 = 117,735 м, Z5 = 40 м, l5 = 85,173 м, Z6 = 30 м, l6 = 73 м, Z7 = 30 м, l7 = 80 м, Z8 = 25 м, l8 = 50 м, Z9 = 20 м, l9 = 50 м, Zк = 20 м.
h1= 238,4 – 1,54*10 -6 *(0,8*7000) 2 = 202,3 м
h2= 238,4 – 1,54*10 -6 *(1,2*7000) 2 = 157,2 м
H1= 93,7-1,4*10 -6 *(0,8*3600) 2 = 82,1 м
H2= 93,7-1,4*10 -6 *(1,2*3600) 2 = 67,57 м
Вычисляем коэффициенты напорных характеристик насосов, при m = 0,25.
А = Н0 + а* Q2 – в* Q 2 2 + Б* Q 2-m 2
Б*= 15,8*10 -6 ч 1,75 / м 4,25 – для НМ.
А2 = 248,35 м – для НМ.
Б*= 12,4*10 -6 ч 1,75 / м 4,25 - для НПВ.
А1 = 96,1 м - для НПВ.
Бнм = 26,43 ч 1,75 / м 4,25
Бнпв = 20,74 ч 1,75 / м 4,25
Гидравлический уклон при единичном расходе:
f= 1,02*b*n m / d 5-m
f= 0,0024 с 1,75 / м 5,25
å А2 = 27*248,35 = 6505,45 м
å Бнм = 27*26,43 = 713,61 м
Q = ( аn + å А2 - DZ – Hкп / вn+ f*l + å Б) 1/2- m
Re = 4*1,815/ 3,14*0,9942*0,8154*10 -4 = 29040
Так как Re 6 / 874,2*9,8 = 747 м,
а допустимый кавитационный запас на выходе в основные насосы:
Dhдоп = 1.49*793,48 = 1182,2 м
С учетом потерь напора в обвязке насосных станций примем:
Предположим что на каждой станции включено последовательно по три
DН1 = А1 – Бнпв * Q 1.75
DН1 = 96,1 – 20,74*2,838 = 37,23 м
Н1 = DН1 + 3*(А2 - Бнм * Q 1.75 )
Н1 = 37,23 + 3*(248,35 – 26,43*2,838) =557,25 м
DН2 = А1 + 3*А2 - DZс – Q 2-m *( Бнпв + 3*Бнм + f*l1)
DН2³DНmin, необходимый напор в НС № 2 обеспечивается следовательно можно работать 27 основными насосами. Расположение насосов на станциях (3-3-3-3-3-3-3-2-2).
Н2 = 42,8+3*( 248,35-26,43*2,838) = 562,7 м
DН3 = 96,1 + 6*248,35-(70-50)-2,838*(20,7+6*26,43+0,0024*(75530+50000)) = 202,39 м
Н3 = 202,39 +519,9 = 722,3 м
DН4 = 96,1 + 9*248,35-30-2,838*(20,7+9*26,43+0,0024*(75530+50000+60000))=223,74 м
Н4 =223,74+519,9= 743,64 м
DН5 = 96,1+12*248,35+10-2,838*(20,7+12*26,43+0,0024*(185530+117735) = 62,18 м
Н5 = 62,18 + 519,6 = 582 м
DН6 = 96,3+15*248,35+20-2,838*(20,7+15*26,43+0,0024*(417,15+932,2512)= 11,75 м
Н6 = 11,75+519,9=531,65 м
DН7= 96,1+18*248,35+20-2,838*(496,44+1107,45)= 34,55 м
Н7= 34,55+519,9=554,45 м
DН8 = 96,1+21*248,35+25-2,838*(20,7+21*26,43+0,0024*(461438+80000))= 14,48 м
DН8= 14,48+2*173,3=361,35 м
DН9 = 96,1+24*248,5+30-2,838*(20,7+24*26,43+0,0024*591438)= 202,8 м
Н9 = 202,8*346,6 = 549,4 м
Так как для всех насосных станций неравенства выполняются, то работоспособность нефтепровода обеспечивается.
Выбираем насос НМ 7000-210 – СТДП5000-2УХЛ4 ( Nном = 4000 кВт ), НПВ3600-90 – ВАОВ710L- 4У1 (Nном = 1250 кВт).
Q= 1,8515*3600 = 6534 м 3 /ч
КПД насоса при расчетной подачи:
hн.мн = С0 + С1* Q+С2* Q 2
hн.пм = С0 + С1* Q+С2* Q 2
hн.мн = -0,0403+1,9602-0,922 = 0,997
hн.пм = -0,03664+0,0000045*3267-0,064*10 -8 *3267= 0,82
Мощность на валу насоса:
h= 238,4-1,51*10 -6 *6534 2 =173,9 м
Н1 = 93,7-1,4*10 -6 *3267 2 = 78,7 м
Nн.мн = 874,2*9,81*173,9*1,815/0,997*0,99 = 2742367 Вт
Nн.пн = 874,2*9,81*78,7*1,815/0,82*0,99 = 1224986 Вт
Коэффициенты загрузки электродвигателей насосов:
Кз.мн = 27423667/4000000 = 0,685
Кз.пн = 1224986/1250000 = 0,97
Берем hном = 0,97, находим КПД электродвигателя:
hэл.мн = (1+(0,03*1,469225/1,3289)) -1 =0,98
Мощность потребляемая электродвигателями основного и подпорного насоса:
Nпотр.мн = Nн.мн / hэл.мн = 2742367/0,98 = 2798,333 кВт
Nпотр.пн = Nн.пн / hэл.пн = 1224986/ 0,96 = 1276,027 кВт
Удельные энергозатраты на перекачку нефти:
Еуд. =(1276027+25*2798333)/874,2*6534 = 12,4 Вт*ч/т
Был выполнен технологический расчет магистрального нефтепровода протяженностью 660 км, который был разбит на два параллельных нефтепровода пропускной способностью 55 млн.куб.м/год, чтобы обеспечить круглогодичную бесперебойную подачу нефти в размере 110 млн.куб.м/год.
1. Нахождение плотности нефти при заданной температуре ( t = 14 C ) по графику зависимости ………………………………………………………………3
2. Нахождение вязкости нефти при заданной температуре ( t = 14 C ) по графику зависимости ………………………………………………………………4
3. Технологический расчет магистральных нефтепроводов ………………….5
3.3. Определение расчетной длины нефтепровода………………………………. 8
3.4. Построение совмещенной характеристики нефтепровода и насосных станций………………………………………………………………………………..9
Исходными данными для расчета являются:
Ø требуемая подача нефти и нефтепродуктов (объем перекачки), определяемая заданием на проектирование и технико-экономическими проработками;
Ø физические характеристики нефти и нефтепродуктов при температуре перекачки (зависимость вязкости и плотности от температуры);
Ø среднемесячные температуры грунта на глубине заложения трубопровода;
Ø механические свойства материала труб;
Ø направление, протяженность и высотное расположение трубопровода, определяемое по плану трассы, нанесенной на топографическую карту, и сжатому профилю трассы.
Гидравлический расчет нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
В задачу гидравлического расчета магистрального нефтепровода (или нефтепродуктопровода) входит определение суммарных потерь напора по длине трубопровода, числа перекачивающих станций и расстановка их по трассе трубопровода.
К основным расчетным параметра магистрального нефтепровода или нефтепродуктопровода относятся:
Гидравлический расчет трубопровода ведется в следующей последовательности (порядок расчета): по пропускной способности и вязкости находят диаметр трубопровода и режим течения жидкости (параметр Рейнольдса), от которого зависит коэффициент гидравлического сопротивления; затем определяют потерю напора и гидравлический уклон, как основного трубопровода, так и лупинга (местного удвоения трубопровода) или вставки (местного увеличения диаметра). По профилю трассы определяют расчетную длину трассы до перевальной точки и соответствующую разность геодезических отметок
(Δz). Пользуясь этими данными, определяют число насосных станций.
Практически всегда n0 будет получаться в виде неправильной дроби и возникает необходимость округления числа НПС.
При округлении в большую сторону суммарный напор всех НПС будет превышать необходимый для обеспечения заданной пропускной способности. В случае округления числа станций в большую сторону (n > n0) целесообразно предусмотреть вариант циклической перекачки. При циклической перекачке эксплуатация нефтепровода осуществляется на двух режимах, часть планового времени t2 перекачка ведется на повышенном режиме с производительностью (например, если на каждой НПС включено mм – 1 магистральных насосов.
Если повышение пропускной способности не желательно, напор развиваемый всеми НПС необходимо снизить на величину:
Это возможно выполнить заменой рабочих колес на части насосов или обточки рабочих колес. Во избежание снижения к.п.д. насосов обточка не должна превышать 10%.
Если суммарный напор НПС не снизить, то величина ΔH будет потеряна на дросселирование.
При округлении в меньшую сторону (n 3 ;
- разность нивелирных отметок конца и начала трубопровода ΔZ = 125,5 м;
- перевальная точка отсутствует, глубина заложения трубопровода Н0 = 1,6 м до оси;
- минимальная температура марта составляет 272 K;
- кинематическая вязкость нефти Т = 272 K равна v = 0,997 . 10 -4 m 2 /с;
- давление, развиваемое насосной станцией Рi = 5.494 МПа;
- остаточное давление в конце перегона Р2 = 0,147 МПа;
- абсолютная шероховатость труб e = 1,43;
- длительность перекачки 350 суток;
- объем годовой перекачки Gгод = 8,0 млн.т/год.
Выполнить гидравлический расчет магистрального нефтепровода.
1. В соответствии с нормами технологического проектирования, расчетное число дней перекачки принимаем равным 350, тогда секундный расход нефти равен:
/с (1)
Где Gгод – годовая пропускная способность трубопровода, млн.т/год.
350 – число рабочих дней трубопровода за год (согласно норм технологического проектирования);
р – плотность нефти или нефтепродукта, кг/м 3
2. Определяем расчетный диаметр нефтепровода:
(2)
Где w – скорость течения нефти, м/с (w = 1,5:2,0 м/с; принята теоретически
q – секундная пропускная способность (расход), м 3 /с.
3. В соответствии стабл.1 (приложение № 1) принимаем D трубопровода;
Принимаем – предел прочности для данного трубопровода из табл. № 1 (приложение);
Коэффициенты k1 = 1,47; m0 = 0,75; kн = 1; n1 = 1,1 (см. формулы)
(3)
Где p – рабочее давление;
Dн – наружный диаметр трубы;
n1 - коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе принимаем
n1 = 1,2 – при постоянных нагрузках (давление грунта) и воздействие кратковременных сосредоточенных нагрузок (пропуск очистных устройств, воздействие ветра, обледенение);
n1 = 1,1 – во всех остальных случаях;
R1 – расчетное сопротивление металла трубы и сварных соединений
(4)
R H 1 – нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений, равное минимальному пределу прочности δвр;
m0 - коэффициент условий работы трубопровода:
(m0 = 0,9 для трубопроводов I и IV кат.; m0 = 0,75 для трубопроводов I и II кат.;
m0 = 0,6 – для трубопроводов кат.В)
k1 – коэффициент надежности по материалу: из табл. 1
kн = - коэффициент надежности, зависящий от d нефтепродуктопровода ( для 1000 мм, кН = 1, Dн 1200 мм, КН = 1,05, для Dн £ 1400 мм, Кн = 1,1.)
4. Определяем расчетное сопротивление металла по формуле:
(5)
= 255,1 МПа
5. Необходимая толщина стенки по формуле:
(6)
= 6,12 мм
В соответствии с табл.1 (основные характеристики электросварочных труб) используем трубы D = 529 мм (δ = 8 мм), тогда Dвн = 513 мм.
6. Находим среднюю скорость течения нефти:
(7)
= 1,457 м/с
7. Вычисли первое переходное число Рейнольдса при при эквивалентной шероховатости новых, чистых труб kэ = 0,015 мм относительная шероховатость:
(8)
И переходное число Рейнольдса по формуле:
(9)
Где ε = – относительная шероховатость труб, выраженная через эквивалентную шероховатость kэ (табл. Приложение эквивалентная шероховатость труб и диаметр).
8. Находим число Re при движении нефти по трубопроводу по формуле:
= (10)
Где v, η соответственно кинематическая вязкость и коэффициент динамической вязкости нефтепродукта.
Имеем турбулентный режим в зоне гидравлически гладкого трения.
9. По формуле Блазиуса вычисляем коэффициент гидравлического сопротивления:
(11)
10. Гидравлический уклон – есть потеря напора на трение на единицу длины трубопровода:
(12)
11. Потери на трение для всего трубопровода:
(13)
12. Полная потеря напора по формуле (при условии, что потери на местные сопротивления составляют 30 м (около 1% от потерь на трение) составит:
Δz = z2 – z1 ; z1, z2 – геодезические отметки соответственно начала и конца трубопровода.
H = 3050,5 + 30 – 125,5 = 2955 м
13. Напор, развиваемый одной насосной станцией:
При выборе p1 и p2 ( давлений) руководствуются рабочими характеристиками основных и подпорных насосов.
14. Необходимое число насосных станций (1 эксплуатационный участок)
(15)
= 4,76
Конфликтные ситуации в медицинской практике: Наиболее ярким примером конфликта врача и пациента является.
Основные идеи славянофильства: Славянофилы в своей трактовке русской истории исходили из православия как начала.
Целью моей курсовой является технологический расчет магистрального нефтепровода. Исходные данные следующие:
пропускная способность – 75 млн.м3/год;
происхождение нефти – Кыдыланьи;
температура грунта на глубине заложения трубопровода – 70С;
материал труб – малоперлитная сталь;
Содержание
ВВЕДЕНИЕ 3
1 ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПЕРЕКАЧИВАЕМОЙ НЕФТИ. 5
2 ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ НЕФТЕПРОВОДА. 7
2.1 ГОДОВАЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НЕФТЕПРОВОДА. 7
2.2 ЧАСОВАЯ И СЕКУНДНАЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НЕФТЕПРОВОДА. 7
3 МЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ. 8
3.1 ПОДБОР ДИАМЕТРА НЕФТЕПРОВОДА. 8
3.2 ВЫБОР НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ. 8
3.3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ НЕФТЕПРОВОДОВ. 10
4 ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ НЕФТЕПРОВОДА. 11
4.1 ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ПОТЕРИ И РЕЖИМЫ ПЕРЕКАЧКИ. 11
5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ И РАССТАНОВКА НПС ПО ТРАССЕ ТРУБОПРОВОДА 13
СОВМЕЩЕННАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕПРОВОДА И НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ 13
6. РАССТАНОВКА НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ ПО ТРАССЕ НЕФТЕПРОВОДА. 15
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 16
ПРИЛОЖЕНИЕ 1. 17
ПРИЛОЖЕНИЕ 2 18
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ: 19
Работа состоит из 1 файл
Дима.docx
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное автономное учреждение высшего профессионального образования
Дальневосточный федеральный университет
Кафедра нефтегазового дела и нефтехимических технологий.
Технологический расчёт магистрального нефтепровода
к. т. н. Куличков С. В.
1 Основные параметры перекачиваемой нефти. 5
2 Основные параметры нефтепровода. 7
2.1 Годовая производительность нефтепровода. 7
2.2 Часовая и секундная производительность нефтепровода. 7
3 Механический расчет. 8
3.1 Подбор диаметра нефтепровода. 8
3.2 Выбор насосных агрегатов. 8
3.3 Определение толщины стенки нефтепроводов. 10
4 Гидравлический расчет нефтепровода. 11
4.1 Гидравлические потери и режимы перекачки. 11
5. Определение и расстановка НПС по трассе трубопровода 13
Совмещенная характеристика нефтепровода и насосных станций 13
6. Расстановка насосных станций по трассе нефтепровода. 15
Приложение 1. 17
Приложение 2 18
Список литературы: 19
Введение
Магистральный трубопроводный транспорт является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России. В стране создана разветвленная сеть магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов, которые проходят по территории большинства субъектов Российской Федерации.
За последние годы резко возросла роль трубопроводного транспорта в российской экономике. Это связано с рядом факторов: увеличение налоговых поступлений в бюджеты различных уровней вследствие роста объемов транспорта нефти, создание новых рабочих мест, развитие экономики регионов и т.д.
Системы трубопроводного транспорта являются эффективным инструментом реализации государственной политики, позволяющим государству регулировать поставки нефтепродуктов на внутренний и внешний рынки.
Трубопроводный транспорт активно влияет на формирование и развитие ТЭК страны и отдельных регионов, являясь его неотъемлемой частью, и обеспечивает:
- перекачку добытых и переработанных энергоресурсов;
- выполняет функцию распределительной системы комплекса;
- транспортировку энергоресурсов на экспорт в страны ближнего и дальнего зарубежья.
К трубопроводному транспорту относятся магистральные нефте- и газопроводы, а также продуктопроводы. Значимость трубопроводного транспорта для Российской Федерации определяется значительной удаленностью основных месторождений нефти и газа от потребителей, а также высокой долей нефти, нефтепродуктов и газа в экспортном балансе России.
Целью моей курсовой является технологический расчет магистрального нефтепровода. Исходные данные следующие:
- пропускная способность – 75 млн.м 3 /год;
- происхождение нефти – Кыдыланьи;
- температура грунта на глубине заложения трубопровода – 7 0 С;
- материал труб – малоперлитная сталь;
- протяженность трассы – 820км.
Необходимо рассчитать основные параметры нефти, провести механический расчет, гидравлический, определить расчетную длину нефтепровода, подобрать основные и подпорные насосы, определить число НПС и расставить их по трассе, построить основные характеристики нефтепровода и насосных в зависимости от различных режимов работы.
Основные параметры перекачиваемой нефти.
В зависимости от пропускной способности в нормах технологического проектирования даются значения диаметра трубопровода и давления на нефтеперекачивающих станциях.
Производительность 75 млн.т./год, исходя из норм технологического проектирования диаметр (наружный) 1220 мм, а рабочее давление 5,1-5,5мПа.
Свойства перекачиваемой жидкости зависят от её температуры. Она может изменяться со временем и быть разной в разных точках трубопровода. Расчётная температура определяется по формуле:
— температура грунта на глубине заложения нефтепровода для участка длиной .
В данной курсовой работе для упрощения расчётов, температура жидкости принимается постоянной и равной температуре окружающего грунта (по заданию ).
, где ξ – температурная поправка,
Т=7°С=280К – исходные данные;
ρ=864,1кг/м 3 , при Т=293К (Приложение 1);
ρт=864,1-0,801(280-293)= 853,687кг/м 3 .
ν0-кинематическая вязкость при Т0, ν0=5,87сСт (мм 2 /с);
-показатель крутизны вискограммы:
Основные параметры нефтепровода.
Годовая производительность нефтепровода.
Расчетная пропускная способность должна определяться по формуле:
где GГ – заданный объем перекачки для соответствующего этапа развития нефтепровода, млн.т/г (определяется в техническом задании на проектирование),
kн – коэффициент неравномерности перекачки.
Значение коэффициента неравномерности перекачки принимается в пределах от 1,00 до 1,05, исходя из особенностей эксплуатации нефтепровода и определяется в техническом задании на проектирование. Если оно не указанно, то значение коэффициента неравномерности перекачки принимаются, исходя из особенностей нефтепровода:
для нефтепровода, идущего параллельно с другими нефтепроводами и образующими систему - 1,05;
для однониточного нефтепровода, по которому нефть подается к нефтеперерабатывающему заводу, а также для однониточного нефтепровода, соединяющего существующие нефтепроводы - 1,07;
для однониточного нефтепровода, подающего нефть от пунктов добычи к системе нефтепроводов - 1,10.
Часовая и секундная производительность нефтепровода.
Находим расчетную производительность нефтепровода:
При определении часовой производительности режим работы магистральных нефтепроводов должен приниматься непрерывным, круглосуточным. Расчетное время работы магистрального нефтепровода (фонд рабочего времени) с учетом остановок на регламентные и аварийно-восстановительные работы должно приниматься равным 8400 часов или 350 дней в году.
Расчётная секундная пропускная способность, необходимая нам для определения скорости потока:
Механический расчет.
Подбор диаметра нефтепровода.
Пользуясь исходными данными и таблицей 1, выбираем диаметр трубопровода 1220 мм.
Читайте также: