Технологический расчет магистрального нефтепровода
Определение параметров нефтепровода: диаметра и толщины стенки труб; типа насосно-силового оборудования; рабочего давления, развиваемого нефтеперекачивающими станциями и их количества; необходимой длины лупинга, суммарных потерь напора в трубопроводе.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | контрольная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 25.03.2015 |
| Размер файла | 25,8 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Введение
При отсутствии достаточно обоснованных доводов экономически оптимальной трассой трубопровода будет трасса, проложенная по прямой, соединяющей его концевые пункты.
К факторам, которые исключают возможность строительство трубопроводов по прямолинейной трассе, относятся следующее:
- пересечение трассы такой местности, где строительство трубопровода будет связано с большими капиталовложениями;
- прохождение трассы через зоны безопасности других сооружений или пересечения шоссейных дорог, железнодорожных путей;
- сокращение расходов на строительство, создание удобств для эксплуатации, ускорение в случае необходимости ремонтных работ, при прокладке трубопровода вдоль шоссейных или железных дорог.
Оптимальный диаметр труб - это такой диаметр, при котором обеспечивается транспорт нефти с минимальными затратами.
Если по трубопроводу на протяжении всей его эксплуатации транспортируется продукция одного, относительно хорошо изученного нефтедобывающего района, желаемую годовую пропускную способность трубопровода можно определить, исходя из плана добычи нефти. Зная эту пропускную способность, можно выбрать диаметр трубопровода, обеспечивающий транспорт нефти с наименьшими затратами на протяжении всего времени эксплуатации промысла или трубопровода.
В действительности трубопроводный транспорт нефти имеет в большей или меньшей степени прерывистый характер. Паузы в процессе перекачки создают гибкость, необходимую для того, чтобы воспринять различного рода неравномерности в подаче нефти с промыслов. Однако положение коэффициента эксплуатации трубопровода вызывает увеличение стоимости транспортировки единицы продукции.
Исходные данные для проектирования
Массовый расход Gr = 35 млн т/год.
Расчётная температура t = +4С
Плотность нефти при t = 20 С, 20 = 862 кг/м
Коэффициент кинематической вязкости V20 C = 31*10 м /с
V50 C = 18*10 м /с
Остаточный напор hкн = 39м
Расчётная длина трубопровода, L = 650 км
Разность геодезических отметок z = +55м
Число эксплуатационных участков Nэ = 1
1. Расчёт технологического магистрального нефтепровода
Расчётная часовая пропускная способность нефтепровода Q определяется исходя из 350 рабочих суток:
1) Q = Gr/(8400 * )
где Gr - массовый годовой расход нефти;
- расчётная плотность нефти (при расчётной температуре);
8400 - расчётное число часов работы в году.
Q = (35*10 *10)/ (8400*873)=4772.81/ч=1.326 м/c
Расчетная плотность нефти при температуре tр
= 20 - (1,825 - 0,001315 20) * (tр - 20),
где 20 - плотность нефти при t = 20 С, кг / м
= 862 - (1,825 - 0,001315 * 862) * (4- 20) = 873 кг / м
Расчетный коэффициент кинематической вязкости нефти vp определяется по вязкостно-температурной кривой. При ее отсутствии расчетный коэффициент кинематической вязкости можно определить по формуле Вальтера
3) lg * lg (vp + 0,8) = а + b * lg * Тр
где вязкость vp измеряется в сСт (мм /с), Тр - расчетная температура в кельвинах (К).
Для нахождения коэффициентов а и b необходимо знать значение вязкости v1 и v2 при двух температурах Т1 и Т2 ;
4) а = lg * lg(vp + 0,8) - b * lg* Т1 =4.3487
b = ((lg (v20 + 0,8))/(lg lg (v50 + 0,8)))/(lg* Т1 - lg* Т2) = ((lg (31+0,8))/(lg lg (18+0,8)))/(lg 293 - lg 323) = - 1,6903
Характеристика некоторых труб представлена механическими свойствами материала. Из которых они приготовлены, в табл. 1.
Таблица 1. Механические характеристики трубных сталей (1)
|
Марка |
Предел прочности в, МПа |
Предел текучести т, МПа |
Состояние поставки металла труб |
Диаметр наружный Dн, мм |
Толщина стенки, мм |
|
|
14Г2САФ |
570 |
400 |
Нормализованный лист |
1220 |
11;11,5;13; 15 |
|
|
17Г1С |
520 |
360 |
Нормализов. лист |
1020 |
9,5;10;11; 12,5;14 |
|
|
Горячекатанный лист |
820 |
8,5;9;10; 10,5;11;12 |
||||
|
720 |
7,5;8;8,5;9; 10;11;12 |
|||||
|
529 |
6;6,5;7;7,5;8;9 |
|||||
|
17Г2СФ |
550 |
330 |
Спирально-шовные из рулонной горячекатанной стали |
1220 |
12 |
|
|
1020 |
10;10,5 |
|||||
|
820 |
8;9,5;10;11;11,5 |
|||||
|
720 |
7;8,5;9,5;10;11,5 |
|||||
|
529 |
5,5;6;6,5;7; 7,5;8,5 |
|||||
|
17Г1С |
520 |
360 |
Спирально-шовные из рулонной горячекатанной стали |
1220 |
12 |
|
|
1020 |
10;10,5 |
|||||
|
820 |
8,5;10;11,5; 12 |
|||||
|
720 |
7,5;8,5;9; 10;10,5;12 |
|||||
|
529 |
6;6,5;7;7,5; 8;9 |
|||||
|
16Г2САФ |
600 |
420 |
Нормализованный лист |
1020 |
9;10;10,5;12 |
|
|
14ХГС |
500 |
350 |
Горячеправленные нормализов. трубы |
1020 |
10,5;11;12,5 |
|
|
720 |
7,5;8;9;10,5;11 |
|||||
|
529 |
7,5;8;9 |
Характеристика основного оборудования нефтеперекачивающих станций приведена в табл. 2
Таблица 2 Характеристика насосов нефтеперекачивающих станций
|
Производительность нефтепровода млн. т/г |
Марка насоса |
Диапазон измерения подачи насоса, 3 м /ч |
Номинальная подача насосной станции, млн. т/г |
Подача/ напор, 3м /ч / м |
Допускаемый кавитационный запас (вода), м |
|
|
7,1…10,7 |
НМ1250 |
1000…1500 |
8,9 |
1250/260 |
20 |
|
|
10,7…15,4 |
НМ1800 |
1450…2150 |
12,9 |
1800/240 |
25 |
|
|
15,4…21,4 |
НМ2500 |
2000…3000 |
17,9 |
2500/230 |
32 |
|
|
21,4…30,8 |
НМ3600 |
2900…4300 |
25,7 |
3600/230 |
40 |
|
|
30,8…42,8 |
НМ5000 |
4000…6000 |
35,7 |
5000/210 |
42 |
|
|
42,8…60,0 |
НМ7000 |
5600…8400 |
50,0 |
7000/210 |
52 |
|
|
60,0…85,7 |
НМ10000 |
8000...12000 |
71,4 |
10000/210 |
65 |
|
|
85,7…92,6 |
НМ10000 |
10000...13000 |
89,3 |
12500/210 |
89 |
Ориентировочное значение внутреннего диаметра нефтепровода
Dвн = v(4Q/ W)
где Q - секундная подача;
W - скорость перекачки.
Dвн = v (4*1.326)/(3,14*2)= 0,92 м
Принимаем ближайший наружный диаметр трубопровода из таблицы 1 (1020)
Примем марку стали труб 17Г1С с пределом прочности Х=520 МПа.
Коэффициенты m, n, K1,KH имеют следующие значения: n=1,15; m=0,9; K1=1,47; KH=1.
Тогда расчетное сопротивление металла трубы будет равно
7) R1= Х*m/ K1*KH=520*0,9/1,47*1=318,37МПа
Где в - предел прочности металла трубы;
m - коэффициент условий работы трубопровода = 0,9;
K1 - коэффициент надёжности по материалу, для сварных труб = 1,47
Kн - коэффициент надёжности по назначению Трубопровода (для 1020 = 1,0).
Основные и подпорные насосы выбираем по расчетной пропускной способности Q=4772,81 міч по таблице №2.
Магистральный насос НМП 5000-210 с производительностью 5000 міч и напором 210м.
Подпорный насос НМП 5000-115 с производительностью 5000 міч и напором 115м.
При расчетной подаче напоры, развиваемые насосами, равны hм=210м и hп=115м.
Рабочее давление, развиваемое нефтеперекачивающей станцией при последовательном соединении насосов,
6) Р = g(mp * hм + hп)*10 Рд,
где hм; hп - соответственно напор, развиваемый магистральным насосом;
mp - число рабочих магистральных насосов;
Рд - допустимое давление нефтеперекачивающей станции;
g = 9,81 м/с - ускорение свободного падения;
- плотность нефти (кг/м ).
Р = 862*9,81(3*210+115)*10 =6,4 мПа 7,4 мПа.
Определяется необходимая толщина стенки трубы:
8) =(n*P*Dн)/(2(R1+n*P))=(1,15*6,4*1.02*10)/(2(318,37+1,15*6,4))= =11.52 мм
где P - рабочее давление в трубопроводе;
Dн - наружный диаметр трубы;
N - коэффициент надёжности по нагрузке = 1,15
R1 - расчётное сопротивление металла трубы.
Вычисленное значение стенки трубы округляется в большую сторону до ближайшего стандартного значения и определяется внутренний диаметр:
Для труб из стали 17Г1С и Dн=1020мм ближайшая большая толщина стенки равна =12.5 мм
Dвн = Dн - 2* = 1020 - (2*12.5) = 995 мм.
Фактическая скорость течения нефти в трубопроводе:
10) W = (4*Q)/( *D) = (4*1.326)/( 3,14*0,995) = 1,706 м/с
Параметр Re :
11) Re = (W* D)/V = (1,706 *0,995)/ (44,2*10)= 38405
Первый переходной параметр Рейнольда:
12) Re = (10* D) / Кэ = (10*995) / 0,015=663333
Коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле:
= v(0,3164 / Re) 0,0226
Гидравлический уклон:
14) I = ( W) / (D 2*g) = ((1,706) /( 0,995 *2*9.81))1.02*0.0226* = 0.0034
где - коэффициент гидравлического сопротивления.
Суммарные потери напора в нефтепроводе:
15) Н = 1,02*i*Lp + z = 0,0034*650*10 +50 = 2304 м
где 1,02 - коэффициент учитывающий потери напора;
Lp - расчётная длина нефтепровода, равная геометрической длине или расстоянию от начала трубопровода до перевальной точки;
z - разность геодезических отметок конца и начала трубопровода.
Расчётный напор перекачивающей станции:
Нсm = mp hм = 3*210 = 630 м
Необходимое число нефтеперекачивающих станций определяется из уравнения баланса напоров:
17) nр = (Н - Nэ (hп - hкп)) / (Нсm) = (2304-1(115-39)) / (630) =3,5
где Nэ - число эксплуатационных участков, на границах которых расположены перекачивающие станции;
hкп - остаточный напор, который передаётся на конечный пункт нефтепровода, для преодоления сопротивления технологических коммуникаций и заполнения резервуаров = 39 м.
Округлим число насосных станций в меньшую сторону nр=3.
При расчётной подаче Q = 4772.81 м /ч, суммарный напор всех насосов составляет:
18) Нсm = n* mp* hм + hп = 2005 м
19) Нс= Н+ hKп=2304+39=2343 м
Необходимая длина лупинга:
20) Хл = ((nр - n) / (i - iл))* Нсm = 131799 м
Суммарные потери на трение в трубопроводе с лупингом с учётом hкп
21) Нс=i*(L-Xл)+iл*Xл+Z+hкп= =3.4*10(650-131.799)*10+1.01*10*131.799*10 +50+39 = 1984м.
Построим совмещенную характеристику трубопровода и НС.
Для построения характеристики трубопровода зададимся рядом расходов диапазоне 1.3…1,326Q от расчетной подачи. С учетом остаточного напора по формуле (19) определим суммарные потери напора в трубопроводе в координатах Q-H построим характеристику трубопровода. В предыдущем расчете при Q = 4772.81 м3/ч уже определено одно значение Н =2304 м. Аналогично строится характеристика трубопровода с лупингом (36). В рассматриваемом расчете при расчетной подаче определены суммарные потери напора с учетом hкп они составляют Нлф = 1984 м.
2. Гидравлический расчет для построения характеристики трубопровода
4700/ ч=1.3 м3 / с
W=4*1.3/3.14*0.9952 =1.6627
RE=1.6627*0.998/44.2*10-6 =37542
=0.3164/375420.25=0.0227
I=1.02*0.0227*(1.66272/0.995*2*9.81)=0.00328
H=0.00328*650000*1.02+50=2225 м
Iл=3.28*10-3/3.3636=0.00098
nр =2225-1(115-39)/630=3.4
Хл=630(3.4-3/0.00328-0.00098)=109565м
Нлф =-3.28*10(650-109.565)*10+0.98*10*109.565*10 +50+39 = 1969м.
Исходные данные
Расчетная вязкость сСт н = 38,5
Длина трубопровода км L = 750
Внутренний диаметр м D = 1
Шероховатость стенки трубы мм К = 0,015
Разность геодезических отметок м ?Z = 48
Остаточный напор м Ност = 30
Число эксплуатационных участков Nэ = 1
Таблица 3. Характеристика трубопровода без лупинга
|
Результаты гидравлического расчета |
||||
|
Q, м3/ч |
Я |
Ял |
Н, м |
|
|
4700 |
0,00328 |
0,00000 |
2023 |
|
|
4772.81 |
0,0034 |
0,00000 |
2044 |
Исходные данные
Расчетная вязкость сСт н = 38,5
Длина трубопровода км L = 750
Внутренний диаметр м D = 1
Шероховатость стенки трубы мм К = 0,015
Разность геодезических отметок м ?Z = 48
Остаточный напор м Ност = 30
Число эксплуатационных участков Nэ = 1
Трубопровод с лупингом
Внутренний диаметр лупинга (вставки) м Dл = 1
Длина лупинга (вставки) км Lл = 98,193
Таблица 4
|
Результаты гидравлического расчета |
||||
|
Q, м3/ч |
Я |
Ял |
Н, м |
|
|
4700 |
0,00328 |
0,00098 |
1969 |
|
|
4772.81 |
0,0034 |
0,00101 |
1984 |
Примечание. В таблицах введены следующие обозначения:
1. Q, м3/ч - часовая объемная производительность трубопровода;
2. Я - гидравлический уклон основной магистрали;
3. Ял - 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. 1).
нефтепровод лупинг напор труба
Заключение
В технологическом расчёте нефтепровода я осуществил решение следующих основных задач:
- выбор и обработка исходных данных: температура, плотность, коэффициент кинематической вязкости нефти.
- определение параметров нефтепровода: диаметра и толщины стенки труб нефтепровода; типа насосно-силового оборудования для нефтеперекачивающих станций; давления, развиваемого нефтеперекачивающими станциями; числа нефтеперекачивающих станций; длины лупинга или вставки меньшего или большего диаметра; числа эксплуатационных участков и др.
- расстановка нефтеперекачивающих станций или лупингов на трассе трубопровода.
Проект магистрального трубопровода должен обеспечить применение передовых технических и технологических решений по транспортировке продукта; наиболее совершенную систему организации управления трубопроводом при его эксплуатации.
Составление рабочего чертежа является завершающей стадией проектирования и основной формой документации, по которой ведется конкретное строительство. Рабочие чертежи составляются строго в соответствии с утвержденным технологическим проектом. В них уточняются и детализируются решения, принятые в технологическом проекте, в такой степени, чтобы по чертежу можно было выполнять соответствующие строительные и монтажные работы.
Незначительные отступления от технологического проекта допускаются только в случае, если они направлены на улучшение отдельных его решений.
Перед поиском оптимальной трассы целесообразно ограничить область его поиска, чтобы уменьшить объем исходной информации. Но при этом область поиска должна быть такой, чтобы в ней обязательно находилась лучшая трасса, а за ее пределами любая трасса заведомо худшей.
Список использованной литературы
Бабин Л.А. Типовые расчеты по сооружению трубопроводов. - М.: Недра, 2009г.
Новоселов В.ф. Технологический расчет нефтепродуктопроводов. - Уфа: УНИ, 2011г.
Тугунов П.И. Типовые расчеты при проектирование и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. - М,: Недра, 2012г.
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Технологический расчет нефтепровода и выбор насосно-силового оборудования. Определение длины лупинга и расстановка нефтеперекачивающей станции по трассе нефтепровода. Расчет режима работы нефтепровода при увеличении производительности удвоением станций.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 14.05.2021Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода, определение диаметра и толщины стенки трубопровода, выбор насосного оборудования. Расчет на прочность и устойчивость, выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода.
курсовая работа [129,7 K], добавлен 26.06.2010Характеристика магистральных нефтепроводов. Определение диаметра и толщины стенки трубопровода. Расчет потерь напора по длине нефтепровода. Подбор насосного оборудования. Построение гидравлического уклона, профиля и расстановка нефтяных станций.
курсовая работа [146,7 K], добавлен 12.12.2013Классификация нефтепроводов, принципы перекачки, виды труб. Технологический расчет магистрального нефтепровода. Определение толщины стенки, расчет на прочность, устойчивость. Перевальная точка, длина нефтепровода. Определение числа перекачивающих станций.
курсовая работа [618,9 K], добавлен 12.03.2015Определение расчетных свойств нефти. Вычисление параметров насосно-силового оборудования. Влияние рельефа на режимы перекачки. Расчет и выбор оптимальных режимов работы магистрального нефтепровода с учетом удельных затрат энергии на перекачку нефти.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 21.02.2014Исходные данные для технологического расчета нефтепровода. Механические характеристики трубных сталей. Технологический расчет нефтепровода. Характеристика трубопровода без лупинга и насосных станций. Расстановка насосных станций на профиле трассы.
курсовая работа [859,1 K], добавлен 04.03.2014Обоснование способа транспорта нефти. Определение приведенных себестоимости и капитальных затрат при трубопроводном, железнодорожном транспорте. Технологический расчет трубопровода с выбором оптимального диаметра. Подбор насосно-силового оборудования.
курсовая работа [87,8 K], добавлен 09.12.2014Роль трубопроводного транспорта в системе нефтегазовой отрасли промышленности. Гидравлический расчет нефтепровода. Определение количества насосных станций и их размещение. Расчет толщины стенки нефтепровода. Проверка прочности и устойчивости трубопровода.
курсовая работа [179,7 K], добавлен 29.08.2010Последовательность и содержание работ при ремонте трубопровода. Разработка траншеи и проверочный расчет толщины стенки на прочность и деформацию, проверка на устойчивость данного нефтепровода на подводном переходе. Испытание отремонтированных участков.
курсовая работа [784,3 K], добавлен 24.09.2014Построение профиля трассы. Определение плотности и вязкости. Выбор конкурирующих диаметров труб. Вычисление толщины стенки трубы по каждому из диаметров. Порядок проверки на осевые сжимающие напряжения. Проверка работы трубопровода в летних условиях.
курсовая работа [1,1 M], добавлен 09.06.2011
