Расчет магистрального нефтепровода

Введение 3
Исходные данные 6
1. Построение профиля трассы 7
2. Обработка исходных данных 8
3. Выбор насосного оборудования НПС и расчет рабочего давления 10
4. Механический расчет 14
5. Гидравлический расчёт 16
6. Определение капитальных, эксплуатационных и приведенных затрат 20
7. Выбор основного оборудования 24
8. Построение совмещённой характеристики трубопровода и насосных станций 26
9. Расстановка НПС 31
10. Проверка работы трубопровода в летних условиях 33
Заключение 37
Список использованной литературы 38

Для построения характеристики насосов воспользуемся следующими зависимостями:
Н = a – b·Q2, (35)
где а и b – коэффициенты аппроксимации (для насоса НМ 10000-210 a = 279,9 м, b = 0,85∙10-6 ч2/м5, для насоса НПВ 5000-120 a = 151,3 м, b = 1,3∙10-6 ч2/м5).
Таблица 4. Характеристика работы насоса НМ 10000–210 на нефти
Q, м3 /ч 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 11000 H, м 291,8 290,94 288,36 284,06 278,04 270,3 260,84 249,66 236,76 222,14 205,8 187,74 N, кВт 0 3846 4036 4224 4485 4660 4899 5071 5302 5405 5502 5521 η, % 0 0,18 0,34 0,48 0,59 0,69 0,76 0,82 0,85 0,88 0,89 0,89
Аналогично характеристика Q-η апроксимируется зависимостью:
η = k1·Q – k2·Q2 + k3·Q3, (36)
где k1, k2, k3 - коэффициенты, соответственно ч/м3, (ч/м3)2.
Таблица 5. Характеристика насоса НПВ 5000-120
Q, м3 /ч 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 H, м 151,3 150 146,1 139,6 130,5 118,8 104,5 N, кВт 0 991 1140 1294 1479 1663 1865 η, % 0 0,36 0,61 0,77 0,84 0,85 0,8
Рисунок 3.Q– η характеристика насосов
Рисунок 4. Характеристика насоса НМ 10000–210
Рисунок 5. Характеристика насоса НПВ 5000–120
Для построения характеристики сети запишем зависимость между гидравлическими потерями и расходом:
Нс = Нг + hп = Нг + f·Q2-m, (39)
где Hг – геодезическая высота, м;
hп – напор необходимый для преодоления гидравлических потерь, м.
hп = f·Q2-m (40)
f = β· (41)
Таблица 5. Характеристика работы сети
Q, м3 /ч 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 11000 Hс, м 74,2 111,2 212,4 372,9 590,1 862,5 1188,8 1568,1 1999,6 2482,5 3016,2 3600,3
Рисунок 5. Совмещенная характеристика сети.
Рабочая точка получилась при Q = 10300 м3 /ч, что входит в предел допустимого:
(10575–10300)/10594·100% = 2,77 %
При этом, напор Н = 3000 м, тогда (3180 – 74,2 – 120)/14 = 213,3 м.
Напор на выкиде ГНПС: 213,3 ·2+120 = 546,6 м
Напор на выкиде НПС: 213,3 ·2 = 413,2 м
Данные напоры не превышают допустимого напора (Ндоп = 630,5 м).
9. Расстановка НПС
За окончательный примем вариант сооружения однониточного нефтепровода с n=7 нефтеперекачивающими станциями. В этом случае расстановку станций на местности будем производить исходя производительности нефтепровода, то есть Q=10300 м3/ч.
Расчетное значение гидравлического уклона, соответствующее производительности Q, составляет i=0,005 м/м.
Напоры, развиваемые подпорными и магистральными насосами при подаче Q, соответственно равны:
hП = 151,3-1,3(10–6((10300/2)2=116,8 м;
hМ = 291,8-0,86(10–6((10300/3600)2=200,6 м.
Расчетный напор НПС в этом случае составит
HСТ = 2·hМ = 2(200,6 = 401,2 м.
Выполним построение гидравлического треугольника. За горизонтальный катет примем отрезок ab, равный ℓ=100 км, который отложим в масштабе длин. Вертикальный катет ac гидравлического треугольника, равный 1,02·i·ℓ = 1,02·0,005·100·103 = 510 м, отложим перпендикулярно отрезку ab в масштабе высот. Гипотенуза треугольника bc соответствует положению линии гидравлического уклона в принятых масштабах построений.
Расстановка нефтеперекачивающих станций на местности показана в приложении А. При расстановке принято, что величина подпора перед промежуточными НПС равна hП = 116,8 м, а в конце эксплуатационного участка величина остаточного напора составляет hост =45 м.
Результаты графических построений приведены в табл.6.
Таблица 6 - 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-1 133,8 0 73,5 НПС-2 160,1 73,5 66 НПС-3 224,6 139,5 77 НПС-4 233,0 216,5 82 НПС-5 216,0 298,5 75,5 НПС-6 232,0 374,0 85 НПС-7 199,7 459,0 91 КП 208 550,0 -
10. Проверка работы трубопровода в летних условиях
Поскольку летом из-за понижения вязкости нефти смещается рабочая точка на совмещенной характеристике, то возникает необходимость проверки работы трубопровода в летних условиях на предмет непревышения напорами на нагнетательных линиях станций предельно допустимых напоров из условия прочности и непревышения минимально допустимыми подпорами перед станциями реальных подпоров, приходящих на станции.
Для этого на ранее построенную совмещенную характеристику насосных станций и трубопровода наносят, предварительно рассчитав, координаты трех-четырех точек, напорную характеристику трубопровода при летних условиях. Затем по методу В.Г. Шухова проводят соответствующие линии пьезометрических напоров (гидравлических уклонов). Если напоры или подпоры на какой–либо станции вышли за допустимые пределы, следует изменить ее местоположение, чтобы и в зимних и в летних условиях напоры и подпоры находились в допустимых пределах.
Определение плотности
Произведём перерасчёт плотности на заданную температуру:
ρt = ρ20 – ξ·(20 – t),
где t = tmax = 18°С;
ρ20 – плотность нефти при 20 °С, кг/м3 (863 кг/м3 );
ξ – температурная поправка, кг/(м3 ·°С)
ξ = 1,825 – 0,001315·ρ20 = 1,825 – 0,001315 · 863 = 0,69 кг/(м3 ·°С),
тогда плотность при t = 18 °С:
ρt = 863 – 0,69· (20 - 18) = 861,62 (кг/м3 ).
Определение вязкости
Расчет кинематической вязкости ведем по формуле Вальтера:
lg lg(νt + 0,8) = а + b · lgТ, (3)
где νt – кинематическая вязкость, мм2/с;
Т – абсолютная температура, К;
a, b – эмпирические коэффициенты.
Эмпирические коэффициенты a и b находим по формулам:
b = = = -5,514
a = lglg (ν1 + 0,8) – b· lgТ1 = lglg (7,9 + 0,8) + 5,514· lg(293) = 13,575
Отсюда расчетная вязкость при температуре t = 18 ºС, равна:
νt == = 8,6 мм2/с
Определение расчетной часовой пропускной способности нефтепровода:
Qч = = 10224,37 м3/ч.
где G – пропускная способность проектная, кг/год;
ρр – расчетная плотность нефти, кг/м3;
Nр = 350 дн. – расчетное число суток работы нефтепровода в году;
Кнп – коэффициент неравномерности перекачки, принимаем Кнп = 1,05;
Qс = = 2,65 м3/с
Определение режима потока
Определим число Рейнольдса:
Re(1220×13) = = 337 440
Переходные значения числа Рейнольдса:
Re1пер = = 15 920
Re2пер = = 796 000
Так как Re1пер < Re < Re2пер , то режим течения турбулентный (зона смешанного трения).
Определение гидравлического уклона
Определим гидравлический уклон по формуле:
i = β = 0,01660,15· = 0,004 м/м
Для построения характеристики сети запишем зависимость между гидравлическими потерями и расходом:
Н = Нг + hп = Нг + f·Q2-m
где Hг – геодезическая высота, м;
hп – напор необходимый для преодоления гидравлических потерь, м.
Таблица 6. Характеристика работы сети
Q, м3 /ч 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 11000 Hс, м 74,2 108 200,2 346,5 544,5 792,9 1090,4 1436,2 1829,5 2269,8 2756,4 3288,8
Рисунок 7. Совмещенная характеристика работы насосных станций и сети
Сводная таблица расчётов
№п/п Параметр Ед. изм Вариант 1 2 1 Dн м 1,02 1,22 2 Марка стали - 13Г1С-У 08ГБЮ 3 R1 н МПа 540 510 4 m - 0,75 0,75 5 k1 - 1,47 1,4 6 kн - 1 1 7 R1 МПа 275,51 289,29 8 p МПа 5,4 5,4 9 n - 1,15 1,15 10 d мм 11,24 12,82 11 d (станд.) мм 12,5 13 12 σ N МПа 25,18 44,19 13 Dвн м 0,994 1,194 14 Re - 203 785 169821,1 15 Re1 пер - 13 267 15 920 16 Re2 пер - 663333 796000 17 kэ м 0,00075 0,00075 18 i м/м 0,0126 0,005 19 Перевальная
точка - нет нет 20 Lp км 550 550 21 Δz м 74,2 74,2 22 H м 7 125 2 900 23 Hстдоп м 630,5 630,5 2 4 Δh м 65 65 2 5 nст - 17 7 2 6 кт - 1,18 1,18 2 7 ктер - 0,99 0,99 28 К тыс. у. е. 176 865,48 164114,577 29 Cэ у. е./кВт ч 0,0128 0,0128 30 Зэ тыс. у. е. 36 370,19 14 975,85 31 Э тыс. у. е. 49 427,83 44 244,10 32 S тыс. у. е. 75 957,65 48 912,85 
Заключение
В результате выполнения работы разработан проект магистрального нефтепровода для перекачки нефти на расстояние 5500 км с производительностью 74 млн. т./год в условиях перепада температур от 5,3 °С до 18 °С.
Технологический расчет нефтепровода проведен для самых невыгодных условий (какими являются условия с наиболее низкими температурами), т. к. при низких температурах вязкость нефти, а, следовательно, и гидравлические потери максимальны.
Для определения экономически наивыгоднейшего проекта нефтепровода выполнены гидравлический и механический расчеты для 2-х конкурирующих диаметров нефтепровода: 1020 мм и 1220 мм; определяющие число нефтеперекачивающих станций и толщину стенки нефтепровода.
Оптимальным оказался диаметр 1220 мм, для него же был произведен выбор основного оборудования.
Для определения рабочей точки произведено построение совмещенной характеристики трубопровода и насосных станций в летних и зимних условиях, что позволяет проверить работу трубопровода при изменении климатических показателей, и как следствие свойств нефтепродуктов.
Список использованной литературы:
Коршак А.А., Муфтахов Е. М. технологический расчет магистрального нефтепровода: Учебное пособие. – Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2005. – 98 с.
Коршак А.А., Нечваль А.М. Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа, Учебное пособие для системы дополнительного профессионального образования. – Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2005. – 516 с.
Коваленко П.В., Пистунович Н.Н. Методические указания для курсового проектирования по дисциплине «Машины и оборудование газонефтепроводов». Новополоцк, ПГУ, 2007.
Коваленко П.В., Рябыш Н.М. Машины и оборудование газонефтепроводов. Часть 1. Новополоцк, ПГУ, 2005.
. Липский В.К. Методические указания к курсовому проекту по дисциплине «Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов». Новополоцк, ПГУ, 2006.
СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы.
36