Технологический расчёт магистрального нефтепровода

Министерство  образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное автономное учреждение высшего профессионального образования

Дальневосточный федеральный университет 

Инженерная  школа

Кафедра нефтегазового  дела и нефтехимических технологий.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Курсовая  работа

Технологический расчёт магистрального нефтепровода

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Выполнил: студент

группы С-3521а

Зеленцов  Д.А

Проверил: 

к. т. н. Куличков С. В.

 

 

 

Владивосток 2011

 

Оглавление

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

 

 

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.м³/год;
• происхождение нефти – Кыдыланьи;
• температура грунта на глубине заложения трубопровода – 7⁰С;
• 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.

 

1. 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.

Расчетная температура:

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 ).

Плотность:

, где ξ – температурная поправка,

  ;

Т=7°С=280К – исходные данные;

ρ=864,1кг/м³, при Т=293К (Приложение 1);

ξ= 1,825-0,001317*864,1=0,801,

ρ_т=864,1-0,801(280-293)= 853,687кг/м³ .

Вязкость:

 

ν₀-кинематическая вязкость при Т₀, ν₀=5,87сСт (мм²/с);

-показатель крутизны вискограммы:

,

 cСт.

 

2. Основные  параметры нефтепровода.

1. Годовая производительность нефтепровода.

Расчетная пропускная способность должна определяться по формуле:

 млн.т./г

где G_Г – заданный объем перекачки для соответствующего этапа развития нефтепровода, млн.т/г (определяется в техническом задании на проектирование),

k_н – 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.

2. 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:       

м³/с.

3. Механический  расчет.

1. Подбор  диаметра нефтепровода.

Пользуясь исходными  данными и таблицей 1, выбираем диаметр  трубопровода 1220 мм.

Таблица 1

Наружный диаметр и толщина  стенки, мм	Рабочее давление, МПа	Пропускная способность, млн.т/год
630 (5-12)	5,2-6,2	10-12
720 (6-14)	5-6	14-18
820 (7-16)	4,8-5,8	22-26
920 (8-16)	4,6-5,6	32-36
1020 (9-18)	4,6-5,6	42-50
1220 (11-20)	4,4-5,4	70-78

 

Определяем  скорость движения нефти в трубопроводе по формуле:   

 

м/с.

2. Выбор насосных агрегатов.

 

В соответствии с найденной производительностью  выбираем насосы для оснащения насосных станций: основной - НМ 10000-210 со сменным  ротором на 12500 и 2 подпорных насоса, подключенных параллельно для обеспечения требуемой пропускной способности : НПВ 5000-120

 

Насос	Номинальный режим					Масса, кГ
	Подача, м3/ч	Напор, м	Частота вращения, об/мин	Дополнительный  кавитационный запас, м	КПД, %
НМ 10000-210	12500	210	3000	87	87	9759
НПВ 5000-120	5000	120	1500	5,0	85	16700

 

 

Насос	Коэффициенты  в формуле			Коэффициенты  в формуле		Коэффициенты  в формуле			ns
	H0, м	a, ч/м2	10-6*b, ч2/м5	a0, м	b0	102*c0	104*c1, ч/м3	108*c2, ч2/м6
НМ 10000-210	360,5	-	0,93	1,63*10-5	1,62	18,0	1,4	-0,65	262
	291,8	-	0,86	1,64*10-5	1,62	14,6	1,4	-0,68	234
	263,1	-	0,83	1,63*10-5	1,62	14,6	1,4	-0,68	263
НПВ 5000-120	151,3	-	1,3	5	-	22,4	0,026	-0,027	126
	132,7	-	0,099	5	-	22,4	0,026	-0,027	139

 

Напор насоса при расчетной часовой  подаче в соответствии с формулой представляет:

 

115,81м;

 172,46м.

Полагая, что число насосов m =3, по формуле рассчитываем рабочее давление на выходе головной насосной станции:

 

Запорная арматура на нефтепроводах  рассчитана на давление P_д=5,5 МПа. Поэтому условие P≤P_д выполняется.

Пологая, что нефтепровод строиться  из труб Челябинского трубного завода (ТУ 14-3Р-03-94) по табл находим:

Рабочее давление, МПа	Наружный диаметр, мм	Номинальная толщина стенки, мм	Характеристики материала труб			Коэффициент надежности по металлу, К1	Поставщик труб, № технических условий
			Марка стали	σвр, МПа	σт, МПа
5,4 … 7,4	1220	10; 11; 12; 13; 14; 15; 16	08ГБЮ	510	350	1,4	ЧТЗ ТУ-14-2Р-03-94

т.к D_н=1200мм, то k_н=1,05, а поскольку Трубопровод II категории, то m₀=0,75.

Вычисляем расчетное сопротивление  металла труб:

.

3. Определение толщины стенки нефтепроводов.

 

Расчетная толщина стенки нефтепровода:

.

Округляем найденное значение до ближайшего большего стандартного значения δ_н=14 мм.

Внутренний диаметр нефтепровода определяем по формуле:

мм.

 

4. Гидравлический  расчет нефтепровода.

Гидравлическими расчетами определяются рабочее  давление на перекачивающей станции с учетом гидравлических потерь, разности геодезических отметок, а также характеристики насосных агрегатов.

Гидравлические  расчеты производятся, исходя из пропускной способности нефтепровода, расчетных, физических характеристик перекачиваемой жидкости и расчетного диаметра.

1. Гидравлические  потери и режимы перекачки.

 

Число Рейнольдса будет:

, т.е режим течения нефти турбулентный.

Относительная шероховатость труб при k_э=0,2мм:

_.

Первое переходное число Рейнольдса:

.

Второе переходное число Рейнольдса:.

Так как , имеет место зона смешанного трения и коэффициент гидравлического сопротивления рассчитывается по формуле Альтшуля.

 

Гидравлический уклон в нефтепроводе :

.

Так как L>600км, то N_э=2. Вычисляем полные потери в трубопроводе (Полагаем Н_кп=30м) Давление на входе в конечный пункт определяет заказчик, в зависимости от потребности предприятия, являющегося конечным потребителем и оборудования, находящегося у него в распоряжении. Так как оно не было дано в задании, считаем верным любое значение больше 100 кПа.