Проектирование магистрального нефтепровода

 

Содержание:

 

Введение………………………………………………………………………3

1. Определение оптимальных параметров нефтепровода………………….4

1.1. Расчетные значения вязкости и плотности перекачиваемой нефти…..4

1.2. Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающей станции и расчет рабочего давления…………………………………………………………...4

1.3. Определение диаметра и толщины стенки трубопровода…...………..5

1.4  Расчет прочности и устойчивости нефтепровода……………………...7

2.  Гидравлический расчёт трубопровода………………………………….11

2.1 Гидравлический расчет нефтепровода, определение числа перекачивающих станций………………………………………………………….11

2.2  Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода……13

3.  Определение оптимальных режимов работы нефтепровода………….14

3.1.  Графический метод…………………………………………………….14

3.2. Численный метод……………………………………………………….15

3.3 Определение рациональных режимов перекачки………………..……17

Вывод…………………………………………………………………………20

Список литературы…………………………………………………………..

 

 

 

 

 

 

Введение

 

Топливно-энергетический комплекс России представляет совокупность энергетических систем: газо-, угле-, нефтеснабжения, нефтепродуктообеспечения, электроэнергетики и др. Каждая из этих систем состоит из взаимосвязанных отдельных технологических процессов, управляемых и контролируемых человеком и предназначенных для транспорта, хранения, перевалки и распределения среди потребителей соответствующих энергоресурсов: нефти, нефтепродуктов, газа, угля, электроэнергии и т.д.

Рассматривая систему трубопроводного транспорта нефти (нефтеснабжения), 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. В 1992 г. с образованием Российской Федерации, как самостоятельного суверенного государства, произошло разделение единой системы нефтеснабжения в СССР на национальные подсистемы. С этого времени эксплуатация около 48 тыс. км магистральных нефтепроводов России осуществляется государственной акционерной компанией по трубопроводному транспорту нефти "АК "Транснефть".

В условиях снижения добычи нефти и объемов ее транспортировки, роста издержек производства, старения основных фондов (трубопроводов, резервуаров, оборудования и др.) ОАО "АК "Транснефть" удалось не только обеспечить надежную работу нефтепроводов, сохранить высококвалифицированных специалистов, увеличить пропускную способность на важнейших направлениях, но и провести проектирование и закончить строительство важных новых магистралей. Это позволяет быть уверенными в том, что одна из важнейших систем трубопроводного транспорта будет и сегодня способствовать подъему экономики России в целом и топливно-энергетического комплекса в частности.

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.

 

1. Определение оптимальных параметров нефтепровода

 

1.1. Расчетные значения вязкости и плотности перекачиваемой нефти

Вычисляем значения кинематической вязкости

1. по формуле Вальтера

Вычисляем значения эмпирических коэффициентов a и b по формулам

 

,

,

,

,

 мм2/с;

 

2)по формуле Рейнольдса-Филонова

Т.к Т2<Тр<Т1, 293К<275К<273К

Определяю крутизну вискограммы

 

 

 мм2/с

Вычисляем значение расчетной плотности нефти при Тр по формуле Д.И. Менделеева

 

,

,

где температурная поправка, кг/м3К

тогда,

кг/м3К,

кг/м3

                                        

1.2. Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающей станции и расчет рабочего давления. 

 Определим расчетную часовую  пропускную способность нефтепровода по формуле                              

м3/ч.

 

В соответствии с  найденной расчетной часовой производительности нефтепровода подбирается магистральные и подпорные насосы нефтеперекачивающей станции исходя из условия

0,8Qном<Qч<1,2 Qном,

2000 м3/ч <2529,715 м3/ч <3000 м3/ч

 

Согласно приложения 2 и 3, выбираем насосы: магистральный насос НМ 2500-230 и подпорный насос НПВ 2500-80.

Напор магистрального насоса (D2= 425 мм) составит по формуле

Нмн(пн)=Н0+аQч –вQ ч2

Нмн=246,7–16,8х10-6х2529,7152=139,189 м,

 

Напор подпорного насоса (D2= 540 мм) составит

Нпн=79,7–10-6х2529,7152=73,301 м

 

Далее рассчитываю рабочее давление на выходе головной насосной станции по формуле

 

Найденное рабочее давление должно быть меньше допустимого из условия прочности запорной арматуры

Р<Рдоп, где Рдоп=6,4 МПа.

Условие  4,211 МПа < 6,4 МПа выполняется.

 

1.3. Определение диаметра и толщины стенки трубопровода

Внутренний  диаметр нефтепровода вычисляется по формуле

подставляя рекомендуемую ориентировочную скорость перекачки w0 =1,69м/с (рис.3.3.1)

По вычисленному значению внутреннего диаметра, принимается ближайший стандартный наружный диаметр нефтепровода -  720 мм. Значение наружного диаметра также можно определить по таблице 3.3.1., в зависимости от производительности нефтепровода  Dн= 720 мм.

По [1] выбираем, что  для сооружения нефтепровода применяются трубы Челябинского трубного завода по ЧТЗ ТУ14-3P-03-94 из стали марки 08 ГБЮ  (временное сопротивление стали на разрыв σвр=510 МПа,  σт=350 МПа коэффициент надежности по материалу k1=1,4).

Перекачку предполагаю вести по системе «из насоса в насос», то nр=1,15; kн=1; m=0,9.

Определяем расчетное сопротивление металла трубы по формуле

где расчетное сопротивление материала стенки трубопровода;

nр - коэффициент надежности по нагрузке, равный 1,15 - для нефтепроводов, работающих в системе «из насоса в насос»; 1,1 - во всех остальных случаях;

Р - рабочее (нормативное) давление, МПа;

m - коэффициент условий работы трубопровода, для I, II категории трубопроводов m=0,75; для  III, IV категории трубопроводов m=0,9; для В категории трубопроводов m=0,6;

 k1 - коэффициент надежности по материалу;

 kн - коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от его диаметра.

Определяю расчетное значение толщины стенки трубопровода по формуле

Полученное значение округляем в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной -8 мм.

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из формулы

,

Определяем абсолютное значение максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов по формулам

                                                            

Для дальнейшего расчета принимаем большее из значений, ΔТ=92,84град.

Рассчитаем продольные осевые напряжения sпр N по формуле

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

Y1=

Пересчитываем толщину стенки из условия

Таким образом,  принимаем толщину стенки - 9 мм.

 

1.4 Расчет прочности и устойчивости нефтепровода

Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении производят по условию . Вычисляем кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления по формуле

s

= =

Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб определяется по формуле

y

= =

Следовательно, y R = 0,579х327,86=189,831 МПа

Так как <189,831 МПа, то выше поставленное условие прочности трубопровода выполняется.

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов проверку производят по условиям çs ç y                                          и .

Вычисляем комплекс:    ,

где R2н= σт=350 МПа.

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

Вычисляем коэффициент y по формуле

y

Находим максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе по формуле

s

= Dt± ,

принимая минимальный радиус изгиба 700 м;

s

= МПа

s

= МПа

164,229 МПа<350 МПа – условие

, выполняется.

0,679х350=237,65МПа 

  237,65 МПа > /-74,289/ МПа – условие   ç s ç y , выполняется;

237,65 МПа > /-286,17/ МПа – условие  ç s

ç y , 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

=1291,576 м

Определяем эквивалентное осевое усилие в сечении трубопровода и площадь сечения металла трубы по формулам

и

Определяем нагрузку от собственного веса металла трубы по формуле

Определяем нагрузку от собственного веса изоляции по формуле

,

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

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

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

 

Определяем сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины по формуле

Определяем сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины и осевой момент инерции по формулам

,

 

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

.

Следовательно

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

Следовательно,

 

Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении  в плоскости наименьшей жесткости системы производят по неравенству обеспечена

5,345МН<9,518МН;    5,345МН<55,241 МН.

 

Проверяем общую устойчивость криволинейных участков трубопроводов, выполненных с упругим изгибом. По формуле (3.5.25) вычисляем

;

.

По графику рис.3.5.1., находим βN=25,5.

Определяем критическое усилие для криволинейных участков трубопровода по формулам

,

.

Из двух значений выбираем наименьшее и проверяем условие

0,9х6,761х106=6,085 МН >5,345 МН

Условие устойчивости криволинейных участков выполняется.

 

2.  Гидравлический расчёт трубопровода

 

2.1 Гидравлический расчет нефтепровода, определение числа перекачивающих станций

Определяем секундный расход нефти и ее среднюю скорость по формулам

,

Определяем режим течения

 

Так как Re>2320, режим течения жидкости турбулентный.

Определим зону трения

Для этого определяем относительную шероховатость труб при kэ=0,05мм

Первое переходное число Ренольдса

 

 

Второе переходное число Ренольдса

Так как Re< ReI, 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

.

Определяем полные потери в трубопроводе, приняв Нкп=40 м. Число эксплуатационных участков определяем по формуле

,

,

.

Определяем расчетный напор одной станции по формуле

Расчетное число насосных станций определяем по формуле

.

Если округлить число НПС в меньшую сторону (6 станций), то гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой лупинга. Приняв диаметр лупинга равным диаметру основного трубопровода, найдем значение ω и длину лупинга по формулам

.

.

Строю совмещенную характеристику нефтепровода постоянного диаметра и нефтепровода, оборудованного с лупингом и нефтеперекачивающих станций. Для этого выполню гидравлический расчет нефтепровода в диапазоне от 1900 до 3100м3/ч с шагом 200 м3/ч. Результаты вычислений представлены в таблице 1.

 

Таблица 1 - результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций

Расход Q, м3/ч	Напор насосов		Характеристика трубопровода		Характеристика нефтеперекачивающих станций
	Hм, м	Hп, м	с постоян-ным диаметром Н=1,02 iLр+Δz+ Nэhост	с лупингом Н=1,02 i[Lр-lл(1-ω)]+Δz+ Nэhост	14	18	19	20	21
1900	186,1	76,1	1651,16	1585,466	2681,5	3425,9	3612	3798,1	3984,2
2100	172,6	75,3	1957,75	1878,132	2491,7	3182,1	3354,7	3527,3	3699,9
2300	157,8	74,4	2285,93	2194,85	2283,6	2914,8	3072,6	3230,4	3388,2
2500	141,7	73,5	2633,44	2527,61	2057,3	2624,1	2765,8	2907,5	3049,2
2700	124,2	72,4	3005,38	2884,42	1811,2	2308	2432,2	2556,4	2680,6
2900	105,4	71,3	3395,45	3257,27	1546,9	1968,5	2073,9	2179,3	2284,7
3100	85,3	70,1	3809,503	3654,17	1264,3	1605,5	1690,8	1776,1	1861,4

 

График совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающей станции представлен в приложении 1.

Точка пересечения М характеристики нефтепровода с лупингом и нефтеперекачивающих станции (n=6) подтверждает правильность определения длины лупинга, так как QМ=Q=2529,715 м3/ч.

При округлении числа НПС в большую сторону рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и нефтеперекачивающей станции при n=7, m=3 рабочая точка переместится в точку М2, а расход соответствует Q2=2612 м3/ч. Если на каждой НПС отключить по одному насосу  n=7, m=2, то рабочая точка переместиться в точку М1, а нефтепровод будет работать с производительностью   Q1=2300м3/ч.

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

 

2.2  Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода

Рассмотрим расстановку станций на местности исходя из максимальной производительности нефтепровода при n=7 и Q2=5280 м3/ч.

Гидравлический уклон при максимальной производительности составляет i=0,006648.

Напоры, развиваемые подпорными и магистральными насосами при максимальной подаче Q2, равны

Нмн=246,7–16,8х10-6х26122=132,08 м,

Нпн=79,7-10-6х26122=72,877 м.

Расчетный напор станции составит

.

   Найдем 

     Результаты расстановки станций приведены в таблица 2

Таблица 2 - расчетные значения высотных отметок НПС и длин линейных участков нефтепровода

Нефтеперекачивающая станция	Высотная отметка zi, м	Расстояние от начала нефтепровода, км	Длина линейного участка . км
ГНПС-1	63	0	58,4
НПС-2	62,5	58,4	58,1
НПС-3	59,8	116,5	59
НПС-4	47,1	175,5	56,1
НПС-5	58,4	231,6	56,4
НПС-6	59,18	288	58
НПС-7	61,2	346	64
КП	62,4	410	–

 

3.  Определение оптимальных режимов работы нефтепровода

 

3.1.  Графический метод

Рассмотрим режимы работы магистрального нефтепровода.

Построим суммарную совмещенную характеристику линейных участков нефтепровода и НПС. Задаваясь расходами от 700 до 3100 м3/ч, определяем режимы течения нефти и рассчитываем потери напора на отдельных 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

 

Q,м3/ч	700	900	1100	1300	1500	1700	1900	2100	2300	2500	2700	2900	3100
w,м/с	0,50	0,65	0,79	0,93	1,08	1,22	1,35	1,51	1,65	1,80	1,94	2,08	2,23
Re	5876	7554,95	9233,86	10912,70	12591,58	14270,46	15957,43	17637,20	19316,88	20996,60	22676,34	24356,10	26035,8
λ	0,04	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,02
i	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01
H(мн),м	238,47	233,09	226,37	218,31	208,90	198,15	186,10	172,60	157,80	141,70	124,20	105,40	85,30
Н(пн),м	79,21	78,89	78,49	78,01	77,45	76,81	76,10	75,30	74,40	73,50	72,40	71,30	70,10
Н1,м	38,93	60,74	86,53	116,02	149,19	185,89	225,86	269,34	316,40	365,84	418,86	474,26	533,23
Н2,м	75,47	118,96	170,41	229,23	295,42	368,62	448,35	535,10	628,98	727,60	833,36	943,88	1061,52
Н3,м	102,60	168,12	245,63	334,24	433,95	544,22	664,34	795,02	936,43	1085,01	1244,33	1410,81	1588,03
Н4,м	151,79	238,25	340,53	457,47	589,05	734,57	893,08	1065,53	1252,15	1448,23	1658,47	1878,17	2112,04
Н5,м	190,65	298,17	425,36	570,77	734,40	915,36	1112,47	1326,91	1558,98	1802,80	2064,25	2337,45	2628,27
Н6,м	231,83	361,00	513,82	688,51	885,09	1102,49	1339,30	1596,93	1875,73	2168,66	2482,76	2810,97	3160,36
Н7,м	316,25	469,31	650,39	857,40	1090,34	1347,95	1628,56	1933,85	2264,22	2611,33	2983,53	3372,45	3786,47
К
0	79,21	78,89	78,49	78,01	77,45	76,81	76,1	75,3	74,4	73,5	72,4	71,3	70,1
1	317,67	311,982	304,862	296,318	286,35	274,958	262,2	247,9	232,2	215,2	196,6	176,7	155,4
2	556,14	545,074	531,234	514,626	495,25	473,106	448,3	420,5	390	356,9	320,8	282,1	240,7
3	794,61	778,166	757,606	732,934	704,15	671,254	634,4	593,1	547,8	498,6	445	387,5	326
4	1033,082	1011,258	983,978	951,242	913,05	869,402	820,5	765,7	705,6	640,3	569,2	492,9	411,3
5	1271,55	1244,35	1210,35	1169,55	1121,95	1067,55	1006,6	938,3	863,4	782	693,4	598,3	496,6
6	1510,018	1477,442	1436,722	1387,858	1330,85	1265,698	1192,7	1110,9	1021,2	923,7	817,6	703,7	581,9
7	1748,486	1710,534	1663,094	1606,166	1539,75	1463,846	1378,8	1283,5	1179	1065,4	941,8	809,1	667,2
8	1986,954	1943,626	1889,466	1824,474	1748,65	1661,994	1564,9	1456,1	1336,8	1207,1	1066	914,5	752,5
9	2225,422	2176,718	2115,838	2042,782	1957,55	1860,142	1751	1628,7	1494,6	1348,8	1190,2	1019,9	837,8
10	2463,89	2409,81	2342,21	2261,09	2166,45	2058,29	1937,1	1801,3	1652,4	1490,5	1314,4	1125,3	923,1
11	2702,358	2642,902	2568,582	2479,398	2375,35	2256,438	2123,2	1973,9	1810,2	1632,2	1438,6	1230,7	1008,4
12	2940,826	2875,994	2794,954	2697,706	2584,25	2454,586	2309,3	2146,5	1968	1773,9	1562,8	1336,1	1093,7
13	3179,294	3109,086	3021,326	2916,014	2793,15	2652,734	2495,4	2319,1	2125,8	1915,6	1687	1441,5	1179
14	3417,762	3342,178	3247,698	3134,322	3002,05	2850,882	2681,5	2491,7	2283,6	2057,3	1811,2	1546,9	1264,3
15	3656,23	3575,27	3474,07	3352,63	3210,95	3049,03	2867,6	2664,3	2441,4	2199	1935,4	1652,3	1349,6
16	3894,698	3808,362	3700,442	3570,938	3419,85	3247,178	3053,7	2836,9	2599,2	2340,7	2059,6	1757,7	1434,9
17	4133,166	4041,454	3926,814	3789,246	3628,75	3445,326	3239,8	3009,5	2757	2482,4	2183,8	1863,1	1520,2
18	4371,634	4274,546	4153,186	4007,554	3837,65	3643,474	3425,9	3182,1	2914,8	2624,1	2308	1968,5	1605,5
19	4610,102	4507,638	4379,558	4225,862	4046,55	3841,622	3612	3354,7	3072,6	2765,8	2432,2	2073,9	1690,8
20	4848,57	4740,73	4605,93	4444,17	4255,45	4039,77	3798,1	3527,3	3230,4	2907,5	2556,4	2179,3	1776,1
21	5087,038	4973,822	4832,302	4662,478	4464,35	4237,918	3984,2	3699,9	3388,2	3049,2	2680,6	2284,7	1861,4

 

График совмещенной характеристики участков нефтепровода и  характеристики НПС в приложении 2.

Из совмещенной характеристики найдем значения подпор ab на входе и напоров на выходе каждой НПС. Для первого режима, соответствующего двум работающим магистральным насосам на каждой НПС (режим 3-3-3-3-3-3-3), производительность перекачки определяется пересечением характеристики нефтепровода 7 и суммарной характеристики НПС при кМ=21, (рабочая точка М2) и соответствует значению Q=2617 м3/ч. 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 ас, то есть из напора на выходе ГНПС-1 вычесть потери напора на первом участке (кривая 1). Рассуждая аналогично, определим величины отрезков, соответствующих подпорам и напорам остальных НПС (табл. 4).

 

Таблица №4 - напоры и подпоры нефтеперекачивающих станций на режиме 3-3-3

Нефтеперекачивающая станция	Количество работающих магистральных насосов	Обозначение отрезка
		Подпор на входе НПС	Напор на выходе НПС
ГНПС – 1	3	70	463
НПС – 2	3	71	463
НПС-3	3	75	470
НПС-4	3	81	474
НПС-5	3	84	480
НПС-6	3	93	489
НПС-7	3	95	490

 

3.2. Численный метод

  Рассмотрим режим перекачки с тремя работающими магистральными насосами на каждой НПС (режим 2-2). 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

,