Курсовая работа по проектированию магистральных нефтепроводов

Содержание:

 

Введение………………………………………………………………………5

1. Определение оптимальных параметров нефтепровода………………….6

1.1. Расчетные значения вязкости и плотности перекачиваемой нефти….6

1.2. Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающей станции и расчет рабочего давления…………………………………………………………...6

1.3. Определение диаметра и толщины стенки трубопровода…...………..7

1.4  Расчет прочности и устойчивости нефтепровода……………………...9

2.  Гидравлический расчёт трубопровода………………………………….13

2.1 Гидравлический расчет нефтепровода, определение числа перекачивающих станций………………………………………………………….13

2.2  Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода……15

3.  Определение оптимальных режимов работы нефтепровода………….16

3.1. Графический метод…………………………………………………….16

3.2. Численный метод………………………………………………………..17

3.3 Определение рациональных режимов перекачки………………..……19

Вывод…………………………………………………………………………23

Список литературы…………………………………………………………..24

 

 

 

 

 

 

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, стр.6-36]

1. по формуле Вальтера

Вычисляем значения эмпирических коэффициентов a и b по формулам

 

,

,

,

,

 _мм²/с;

 

Вычисляем значение расчетной плотности нефти при Т_р 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

0,8Q_ном<Q_ч<1,2 Q_ном,

2880 м³/ч <3256 м³/ч <4320 м³/ч

 

Согласно приложения 2 и 3, выбираем насосы: магистральный насос НМ3600-230 и подпорный насос НПВ 3600-90.

Напор магистрального насоса (D₂= 415 мм) составит по формуле

Н_мн(пн)=Н₀+аQ_ч –вQ _ч²

Н_мн=246,3–6,92х10^-6х3256²=172,9 м,

 

Напор подпорного насоса (D₂= 610 мм) составит

Н_пн=127–2,9х10^-6х3256²=96,256 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<Р_доп, где Р_доп=6,4 МПа.

Условие  5,46 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 =1,75м/с (рис.3.3.1)

По вычисленному значению внутреннего  диаметра, принимается ближайший  стандартный наружный диаметр нефтепровода - 820 мм_. Значение наружного диаметра также можно определить по таблице 3.3.1., в зависимости от производительности нефтепровода  D_н= 820 мм.

По [1] выбираем, что для сооружения нефтепровода применяются трубы Челябинского трубного завода по ЧТЗ ТУ14-3-14-25-86 из стали марки 13 Г2А ( временное сопротивление стали на разрыв σ_вр=530 МПа,  σ_т=363 МПа коэффициент надежности по материалу k₁=1,47).

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

Определяем расчетное сопротивление металла трубы по формуле

где расчетное сопротивление материала стенки трубопровода;

n_р - 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;

 k_н - 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=91,9град.

Рассчитаем продольные осевые напряжения s_{пр N} по формуле

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

Y₁=

  Y₁=

Пересчитываем толщину стенки из условия

Таким образом,  принимаем  толщину стенки - 11 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 = 0,444х324,5=144,078 МПа

Так как  <144,078 МПа, то выше поставленное условие прочности трубопровода выполняется.

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

Вычисляем комплекс:    ,

где R₂^н= σ_т=363 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 1000 м;

s

= МПа

s

= МПа

198,049 МПа<363 МПа – условие

, выполняется.

0,608х363=220,704МПа 

/-62,187/ МПа > /363/ МПа – условие   ç s

ç y , выполняется;

/-273,34/ МПа > /220,704/ 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

 

 

 

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

8,182МН<13,38МН;    8,182МН<79,162 МН.

 

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

;

.

По графику рис.3.5.1., находим β_N=27.

Определяем критическое усилие для криволинейных участков трубопровода по формулам

,

.

Из двух значений выбираем наименьшее и проверяем условие 

9,306МН >8,182 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 k_э=0,05мм

Первое переходное число Ренольдса

 

 

Второе переходное число Ренольдса

Так как  Re< Re_I, 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 Н_кп=40 м. Так как L>600 м, то 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 (4 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 2000 до 5000м³/ч с шагом 500 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	10	12	13	14	15
1000	239,38	124,1	334,74	307,39	2517,9	2996,66	3236,04	3475,42	3714,8
1500	230,73	120,475	640,74	585,3	2427,775	2889,235	3119,965	3350,695	3581,425
2000	218,62	115,4	1040,58	948,425	2301,6	2738,84	2957,46	3176,08	3394,7
2500	203,05	108,875	1513,86	1378,25	2139,375	2545,475	2748,525	2951,575	3154,625
3000	184,02	100,9	2064,66	1878,477	1941,1	2309,14	2493,16	2677,18	2861,2
3500	161,53	91,475	2709,3	2463,93	1706,775	2029,835	2191,365	2352,895	2514,425
4000	135,58	80,6	3410,65	3100,88	1436,4	1707,56	1843,14	1978,72	2114,3

 

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

Точка пересечения М  характеристики нефтепровода с лупингом и нефтеперекачивающих станции (n=4) подтверждает правильность определения длины лупинга, так как Q_М=Q=3256 м³/ч.

При округлении числа  НПС в большую сторону рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и нефтеперекачивающей станции  при n=5, m=3 рабочая точка переместится в точку М₂, а расход соответствует Q₂=3530 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=2925м³/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=5 и Q₂=3530 м³/ч. Гидравлический уклон при максимальной производительности составляет i=0,006078.

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

Н_мн=246,3–6,92х10^-6х3530²=160,1 м,

Н_пн=127–2,9х10^-6х3530²=90,86 м.

Расчетный напор станции  составит

.

Построим гидравлический треугольник. За горизонтальный катет  примем отрезок ab, равный l=100 км, который отложим в масштабе длин. Вертикальный катет ac равен 1,02хiхl=1,02х0,0060784х100 000=620 м и отложим его в масштабе высот. Гипотенуза треугольника bc и есть положение линии гидравлического уклона в принятых масштабах построений.

     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	61,1	0	78,5
НПС-2	60,9	78,5	77,5
НПС-3	61,4	157	78
НПС-4	55,6	235	77
НПС-5	60	312	79
КП	58,2	400

 

3.  Определение оптимальных режимов работы нефтепровода

 

3.1.  Графический метод

Рассмотрим режимы работы магистрального нефтепровода на первом эксплуатационном участке протяженность 400км.

Построим суммарную  совмещенную характеристику линейных участков нефтепровода и НПС. Задаваясь  расходами от 1000 до 4000 м³/ч, определяем режимы течения нефти и рассчитываем потери напора на отдельных  двух 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

 

Расход Q, м3/ч		1000	1500	2000	2500	3000	3500	4000
Скорость течения w, м/с		1,236	1,412	1,589	1,766	1,943	2,119
Число Ренольдса Re		23520	26886	30250	3614	36978	40342
Коэффициент гидравлического  сопротивления λ		0,025549	0,024709	0,023991	0,022337	0,022817	0,022325
Гидравлический уклон, i		0,001989	0,002511	0,003085	0,003551	0,004391	0,005101
Напор магистрального насоса Hмн, м		193,48	182,94	171,0	157,65	142,9	126,74
Напор подпорного насоса Hпн, м		135,38	130,5	124,98	118,8	111,98	104,5
Потери напора на участке  Н, м	1-участок Н=1,02il1+z2-z1	222,92	282,15	347,21	417,93	494,17	575,79
	2-участок Н=1,02i(l1+ l2)+z3-z1	447,53	566,52	697,23	839,31	992,47	1156,45
	2-участок Н=1,02i(l1+l2+ l3)+z4-z1+hкп	725,58	907,54	1107,41	1324,68	1558,88	1809,63
Напор, развиваемый насосами, H=Hпн+ kмн Hмн	kмн=0	135,38	130,5	124,98	118,8	111,98	104,5
	kмн=1	328,86	313,44	295,98	276,45	254,88	231,24
	kмн=2	522,34	496,38	466,98	434,1	397,78	357,98
	kмн=3	715,82	679,32	637,98	591,75	540,68	484,72
	kмн=4	909,3	862,26	808,98	749,4	683,58	611,46
	kмн=5	1102,78	1045,2	979,98	907,05	826,48	738,2
	kмн=6	1296,26	1228,14	1150,98	1064,7	969,38	864,94
	kмн=7	1489,74	1411,08	1321,98	1222,35	1112,28	991,68
	kмн=8	1683,22	1594,02	1492,98	1380	1255,18	1118,42
	kмн=9	1876,7	1776,96	1663,98	1537,65	1398,08	1245,16

 

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), производительность перекачки определяется пересечением характеристики нефтепровода 5 и суммарной характеристики НПС при к_М=15, (рабочая точка М₂) и соответствует значению Q=3530 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	80		525
НПС – 2	3	65		515
НПС-3	3	55	500

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

,

С учетом потерь напора в обвязке насосных станций примем

По формуле 3.7.3 определяем напор, развиваемый основными  магистральными насосами головной нефтеперекачивающей станции

Напор на выходе ГНПС-1, определяем по формуле 3.7.2.