Проектирование газонефтепроводов

Государственный комитет  Российской Федерации

по высшему  образованию

 

 

Российский  Государственный Университет

нефти и газа имени И.М. Губкина

Оренбургский  филиал

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Курсовой проект

по предмету: Проектирование газонефтепроводов

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

:

 

 

 

 

 

 

г. Оренбург

2001 г.


 

 

 

 

СОДЕРЖАНИЕ.

 

Введение…………………………………………………………………..   3

1. Определение  характеристик нефти при расчетной 

температуре перекачки…………………………………………….…..   4

2. Выбор основного  насосно-силового оборудования……………….…   5

3. Механический  расчет……………………………………………….….   7

4. Гидравлический  расчет нефтепровода………………………………..   8

5. Экономический  расчет…………………………………………………  11

6. Построение совмещенной  характеристики нефтепровода и 

перекачивающей станции…………….……………………………….. 12

7. Расчет объема резервуарного парка головной НПС………………… 13

8. Генеральный план  и состав сооружений станций……………………  14

Заключение………………………………………………………………... 14

Технологическая схема………………………………………………..…. 15

Список использованной литературы………………………………….… 16

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

 

 

В технологический расчет нефтепровода входит - решение следующих основных вопросов:

- определение экономически наивыгоднейших параметров (диаметра трубопровода, давления на нефтеперекачивающих станциях, толщины стенки трубопровода и числа нефтеперекачивающих станций);

- определение местонахождения станций на трассе нефтепровода;

- расчет режимов эксплуатации нефтепровода.

При нескольких значениях  диаметра выполняются гидравлический и механический расчеты, определяющие (для каждого варианта) число нефтеперекачивающих станций и толщину стенки трубопровода. Наилучший вариант находят по приведенным затратам, т.е. экономическим расчетом.

Расположение нефтеперекачивающих  станций определяют графически на сжатом профиле трассы.

 

 

 ЗАДАНИЕ:

выполнить технологический  расчет нефтепровода при следующих исходных данных:

вариант № 14

Таблица 1

G, млн.т/год

L, км

Z1, м

Z2, м

t,оС

Перекачиваемый продукт

36

708

197

106

-1

Западнотебукская нефть


 

Теплофизические свойства западнотебукской нефти (§1 Таблица 2 [4]):

Таблица 2

плотность при                       t =20оC, кг/м3

Кинематическая вязкость (м2/с´104)  при температуре, К

283

293

    

849

0,18

0,1376

    

 

1.Определение характеристик  нефти при расчетной температуре  перекачки.

 

1.1. Плотность rt определяем по формуле:

rt = r20 - x ( t –20),

где rt – плотность при 20оС, кг/м3

      x -- температурная поправка, кг/(м3 оС), x = 1,825 - 0,001315 r20

 

x = 1,825 - 0,001315r20 = 1,825 - 0,001315´849 = 0,71 кг/(м3 оС)

r-1 = r20 - x ( t –20) = 849 – 0,71 ( -1 - 20) = 864 кг/м3

 

1.2. Определение вязкости нефти.

По формуле Филонова - Рейнольдца :

 

u =

;

где n1 и n2 – известные значения вязкости при температурах t1 и t2.

u =

=
 = 0.02686

 

По формуле ASTM:

 

,

где

 

 

(cCт.) = 0,251´10 -4(м2/с).

 

Графический метод:

 

По известным значениям вязкости, приведенным в Таблице 2, при соответствующих температурах строим график зависимости n(T), (рис.1), и по нему находим значение вязкости при Т=272К, равное  n = 0,245´ 10-4 м2/с.

Рис. 1

 

Для дальнейших расчетов принимаем значение кинематической вязкости при температуре транспортировки нефти –1оС, равное n=0,24´10-4 м2/с.

 

2. Выбор основного  насосно-силового оборудования.

Определяем пропускные способности нефтепровода

 в час:

;

в секунду:

.

По полученной пропускной способности для перекачки нефти  по Таблице 11 §1 [4] выбираем центробежный насос   НМ-10000-210   со сменным ротором на Qv = 5000 м3/час и подпорный насос    НМП-5000-115   с    Qv = 1,389 м3/с   и   Dh = 115 м.

 

Рис. 2

 

 По характеристике  H-Q  насоса  (см. рис. 2) при  Qv = 4960,3 м3/час находим  
Ннас= 215м.

Для перекачки нефти  Qv= 4960,3 м3/час головную насосную станцию комплектуем тремя основными насосами НМ-10000-210 со сменным ротором на Qv = 5000 м3/час (так как требуемая подача насосов больше 360 м3/час) и одним резервным, а также одним основным и одним резервным подпорными насосами НМП-5000-115.

Общий напор, создаваемый  головной насосной станцией, будет  равен:

Нгнс = 3Ннас+Dh = 3´215+115 =  760м,

а расчетное  давление в нефтепроводе будет равно:

P = rgHгнс = 864´9,81´760 =  4,7 МПа.

 

3. Механический  расчет

 

По Таблице 3 §1 [4] для пропускной способности 36 млн. т/год и расчетному давлению 4,7 МПа выбираем конкурирующие диаметры трубопровода:

920 мм с толщиной  стенки 8-16 мм;

820 мм с толщиной  стенки 7-16 мм;

1020 мм с толщиной  стенки 9-18 мм;

изготовленные из стали 14ХГС.

Определяем расчетное  сопротивление металла трубы  и сварных соединений:

 

 

где,  R1n – нормативное сопротивление равное минимальному пределу прочности (для стали 14ХГС    по Таблице 7 §1 [4]   R1n = 500 МПа);

m0 – коэффициент условий работы трубопровода (по Таблице 1 СНиП 2.05.06.-85 [1] для трубопроводов III  категорий mо = 0,9);

к1 – коэффициент надежности по материалу (по Таблице 9 СНиП 2.05.06.-85 [1] для стали 14ХГС   к1 = 1,47);

кн – коэффициент надежности по назначению (по Таблице 1 СНиП 2.05.06.-85 [4] для трубопроводов с диаметром £ 1000 мм   кн = 1, для трубопроводов с диаметром > 1000 мм кн = 1,05).

Тогда для трубопроводов Æ820 мм и Æ920 мм

,

а для трубопровода Æ1020 мм

,

 

Вычисляем расчетное  значение толщины стенки для конкурирующих  диаметров трубопровода:

;

 

 

 

где,

n – коэффициент перегрузки (по Таблице 13 СНиП 2.05.06.-85 [1] для нефтепродуктопроводов диаметром более 700 мм  n = 1,15; во всех остальных случаях n = 1,1).

Dн – наружный диаметр трубопровода, мм;

p – расчетное давление  трубопровода, МПа.

 

.      Труба 920´8 мм.

.     Труба 820´8 мм.

.   Труба 1020´10 мм.

 

 

4. Гидравлический  расчет нефтепровода.

 

Для определения потерь напора в трубопроводе необходимо определить режим течения нефти, характеризующийся критерием Рейнольдса, сравнить его с граничными величинами для каждого диаметра трубопровода и определить коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода.

Величину критерия Рейнольдса вычисляем  по формуле:

 

 

где    Qv – объемный расход трубопровода, м3/с;

          D –  внутренний диаметр трубопровода, мм;

          n - кинематическая вязкость нефти, м2/с.

 

Определяем режим течения  нефти для трубопровода Æ920´8 мм:

 

Границей между областями трения для нефтепровода Æ920´8 мм будет величина

где к=0,03 мм – абсолютная эквивалентная шероховатость (Таблица 16 §3 [4]).

 

Так как  2000< Re920 < Re1, то режим течения нефти в трубопроводе Æ920´8 мм лежит в области гладкого трения, и для расчета коэффициента гидравлического сопротивления трубопровода применяем формулу Блазиуса:

 

 

Определяем режим течения нефти  для трубопровода Æ820´8 мм:

 

 

Так как  2000< Re820 < Re1, то режим течения нефти в трубопроводе Æ820´8 мм лежит в области гладкого трения, и для расчета коэффициента гидравлического сопротивления трубопровода применяем формулу Блазиуса:

 

 

 

Определяем режим течения  нефти для трубопровода Æ1020´10 мм:

 

 

Так как  2000< Re820 < Re1, то режим течения нефти в трубопроводе Æ1020´10 мм лежит в области гладкого трения, и для расчета коэффициента гидравлического сопротивления трубопровода применяем формулу Блазиуса:

 

 

Расчет  гидравлических потерь напора в нефтепроводе на трение производим по формуле:

 

где L  –  длина нефтепровода, м;

W – средняя по сечению  скорость движения жидкости в  нефтепроводе, м/с. Она определяется  по формуле:

 

м/с;

м/с;

м/с.

Получаем:

,

 

 

Потери напора на преодоление  местных сопротивлений принимаем  равными 1% от величины потерь напора на трение:

 

hx920= 0,01ht920 = 0,01´3463 = 34,63 м,

hx820= 0,01ht820 = 0,01´6021 = 60,21 м,

hx1020= 0,01ht1020 = 0,01´2134 = 21,34 м.

 

 

Перепад высот :    Dz = z2 – z1                            Dz = 106 – 197 = - 91 (м).

 

 

Общие потери напора в  нефтепроводе будут равны:

 

 

H920 = ht920+hx920+Dz = 3463+34,6 –91 = 3406,6 м.

H820 = ht820+hx820+Dz = 6021+60,2 –91 = 5990,2 м.

H1020 = ht1020+hx1020+Dz = 2134+21,3 –91 = 2064,3 м.

 

 

Определяем число насосных станций:

 

 

где      Н  – потеря напора;

Dh – подпор (115 м);

Нст – общий напор станции (645 м).

 

 

         Принимаем  5 станций.

      Принимаем 9 станций.

     Принимаем 3 станции.

 

 

 

5. Экономический  расчет.

 

Для определения оптимального диаметра нефтепровода необходимо сравнить приведенные затраты трех вариантов. Вариант с наименьшими приведенными затратами будет являться оптимальным.

Приведенные затраты  определяются по формуле:

 

П=К´Ен+Э,

 

где К – капитальные  вложения,

      Э –  эксплуатационные расходы,

      Ен – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений. Для (нефтяной и газовой промышленности Ен = 0,12 1/год) трубопроводного транспорта Ен = 0,15 1/год.

 

Эксплуатационные расходы:

 

Э=S´G´L,

 

где S – себестоимость  перекачки нефти, зависящая от диаметра трубопровода (по Таблице §2 [4]     S920=0,066 коп./т км, S820=0,069 коп./т км, S1020=0,065 коп./т км).

 

Э920 = 0,00066´36´106´708 = 16822080 (руб./км).

Э820 = 0,00069´36´106´708 = 17586720 (руб./км).

Э1020 = 0,00065´36´106´708 = 16567200 (руб./км).

 

Капитальные вложения.

 

К = Сл´L + Сгнс + Спнср´nпнср + Спнс(nо-nпнср-1),

 

где     Сл – стоимость единици длины трубопровода в зависимости от диаметра (по Таблице §2 [4]): Сл920=113,6 тыс. руб./км, Сл820=91,1 тыс. руб./км,  
Сл1020=136,1 тыс. руб./км.

Сгнс – стоимость сооружения головной насосной станции, Сгнс= 12300 тыс. руб.,

Спнс – стоимость сооружения промежуточной насосной станции, Спнс= 2788 тыс. руб. (Таблица 12 §2 [4]);

Спнср – стоимость сооружения промежуточной насосной станции с резервуарным парком,

nпнср – количество промежуточных насосных станций с резервуарным парком, так как длина нефтепровода меньше 800 км, то nпнср= 0.

 

 

Имеем:

 

 

К920= Сл920´L + Сгнс + Спнс(nо-1) = 113,6´708 + 12300 + 2788´(5-1) = 103880,8 (тыс. руб.).

К820= Сл820´L + Сгнс + Спнс(nо-1) = 91,1´708 + 12300 + 2788´(9-1) 99102,8 (тыс. руб.).

К1020= Сл1020´L + Сгнс + Спнс(nо-1) = 136,1´708 + 12300 + 2788´(3-1) = 114234,8(тыс. руб.).

 

 

Тогда приведенные затраты  будут равны:

 

П920=К720´Ен+Э920= 103880,8´0,15+16822,08 = 32404,2 (тыс. руб./год),

П820=К820´Ен+Э820= 99102,8´0,15+17586,72 = 32452,14 (тыс. руб./год),

П1020=К1020´Ен+Э1020= 114234,8´0,15+16567,2 = 33702,42 (тыс. руб./год).

 

Сравнивая приведенные  затраты, делаем вывод, что для перекачки 36 млн. т нефти в год экономически выгодно строительство нефтепровода Æ920´8 мм , как нефтепровода с наименьшими приведенными затратами.

 

 

6. Построение  совмещенной характеристики нефтепровода  и  
перекачивающей станции.

Для построения характеристики нефтепровода воспользуемся формулой Лейбензона для режима течения Блазиуса:

 

 

где

 

b = 0,0247, m = 0,25,

L = 708 км, D = 904 мм, n = 5 станций,

Dz = - 91 м, n = 0,24´10-4 м2/с.

 

Подставив значение для  f (м2/с) в формулу Лейбензона, получим:

 

 

Н = 1996,66´Q2-m+DZ = 1996,66´Q1,75 - 91.

 

 

Теперь, подставляя вместо Q цифровые значения объемного расхода, находим соответствующие им значения напора и сводим их в таблицу, по данным которой строим характеристику нефтепровода.

 

Таблица 3.


 

 

Суммарная характеристика пяти нефтеперекачивающих станций (по 3 основных насоса в каждой), работающих последовательно, получается путем сложения отдельных напоров при одинаковых подачах:

 

Ннпс = n ´ 3´Ннас + Dh = 5 ´ 3´Ннас + 115.

 

 

Для построения характеристики перекачивающих станций составляем таблицу, куда заносим значения Ннпс, вычисленные в зависимости от Qнас по характеристике Q(H) основного насосного оборудования.

 

Таблица 4.

 

По данным таблиц 3 и 4 строим совмещенную характеристику работы перекачивающих станций и нефтепровода (Рис.3). Находим рабочую точку.  
Q = 4950 м3/час, Н = 3366 м.

Рис. 3

 

 

7. Расчет объема  резервуарного парка головной  НПС.

 

Объем резервуарного  парка головной НПС принимаем  равным объему двухсуточной перекачки нефти,

и состоящим из двенадцати металлических резервуаров объемом  по 20000 м3 каждый.

 

 

8. Генеральный  план и состав сооружений станций.

Технологическая схема.

 

Место расположения перекачивающих станций по трассе трубопроводов (Приложение 1) определяется в соответствии с гидравлическим расчетом.

При выборе мест расположения станций учитывается необходимость  рационального  и комплексного использования энергетических ресурсов, систем тепло- и водоснабжения, канализационных и очистных сооружений, общественного строительства района.

Площадку под станцию  выбирается в соответствии с проектом планировки и застройки района строительства. Выбор обосновывается сравнением технико-экономических  показателей различных вариантов размещения станций на других площадках этого района. Размеры площадки следует принимать минимально необходимыми с учетом рациональной плотности застройки, а также возможности расширения станции.

Рельеф площадки должен быть спокойным, пологим, с определенно выраженным углом для удобства отвода поверхностных вод, создания благоприятных условий работы системы самотечной канализации и возможности проведения самотечных технологических операций. Грунты на площадке должны иметь достаточную несущую способность (не ниже 0,12 МПа). Породы, принятые за естественное основание, должны быть прочными и устойчивыми.

Генеральный план станции  должен обеспечивать наиболее экономичный  производственный процесс на минимальной территории с учетом размещения во всех возможных случаях технологического оборудования на открытых площадках. При разработке генерального плана обеспечивается наиболее рациональное размещение зданий и сооружений с учетом сторон света и преобладающего направления ветров.

 Для приема нефти  с установок по её подготовке и перекачки их в магистральный трубопровод предназначена головная НПС. Головная НПС включает в свой состав: насосную станцию, подпорную насосную, обеспечивающую бескавитационную работу основных насосов: резервуарный парк; камеру пуска скребка, совмещенную с узлом подключения перекачивающей станции к магистральному трубопроводу; площадку с предохранительными устройствами; установку счетчиков жидкости; помещение с регулирующими устройствами и сеть технологических трубопроводов с площадками фильтров и камерами задвижек или узлами переключения.

Промежуточная НПС предназначена  для повышения давления перекачиваемой нефти в магистральном трубопроводе. Промежуточные НПС имеют в своем составе те же объекты, что и головные, но без резервуарного парка.

Технологическая схема головной перекачивающей станции приведена на рис.4.

Поступая на площадку головной станции, нефть проходит через  камеру (площадку) фильтров 10, где очищается  от механических примесей, затем через  камеру (площадку) расходомеров 12 и по коллекторам через манифольды 16 поступает в любой из резервуаров 17. После отстоя нефть, пройдя манифольд, поступает в подпорную    насосную 15. Далее подпорные насосы подают нефть во всасывающую линию основной насосной 5. Пройдя последовательно работающие агрегаты и камеру регулирующих клапанов 8, нефть под давлением через камеру пуска скребка 7 поступает в магистраль.

 Заключение.

 

На основании проведенного технологического расчета можно  сделать вывод, что для перекачки западнотебукской нефти объемом 36 млн. тонн в год оптимальным является магистральный трубопровод Æ920´8 мм с пятью нефтеперекачивающими станциями.

Объем резервуарного  парка головной НПС равен объему двухсуточной перекачке нефти, и состоит из двенадцати металлических резервуаров объемом  по 20000 м3 каждый.

Промежуточная НПС распологается на расстоянии 344 км от головной НПС.

 

 

 

Рис. 4. Технологическая  схема головной перекачивающей станции.

 

1 – резервуар-сборник  утечек, 2 – коллектор утечек, 3 –  коллектор разгрузки, 4 – магистральный насос, 5 – перекачивающая насосная, 6 – регулирующая заслонка, 7 – узел запуска скребка, 8 – узел регуляторов давления, 9 – узел обратных клапанов,  
10 – фильтр, 11 – замерный узел, 12 – расходомеры, 13 – задвижка с электроприводом, 14 – подпорный насос, 15 – подпорная насосная, 16 – узлы переключения (манифольды), 17 – резервуары.

 

 

Список использованной литературы

 

1. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Минстрой России.- М.: ГУП ЦПП, 1997. - 60с.

2. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов. Под ред. А.К. Дерцакяна,- Л.: Недра, 1977. - 519с.

3. Касьянов В.М. Гидромашины и компрессоры. Учебник для вузов.- М.: Недра, 1981. - 295с.

4. Тугунов П.И. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. М., Недра, 1981, 184 с.




 


Проектирование газонефтепроводов