МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственное образовательное учреждение высшего  профессионального образования

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Институт  транспорта

Кафедра  « Сервис автомобилей  и 

технологических машин» 
 
 
 
 
 

Курсовая  работа

 по  теме:

«Технологический  расчёт магистрального нефтепровода» 
 
 
 
 
 
 
 
 

Выполнил:                                                                 Студент гр. НПГ-07 

                                         Шамаев А.И. 
 

Проверил:                                                                  Ракитин В.А. 
 
 
 
 

Тюмень 2011г. 

Содержание.

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

1. Нахождение плотности  нефти при заданной  температуре ( t = 14 C ) по          графику зависимости………………………………………………………………5

2. Нахождение вязкости нефти при заданной температуре ( t = 14 C ) по графику зависимости ………………………………………………………………6

3. Технологический  расчет магистральных  нефтепроводов………………….7

3.1. Механический  расчет……………………………………………………………7

3.2. Гидравлический  расчет………………………………………………………….9

3.3. Определение расчетной длины нефтепровода……………………………….10

3.4. Построение  совмещенной характеристики нефтепровода  и насосных станций…………………………………………………………………………...….11

3.5. Расстановка  насосных станций по трассе…………………………………….13

3.6. Расчет режимов  эксплуатации нефтепровода………………………………..13

Заключение…………………………………………………………………………17

Список  используемой литературы…………………………………………………………………………18 
 

  Введение. 

      Нефтепрово́д - инженерно-техническое комплекс сооружений для транспортировки нефти и продуктов её переработки от места их добычи или производства к пунктам потребления или перевалки на ж.д. либо водный транспорт. В состав нефтепроводов входят подземные и подводные трубопроводы, линейная арматура, головные и промежуточные нефтеперекачечные насосные станции, нефтехранилища, линейные и вспомогательные сооружения. Различают магистральные и промысловые нефтепроводы.

      В 1863 году русский ученый Д. И. Менделеев  предложил идею использования трубопровода при перекачке нефти и нефтепродуктов, объяснил принципы строительства трубопровода и представил убедительные аргументы в пользу данного вида транспорта.

      В конце 1878 года на Апшеронском полуострове  был введен в эксплуатацию первый российский нефтепровод протяженностью около 10 километров для перекачки нефти от Балаханского месторождения на нефтеперерабатывающие заводы Баку. Проект трубопровода был разработан знаменитым инженером В.Г.Шуховым. Нефтепровод строился под его непосредственным техническим руководством. В дальнейшем Шухов разработал теоретические и практические основы проектирования, строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов. В статье «Нефтепроводы» (1884) и в книге «Трубопроводы и их применение в нефтяной промышленности» (1894) В. Г. Шухов привёл точные математические формулы для описания процессов протекания по трубопроводам нефти, мазута, создав классическую теорию нефтепроводов. В.Г.Шухов был автором проектов первых российских магистральных нефтепроводов: Баку — Батуми (883 км, 1907), Грозный — Туапсе (618 км, 1928).

      По  магистральным нефтепроводам нефть  и нефтепродукты транспортируются на значительные расстояния, нередко  до 2000 км и более. Диаметр магистрального нефтепровода от 200 до 1220 мм, давление, как правило, 5—6 Мн/см2 (50—60 кгс/см2). Подводящие нефтепроводы предназначаются для транспортировки нефти с промыслов на головные сооружения магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов с нефтеперерабатывающих заводов на головные сооружения магистральных нефтепродуктопроводов: они имеют протяжённость до нескольких десятков км. Промысловые, заводские и нефтебазовые трубопроводы предназначены для внутренних перекачек.

      Основные  параметры магистрального нефтепроводо : протяжённость, производительность, диаметр, давление и число перекачечных станций. Первые два параметра задаются, остальные определяются расчётом. Для сооружения нефтепроводов применяют трубы из углеродистой и низколегированной стали, в основном сварные, с продольным и спиральным швами. При расчёте магистрального нефтепровода большое значение имеют вязкость и плотность перекачиваемых нефти и нефтепродуктов. Для предохранения труб от почвенной коррозии и блуждающих токов применяют антикоррозийную изоляцию и электрохимические методы защиты: катодную защиту, электрополяризованные протекторы, электродренаж. По всей длине нефтепровода устанавливаются линейные секущие задвижки. Расстояние между задвижками определяется в зависимости от рельефа местности, но составляет не более 20 км. При перекачке высоковязкой и высокозастывающей нефти применяют её подогрев на перекачечных станциях и промежуточных пунктах подогрева. Стоимость строительства магистральных нефтепроводов окупается в относительно короткие сроки (обычно 2—3 года). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1. Нахождение плотности нефти при заданной температуре ( t = 14 C ) по графику зависимости.  

      Где х = t C, а у = f(х) – р (кг/куб.м)

      у = -0,673х + 883,68 - уравнение зависимости плотности от температуры.

      Если  х = 14, то у = -0,673*14 + 883,68 = 874,2

      Получаем р = 874,2 кг/куб.м, при t = 14 С 
 
 
 
 
 
 

2. Нахождение вязкости  нефти при заданной  температуре ( t = 14 C ) по графику зависимости.  
 

Где х = t C, а у = f(х) -n*10 (кв.мм/с)

            у =- 3,7306Ln(х) + 18 – уравнение зависимости вязкости от температуры. 

      Если  х = 14, то у = - 3,7306Ln(14) + 18  = 8,154

      Получаем n = 8,154*10 = 81,54 кв.мм/с, при t = 14 С .   
 
 
 
 
 
 
 

3. Технологический  расчет магистральных  нефтепроводов. 

3.1. Механический расчет.

      Так как плановое задание на перекачку  составляет 110 млн.куб.м/год целесообразно  протянуть две ветки магистрального нефтепровода ( поделив пропускную способность Q/2 ). Таким образом мы обеспечим бесперебойную поставку нефти на конечный пункт, если даже один магистральный нефтепровод будет на диагностики.

      3.1.1. Вычисляем рабочие параметры  перекачиваемой нефти.

      А) Параметр рабочей плотности:

      Рт = Р293 / 1+bр*(Т-293),

      где Рт , Р293 – плотность нефтепродукта соответственно при температурах Т и 293 К.

      Рт = Pр  = 870,2 / 1+0,000769*(-6) = 874,2 кг/куб.м

      Что соответствует плотности полученной графическим способом, с помощи линии  тренда.

      Б) Параметр рабочей вязкости:

      n_р = 8,154*10 = 81,54 кв.мм/с, полученная графическим способом, с помощью линии тренда. 

       3.1.2. Выбор диаметра нефтепровода  и число рабочих дней.

      Так как Q/2 = 55 млн.куб.м/год, то можно перевести в млн.т /год:

      Q1 = 55*0,8742 = 48,081 млн.т /год

      Q2 =48,081 млн.т /год

      Исходя  из пропускной способности выбираем Dн = 1020 мм, dн = 9..18 мм, число рабочих дней 350 сут.. 

      3.1.3. Находим расчетную часовую пропускную  способность МН.

      Qч = G / 24N ,

      где N-расчетное число суток работы нефтепровода, а G- пропускная способность нефтепровода (млн.куб.м/год).

      Qч1 = Qч2 = 55*10 ⁶/ 24*350 = 6547,6 м³ /ч

      3.1.4. Выбор насосов.

      Основные: НМ 7000-210, удовлетворяют условию 0,8Qн £ Qч1£ 1,2Qн

      0,8*7000 £ 6547,6 £ 1,2*7000

      5600£ 6547,6£ 8400

      Два подпорных: НПВ 3600-90 ставим их параллельно, удовлетворяют условию 0,8Qн £ Qч1£ 1,2Qн

      0,8*(3600+3600) £ 6547,6£ 1,2*(3600+3600)

      5760£6547,6£8640

      3.1.5. Определение напора насосов при  часовой подачи.

      По  техническим характеристикам выбираем насосы с наибольшим диаметром ротора. Напор этих насосов при расчетной  часовой подачи:

      Для НПВ 3600-90, где Н₁ + Н₂ = Н₂₀:

           Н₁ = Н₀ + а* Qч1 – в* (Qч1/2)²

      Н₂ = Н₀ + а* Qч1 – в* (Qч1/2)²

      Н₁ = 127 – 2,9*10^-6*(3273,8)² = 95,91 м

      Н₂ = 95,91 м ; Н₂₀ = 191,8 м

      Для НМ 7000-210:

      h = Н₀ + а* Qч1 – в* (Qч1)²

      h = 323,6 – 1,43*10^-6*(6547,6)²= 262,29 м

      3.1.6. Расчет рабочего давления.

      Полагаем что основных насосов m = 3, рассчитываем рабочие давление на выходе головной насосной станции:

      Р = Р_р*g*(m*h + Н₂₀); Р = 874,2*9,81(3*262,29 + 191,8) = 8,39*10⁶ Па

      Запорная  арматура на нефтепроводе рассчитана на давление Р_¶ = 6,4 мПа (Р> Р_¶). Необходимо принять к применению ротор меньшего диаметра.

      Излишний  напор составляет:

      Р-Р_¶ / Р_р*g = (8,39-6,4)* 10⁶ / 874,2*9,81 = 232,4 м

      Так как  допустимый кавитационный запас  насоса составляет 52 м, то напор подпорных  насосов можно существенно уменьшить. Принимаем к использованию ротор наименьшего диаметра 550мм:

      Н₁ = 93,7 – 1,4*10^-6*(3273,8)²= 78,69 м; Н₂ = 78,69 м ; Н₂₀ = 157,39 м

      С учетом данной замены суммарный избыточный напор составляет:

      Р-Р_¶ / Р_р*g = 232,4 - (191,8 –157,39) = 197,99 м

      Т.е. избыточный напор одного насоса составляет 65,9 м.

      Пологая что будет использоваться ротор  с диаметром 430 мм находим:

      h= 238,4 – 1,51* 10^-6*(6547,6)² = 173,6 м

      Таким образом напор одного основного насоса уменьшился на:

      262,29 -173,6=88,69 > 65,9

      Проверим  возможность использование ротора с диаметром 475 мм:

      h= 296,6 – 1,87*10^-6*(6547,6)²= 216,43 м

      Уменьшение  напора одного основного насоса составляет:

      216,43 –173,6 = 42,8, что недостаточно.

      Таким образом, рабочее давление головной насосной станции составляет:

      Р = 874,2*9,81*(3*173,6+ 157,39) = 5,8*10⁶ Па

      3.1.6.Находим  толщину стенки трубопровода  и внутренний диаметр.

      Пологая, что нефтепровод строится из труб Челябинского Трубного Завода, ТУ-14-3-1698-90. Для этого диаметра (D_н=1020 мм), давления (Р=5,8*10⁶ Па) и производительности (Q2 = Q1 = 48,081 млн.т /год) подходит сталь Ст 13Г1С-У ( s_вр=540 мПа; s_т=390 мПа; К₁=1,47; К_н =1,005; dн = 15,5…12,9 ). Выбираем нефтепровод I категории ( СНиП 2.05.06-85*, СНиП III-42-80), то m_o=0,75.

      Вычисляем расчетное сопротивление металла трубы:

      R₁= s_вр * m_o/ К₁*К_н ; R₁= 540*0,75/1,47*1,005=276,8 мПа

      Вычисляем расчетную толщину стенки трубы:

      d= n₁*Р* D_н / 2*( n₁*Р+ R₁)

      d= 1,15*5,8*1020/2*(1,15*5,8+276,8)=12 мм

      Округляем данное значение до ближайшего большего стандартного значения dн = 12,9 мм.

      Определяем внутренний диаметр нефтепровода:

      d= D_н – 2*d_н ; d= 1020-12,9=994,2 мм

      3.2. Гидравлический расчет.

      Определяем  секундный расход нефти и ее скорость:

      Q= Qч1 / 3600; Q=6547,6 /3600=1,8 м³/с

      V= 4* Q/ p* d² ; V= 4*1,8/ 3,14*(0,9942)² =2,32 м/с

      Определяем число Рейнольдса:

      R_e= V*d/ n_р ; R_e= 2,32*0,9942/ 0,8154*10^-4= 28287

      Режим течения нефти турбулентный R_e>2320.

      Определяем  шероховатость труб:

      Кэ =0,02- коэффициент эквивалентный шероховатости  труб, для новых чистых труб.

      e= Кэ/d; e= 0,02/994,2=2*10^-4

      Определяем  первое переходное число Рейнольдца:

      R_e1= 10/e; R_e1=10/2*10^-4=50000

      Так как R_e< R_e1, то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб и коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле:

      l= 0,3164/ R_e^0,25; l= 0,3164/(28287)^0,25= 0,0245

      Вычисляем гидравлический уклон:

      I = l*V²/d*2*g; I = 0,0245*5,3824/19,5=0,00676

      Так как L»660 км, то Nэ=1, DZ= (20м–50м)= -30 – разность геодезических отметок конца Z₂ и начала Z₁ трубопровода.

      Вычисляем полные потери в трубопроводе (полагаем Нкп = 30 м – остаточный напор в  конце трубопровода):

      Н = 1,02*I*L+DZ+ Nэ* Hкп

      Н= 1,02*0,00676*10³*660-30+30= 4550,8 м 

      3.3. Определение расчетной  длины нефтепровода.

      Для магистральных трубопроводов потери напора на местные сопротивления x незначительны, их принимают равными 2% от потерь на трение l .

      Потери  напора на местные сопротивления можно выразить через длину трубопровода, эквалентную местным сопротивлениям.

      Lэ = x*d / l

      Так как l = 0,0245, x = 4,9*10^-6 .

      Lэ = 4,9*10^-6*0,9942*10^-3/ 0,023 = 211,8*10^-9 км

      С помощью эквивалентной длины  расчет потерь на трение в трубопроводе с местными сопротивлениями сводится к расчету потерь на трение в прямой трубе, приведенная длина которой:

      Lп  = Lг  + Lэ ,

      где Lг – геометрическая длина трубопровода (включая самотечные участки).

Т.е. Lп  = Lг = L =660 км. 

      3.4. Построение совмещенной  характеристики нефтепровода  и насосных станций.

      Расчетный напор одной станции:

      Нст = m*h; Нст= 3*173,6 =520,8 м

      Расчетное число насосных станций:

      n= Н- Nэ*Н₂₀/Нст; n= 4550,8 – 157,39 /520,8= 8,4 »9

      n_н= m* n; n_н= 3*9=27- общие число работающих насосов на насосных станциях.

      На  рис.3, 4 и Чертеже 1 (Совмещенная характеристика нефтепровода и насосных станций) приведена совмещенная характеристика нефтепровода и насосных станций при общем числе работающих насосов nн = 24, 25, 26, 27. Таким образом, проектная производительность нефтепроводом обеспечивается при работе на станции 25 насосов. 

        Данные для построения совмещенной характеристики.

      Таблица 1.

        Рис.3.График совмещенной характеристики  нефтепровода и насосных станций для  nн = 24, 25. 

        Рис.4. График совмещенной характеристики  нефтепровода и насосных станций для  nн = 26, 27.

      При расположения этого количества насосов  по станциям необходимо иметь в виду следующее; 1) большее их число должно быть установлено на станциях, расположенных  в начале трубопровода, и меньшее - на расположенных в его конце; 2) для удобства обслуживания линейной части четвертый и пятый перегоны между станциями должны быть примерно одинаковой длинны. Исходя из вышесказанного, выбираем следующую схему включения насосов на насосных станциях: 3-3-3-3-3-3-3-2-2. 

      3.5. Расстановка насосных  станций по трассе.

      Вычисляем длину перегона, на который хватило бы напора Нст:

      L*= Нст / 1,02*I

        L*= 520,8/1,02*0,00676= 75,53 км

      Вначале нефтепровода вверх в вертикальном масштабе откладываем напор Нст1 = 520,8 м , а правее в горизонтальном масштабе L1*=75,53 км. Линия, соединяющая концы данных отрезков, есть гидравлический уклон в нефтепроводе с учетом местных сопротивлений.

      В точке пересечения линии гидравлического  уклона с профилем трассы располагается НС №2. Откладываем в ней вверх в масштабе напор Нст2 = 520,8 м и проводя через полученную точку линию гидравлического уклона, в месте ее пересечения с профилем трассы находим место расположения НС №3

      Положение НС №4…..НС №9 определяются аналогично, но с тем отличием, что напор Нст8= 2*h:

      Нст8= 2*173,6=347,2 м. L8*= 50 км.

      В заключении проверяется правильность расстановки насосных станций. Для этого в точки (т. А9) вверх откладывается напор:

      Нст8 + Н20 – Нкп = 347,2 + 157,39 –30 = 474,59 м; L9*=50 км.