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

Проверил: 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Владивосток  2011

Оглавление

 

Введение. 3

1 Определение основных параметров перекачиваемой нефти. 4

1.1 Определение расчётной температуры потока нефти. 4

1.2 Определение расчётной плотности нефти. 4

1.3 Определение расчётной вязкости нефти. 5

2 Определение основных параметров нефтепровода. 7

2.1 Определение расчётной годовой пропускной способности. 7

2.2 Определение часовой и секундной производительности нефтепровода. 7

3 Механический расчёт. 8

3.1 Подбор диаметра нефтепровода. 8

3.2 Выбор насосных агрегатов. 8

3.2.1 Магистральные насосы. 8

3.2.2 Подпорные насосы. 9

3.3 Определение толщины стенки нефтепроводов. 10

3.4 Характеристики металла трубопровода. 11

3.5 Определение расчетной длины нефтепровода 11

4 Гидравлический расчет нефтепровода. 12

4.1 Гидравлические потери и гидравлические режимы перекачки 12

4.2 Величины подпора на входе в основные насосы головной и промежуточных насосных станций 14

4.3 Остаточный напор на входе в конечный пункт нефтепровода 14

4.4 Определяем количество эксплуатационных участков и полные потери напора в трубопроводе. 14

5 Совмещённая характеристика H-Q нефтепровода и насосных станций. 14

6 Графическая часть. 15

Список используемой литературы 17

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение.

 

Роль  трубопроводного транспорта в системе  нефтегазовой отрасли промышленности чрезвычайно высока. Он является основным и одним из дешевых видов транспорта нефти от мест добычи на нефтеперекачивающие  заводы и экспорт. Магистральные  трубопроводы, обеспечивая энергетическую безопасность страны, в тоже время позволяют разгрузить железнодорожный транспорт для перевозок других важных для народного хозяйства грузов.

Трубопроводный  транспорт нефти имеет ряд  преимуществ по сравнению с другими  видами транспорта нефти: минимальная  дальность транспортировки, ритмичность  работы поставщиков и потребителей, наименьшие потери нефти, наибольшая автоматизация  технологических процессов.

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 основных параметров перекачиваемой нефти.

1. Определение расчётной температуры потока нефти.

Расчётной температурой считают наинизшую температуру, которую принимает поток нефти в трубопроводе. Эта температура определяется наинизшей температурой грунта на глубине заложения трубопровода с учётом самонагревания потока в результате трения.

Нефть, двигаясь по трубопроводу, отдает тепло в окружающую среду (т.е. dT < 0) и постепенно остывает, при прохождении малого участка dx с массовым расходом G (кг/с) она охладится на dT и потеряет в единицу времени следующее количество тепла

, (1)

где с_р – удельная теплоёмкость нефти.

С другой стороны  изменение температуры нефти  в трубопроводе происходит по следующим  причинам:

1) за счёт  подогрева нефти в насосах  НПС или тепловых станциях. Подогрев  нефти в насосах не превышает  1-2 градусов, и чаще всего им  при инженерных расчетах пренебрегают;

2) в результате  теплообмена с окружающей средой, при этом тепловой поток через  стенку трубопровода можно определить  по формуле Ньютона:

, (2)

где K – полный коэффициент теплопередачи от нефти в окружающую среду, Вт/(м²×К);

D – внутренний диаметр отложений в трубопроводе, м;

Т – температура нефти в сечении x, К;

3) в результате  нагрева вследствие выделения  тепла трения (переходящую в тепло по закону сохранения энергии):

,    (3)

где i_ср – средний гидравлический уклон, определяющий изменение гидравлической энергии на единицу длины трубопровода, м/м;

4) в результате нагрева за  счёт кристаллизации парафина (пренебрегаем  вследствие того, что нефть малопарафинистая).

Следовательно изменение температуры будет происходить из-за трения потока нефти о стенки трубопровода, причём температура будет расти пропорционально длине. Для технологического расчёта мы берём среднюю температуру нефти в трубопроводе. В связи с разницей температур в начале и конце трубопровода, которая является незначительной, допускается принимать температуру равной температуре грунта. (А., 2010)

2. Определение расчётной плотности нефти.

Исходные данные в Приложении 1.

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

, (4)

, (5)

где , - плотность нефти при заданной температуре и 293 К соответственно;

 температурная поправка, кг/м³К;

тогда,

кг/м³К, (6)

кг/м³ (7)

3. Определение расчётной вязкости нефти.

Исходные данные в Приложении 1.

Вязкость  – это свойство жидкости оказывать  сопротивление сдвигу и характеризующее  степень ее текучести и подвижности. Суть явления вязкости заключается в возникновении внутренней силы трения между движущимися слоями жидкости.

Скорость  уменьшается по мере увеличения расстояния от оси трубопровода. При этом при r = r_тр=0,5×D, скорость падает до нуля, а между слоями происходит проскальзывание, сопровождающееся возникновением касательных напряжений τ, величину которых можно определить по формуле Ньютона-Петрова

,     (8)

где μ – коэффициент динамической вязкости, Пз (Пуаз);

dw/dr – градиент скорости, перпендикулярный к поверхности сдвига (скорость сдвига). Модуль появляется в связи с тем, что dw/dr<0, в то время как τ величина только положительная.

Впервые на существование зависимости между  касательным напряжением и скоростью  сдвига указал Ньютон и поэтому она  называется законом трения Ньютона, а жидкости, течение которых подчиняется данному закону – ньютоновскими.

Отношение динамического коэффициента вязкости к плотности жидкости называется кинематическим коэффициентом вязкости, м²/с:

,     (9)

Название кинематического  он получил вследствие того, что  в его размерности отсутствуют  единицы силы. Коэффициент кинематической вязкости ν может выражаться также в сантистоксах: 1 Ст=1 см²/с, 1 сСт=10^–6 м²/с.

Таким образом, вязкость это  свойство движущейся жидкости, которое  численно выражается через динамический m и кинематический n коэффициенты вязкости. При гидравлических расчётах трубопроводов для транспорта нефтей и нефтепродуктов с ньютоновскими свойствами в основном используется кинематический коэффициент вязкости. Расчетное значение коэффициент кинематической вязкости нефти определяется при расчетной температуре по вязкостно-температурной кривой, либо по одной из расчётных формул [10, 11].

Так как закон изменения  коэффициента кинематической вязкости от температуры близок к экспоненциальному, то зависимость его натурального логарифма от температуры будет близка к линейной.

, (10)

после преобразований получаем формулу известную как формула  Рейнольдса- Филонова

   (11)

где u – коэффициент крутизны вискограммы, который определяется как тангенс угла наклона линейной зависимости в координатах T–ln(n), 1/К

                                       ₍₁₂₎

 

Рассчитываем коэффициент крутизны вискограммы для Эхабинской товарной нефти:                                        

[1/К].

Рассчитаем  вязкость для нефти в заданных условиях перекачки

[сСт].

Ещё более приблизить зависимость  к линейной удаётся в координатах lg(T)–lg lg(n), поэтому широкое распространение получило уравнение Вальтера (ASTM), которое является одним из вариантов более общего уравнения Ле-Шателье [11] и в обычной логарифмической форме имеет вид

   (13)

где n_Т – кинематическая вязкость нефти при температуре T, сСт (мм²/с);

А и В – постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости n₁ и n₂ при двух температурах Т₁ и Т₂

Для определения А и В необходимо решить следующую систему уравнений

Решая систему получим

;     (14)

.    (15)

Существенный недостатком  уравнения заключаются в том, что его постоянные лишены физического  смысла и приводят к сглаживанию  вязкостно-температурной зависимости.

Зная коэффициенты A и B, выразим из уравнения (13) n_Т

    (16)

Обе формулы (13) и (15) дают практически  одинаковые результаты при T₁≤T≤T₂. При выходе за пределы указанного интервала более предпочтительна формула (15). Порядок определения расчетной кинематической вязкости таков: сначала находят эмпирические коэффициенты А_ν и В_ν по формулам (14) и (15) или u по формуле (12), а уже потом вычисляют n_T при температуре T_Р по (11) или (16). (А., 2010)

2. Определение основных параметров нефтепровода.

1. Определение расчётной годовой пропускной способности.

Расчетная пропускная способность должна определяться по формуле:

 [Млн. т./г] (17)

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. (2007)

2. Определение часовой и секундной производительности нефтепровода.

Расчётная часовая пропускная способность  нефтепровода определяется по формуле:

   (18)

где - часовая 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:

  (19)

3. Механический расчёт.

1. Подбор диаметра нефтепровода.

Диаметр магистрального нефтепровода должен определяться на основании технико-экономического сравнения различных вариантов при различных диаметрах нефтепровода. Выбор значений диаметров должен осуществляться из условия, чтобы скорость движения нефти в магистральном нефтепроводе была не более скорости указанной в таблице 1 (пропускные способности, приведенные в таблице, получены при значении коэффициента неравномерности перекачки 1,07 и плотности нефти 0,85 т/м³.) Скорость движения нефти должна быть не менее 0,25 м/с.

Пользуясь таблицей 1, выбираем диаметр трубопровода — 820 мм.

Определяем площадь сечения  трубопровода:

=0,53 м²;  (20)

Определяем скорость движения нефти  в трубопроводе:

                        (21)

Данное значение удовлетворяет условию (2,28<2,5).

Таблица 1

Максимальные скорости транспортировки нефти