Технологический расчёт магистрального нефтепровода

Министерство образования  и науки РТ

Альметьевский государственный  нефтяной институт

 

Кафедра транспорта и  хранения нефти и газа

 

 

 

 

 

 

 

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине:

«Проектирование газонефтепроводов»

на тему:

«Технологический  расчёт магистрального нефтепровода»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2009

 

Содержание

 

1. Введение

2. Определение оптимальных параметров  магистрального нефтепровода

2.1 Определение диаметра трубопровода

2.2 Выбор насосного оборудования

2.3 Определение толщины стенки  трубопровода

3. Расчет на прочность и устойчивость магистрального нефтепровода

4. Определение числа нефтеперекачивающих станций (НПС)

5. Построение совмещенной характеристики  магистрального нефтепровода и  перекачивающих станций

6. Расстановка станций  по трассе магистрального нефтепровода

7. Расчет эксплуатационных  режимов магистрального нефтепровода

8. Выбор рациональных  режимов эксплуатации магистрального  нефтепровода

Вывод

Список используемой литературы

 

1. Введение

 

В современных условиях нефть и нефтепродукты являются массовыми грузами, в связи, с чем вся система транспорта призвана обеспечивать бесперебойную доставку их на нефтеперерабатывающие, нефтехимические заводы и с заводов или с месторождений до потребителей в минимальные сроки, наиболее дешевым способом, без порчи их в пути и с наименьшими потерями. Поэтому роль трубопроводного транспорта в системе нефтяной и газовой промышленности чрезвычайно велика. Для нефти трубопроводный транспорт является основным видом транспорта в нашей стране.

Современные магистральные  трубопроводы представляют собой самостоятельные транспортные предприятия, оборудованные комплексом головных, промежуточных перекачивающих насосных станций большой мощности с необходимыми производственными и вспомогательными сооружениями.

Рассматривая систему  трубопроводного транспорта нефти, 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.

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.

 

 

2. Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода

 

Расчет ведем в соответствии с [6].

Вычисляем значения эмпирических коэффициентов a и b по формулам (3.1.7) и (3.1.8)

 

b = = -4,441;

a = lglg(44,4+ 0,8) +4,441·lg273=11,037.

 

Из формулы (3.1.5) вычисляем  расчетную кинематическую вязкость при температуре 272 К по формуле (3.1.6)

 

;

 

По формуле (3.1.4) находим температурную поправку

 

 

Расчетная плотность  нефти будет определяться по формуле (3.1.3)

 

 

2.1 Определение диаметра трубопровода

 

Расчетную часовую пропускную способность нефтепровода определяем по формуле (3.2.1)

 

 

Внутренний диаметр  нефтепровода вычисляем по формуле (3.3.1), подставляя рекомендуемую ориентировочную скорость перекачки (рис.3.3.1)

 

 

По вычисленному значению внутреннего диаметра, из стандартного ряда принимаем диаметр нефтепровода – 1020 мм.

 

2.2 Выбор насосного  оборудования

 

В соответствии с найденной  расчетной часовой производительности нефтепровода подбираем магистральные  и подпорные насосы нефтеперекачивающей  станции исходя из условия (3.2.2)

 

 

Согласно приложения 2 и 3, выбираем насосы: магистральный  насос НМ 5000-210 и подпорный насос НПВ 5000-120.

Напор магистрального насоса ( ) составит по формуле (3.2.3)

 

,

 

напор подпорного насоса ( ) составит

 

 

Далее рассчитываем рабочее  давление на выходе головной насосной станции по формуле(3.2.3)

 

 

Условие (3.2.4) выполняется, т.е. 4,45МПа<6,4МПа.

 

2.3 Определение толщины стенки трубопровода

 

По приложению 1 выбираем, что для сооружения нефтепровода применяются трубы Волжского  трубного завода по ВТЗ ТУ 1104-138100-357-02-96 из стали марки 17Г1С (временное сопротивление стали на разрыв σвр=510МПа, σт=363 МПа, коэффициент надежности по материалу k1=1,4). Перекачку предполагаем вести по системе «из насоса в насос», то np= 1,15; так как Dн= 1020>1000 мм, то kн = 1,05.

Определяем расчетное  сопротивление металла трубы  по формуле (3.4.2)

 

 

Определяем расчетное  значение толщины стенки трубопровода по формуле (3.4.1)

 

δ = =8,2 мм.

 

Полученное значение округляем в большую сторону  до стандартного значения и принимаем  толщину стенки равной 9,5 мм.

Определяем абсолютное значение максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов по формулам (3.4.7) и (3.4.8):

 

(+) =

(-) =

 

Для дальнейшего расчета  принимаем большее из значений, =88,4 град.

Рассчитаем продольные осевые напряжения σпрN по формуле (3.4.5)

 

σпрN = - 1,2·10-5·2,06·105·88,4+0,3 = -139,3 МПа.

 

где внутренний диаметр  определяем по формуле (3.4.6)

 

 

Знак «минус» указывает  на наличие осевых сжимающих напряжений, поэтому вычисляем коэффициент  по формуле (3.4.4)

 

Ψ1= = 0,69.

 

Пересчитываем толщину стенки из условия (3.4.3)

 

 

δ = = 11,7 мм.

 

Таким образом, принимаем  толщину стенки 12 мм.

 

 

3. Расчет на прочность и устойчивость  магистрального нефтепровода

 

Проверку на прочность  подземных трубопроводов в продольном направлении производят по условию (3.5.1).

Вычисляем кольцевые  напряжения от расчетного внутреннего  давления по формуле (3.5.3)

 

194,9 МПа.

 

Коэффициент, учитывающий  двухосное напряженное состояние  металла труб определяется по формуле (3.5.2), так как нефтепровод испытывает сжимающие напряжения

 

0,53.

 

Следовательно,

 

МПа.

 

Так как  МПа, то условие прочности (3.5.1) трубопровода выполняется.

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов  проверку производят по условиям (3.5.4) и (3.5.5).

Вычисляем комплекс

 

 

где R2н= σт=363 МПа.

Для проверки по деформациям  находим кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки –  внутреннего давления по формуле (3.5.7)

 

185,6 МПа.

 

Вычисляем коэффициент  по формуле (3.5.8)

 

=0,62.

 

Находим максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе по формуле (3.5.6), принимая минимальный радиус изгиба 1000 м

 

 

185,6<273,1 – условие  (3.5.5) выполняется.

МПа> МПа – условие (3.5.4) 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 (3.5.9)

 

м.

Определяем эквивалентное  осевое усилие в сечении трубопровода и площадь сечения металла  трубы по формулам (3.5.11) и (3.5.12)

 

МН,

 

Определяем нагрузку от собственного веса металла трубы  по формуле (3.5.17)

 

Н/м;

 

Определяем нагрузку от собственного веса изоляции по формуле (3.5.18)

 

 

Определяем нагрузку от веса нефти, находящегося в трубопроводе единичной длины по формуле (3.5.19)

 

 

Определяем нагрузку от собственного веса заизолированного трубопровода с  перекачивающей нефтью по формуле (3.5.16)

 

 

Определяем среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом по формуле (3.5.15)

 

Определяем сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины по формуле (3.5.14)

 

 

Определяем сопротивление  вертикальным перемещения отрезка  трубопровода единичной длины и  осевой момент инерции по формулам (3.5.20), (3.5.21)

 

 

Определяем критическое  усилие для прямолинейных участков в случае пластической связи трубы  с грунтом по формуле (3.5.13)

 

 

Следовательно

 

МН

 

Определяем продольное критическое усилие для прямолинейных  участков подземных трубопроводов в случае упругой связи с грунтом по формуле (3.5.22)

 

Следовательно

 

МН.

 

Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении  в плоскости наименьшей жесткости  системы производят по неравенству (3.5.10) обеспечена

 

15,97МН<17,64MH; 15,97<101,7MH.

 

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

 

 

По графику рисунок 3.5.1 находим  =22.

Определяем критическое  усилие для криволинейных участков трубопровода по формулам (3.5.23), (3.5.24)

 

 

Из двух значений выбираем наименьшее и проверяем условие (3.5.10)

 

 

Условие устойчивости криволинейных  участков не выполнено. Поэтому необходимо увеличить минимальный радиус упруго изгиба

 

 

Откуда 

 

 

4. Определение числа нефтеперекачивающих станций (НПС)

 

Определяем секундный  расход нефти и ее среднюю скорость по формулам (3.6.1) и (3.6.2)

 

=1,57 м3/с;

 

Определяем режим течения

 

 

Так как Re>2300 режим течения  жидкости турбулентный.

Определяем относительную  шероховатость труб при  =0,05 мм (таблица 3.6.2) и первое переходное число Ренольдса по формуле (3.6.6)

 

 

Так как Re< Re1, 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 (3.6.7)

 

 

Определяем полные потери в трубопроводе (3.6.8), приняв Нкп = 40 м. Так как L>600 м, то число эксплуатационных участков определяем по формуле (3.6.9)

 

 

Определяем расчетный  напор одной станции по формуле (3.6.11)

 

м.

 

Расчетное число насосных станций определяем по формуле (3.6.13)

 

 

Если округлить число  НПС в меньшую сторону (10 станции), то гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой лупинга. Приняв диаметр лупинга равным диаметру основного трубопровода, найдем значение и длину лупинга по формулам (3.6.15) и (3.6.14)

 

 

м.