Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение среднего профессионального образования

Чайковский промышленно-гуманитарный колледж

Техническое отделение

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

По дисциплине: Строительные конструкции

На тему:

Технологический расчет нефтепровода

Студента группы СЭГГ-31

Казанцева Владимира

Преподаватель Батаков Л.Н.

Чайковский 2011



Содержание

• Введение
• 1. Исходные данные для технологического расчета магистрального нефтепровода
• 2. Технологический расчет нефтепровода
• 3. Совмещенная характеристика трубопровода и НС
• 4. Расстановка насосных станций на профиле трассы
• Заключение
• Список используемой литературы


Введение

Технологический расчет нефтепровода включает в себя решения следующих основных задач:

1. Выбор и обработка исходных данных: температура, плотность, коэффициент кинематической вязкости нефти;

2. Определение параметров нефтепровода:

диаметра и толщины стенки труб нефтепровода;

типа насосно-силового оборудования для нефтеперекачивающих станций;

давления, развиваемого нефтеперекачивающих станций;

длина лупинга или вставки меньшего или большего диаметра;

числа эксплуатационных участков и др.;

3. Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе трубопровода;

4. Расчет режимов работы и др.;

Для выполнения технологического расчета нефтепровода необходимы следующие данные:

1. Плановое (годовое) задание на перекачку нефти по трубопроводу

2. Расчетная температура нефти ;

3. Физические свойства перекачиваемой нефти в зависимости от расчетной температуры;

4. Характеристика труб и насосно-силового оборудования;

5. Чертеж сжатого профиля трассы.



1. Исходные данные 0-го варианта для технологического расчета нефтепровода.

1. Расчетная длина трубопровода	L=800км
2. Разность геодезических отметок	Z=+68м
3. Годовой план перекачки нефти	Gr= 10 млн. т/г
4. Расчетная температура нефти	tp=- 0,5 C
5. Плотность нефти при
6. Коэффициенты кинематической вязкости
7. Остаточный напор	hкп=40м
8. Число эксплуатационных участков	Nэ=1

2. Технологический расчет нефтепровода

Расчетная пропускная способность нефтепровода определяется по формуле:

=>;

Где Gr - массовый годовой расход нефти

- расчетная плотность нефти (при расчетной температуре -0,5 С)

8400 - расчетное число часов работы в году

Расчетная плотность нефти при температуре вычисляется по формуле:

,

где - плотность нефти при t=

Коэффициент кинематической вязкости находим по формуле:

,

где вязкость V_p измеряется в сСт (мм /с),

Т_р - расчетная температура в кельвинах (К).

Откуда

Коэффициенты a и b определены по формулам:

=>

=>

Ориентировочное значение внутреннего диаметра нефтепровода определяем по формуле:

=> ; где

Q - секундная подача

W = 1,3 м/с - скорость перекачки при расчетной пропускной способности

Q = 1361,744 м³/ч. (определяется по графику W-Q)

(W-Q) Зависимость рекомендуемой скорости перекачки от плановой пропускной способности нефтепровода.

Таблица 1

Механические характеристики трубных сталей

Марка	Предел прочности в,МПа	Предел текучести т, МПа	Состояние поставки металла труб	Диаметр наружный Dн, мм	Толщина стенки, мм
1	2	3	4	5	6
14Г2САФ	570	400	Нормализованный лист	1220	11;11,5;13; 15
17Г1С	520	360	Нормализов. лист	1020	9,5;10;11; 12,5;14
			Горячекатанный лист	820 720 529	8,5;9;10; 10,5;11;12 7,5;8;8,5;9; 10;11;12 6;6,5;7;7,5;8;9
17Г2СФ	550	330	Спирально-шовные из рулонной горячекатанной стали	1220 1020 820 720 529	12 10;10,5 8;9,5;10;11;11,5 7;8,5;9,5;10;11,5 5,5;6;6,5;7; 7,5;8,5
17Г1С	520	360	Спирально-шовные из рулонной горячекатанной стали	1220 1020 820 720 529	12; 10;10,5 8,5;10;11,5; 12; 7,5;8,5;9; 10;10,5;12 6;6,5;7;7,5; 8;9
16Г2САФ	600	420	Нормализованный лист	1020	9;10;10,5;12
14ХГС	500	350	Горячепрленные нормализов трубы	1020 720 529	10,5;11;12,5 7,5;8;9;10,5;11 7,5;8;9

Примем ближайший наружный диаметр трубопровода (табл. 1)

D_н = 720 мм

Примем марку стали труб 17Г1С с пределом прочности у_в = 520 МПа.

Согласно коэффициенты m, n, K₁, K_н имеют значения:

n = 1, 15; m = 0, 9; K₁ = 1, 47; K_н = 1, 0

Расчетное сопротивление металла трубы определяем по формуле:

=>; где

-предел прочности

M - коэффициент условий работы трубопровода, зависящий от его категории: магистральных нефтепроводов m=0.9

К1 - коэффициент надежности по материалу; для сварных труб из горячекатаной и нормализованной низколегированной стали

Кн - коэффициент надежности по значению трубопровода

Основные магистральные и подпорные насосы выбираем по расчетной пропускной способности Q = 1361,744м³/ч (табл. 2):

­ магистральный насос НМ 1250-260 с производительностью 1250м³/ч и напором 260 м;

­ подпорный насос НМП 2500-74 с производительностью 2500м³/ч и напором 74 м.



Таблица 2

Характеристика насосов нефтеперекачивающих станций

Производительность нефтепровода млн. т/г	Марка насоса	Диапазон измерения подачи насоса, м3 /ч	Номинальная подача насосной станции, млн. т/г	Подача/ напор, м3 /ч / м	Допускаемый кавитационный запас (вода), м
1	2	3	4	5	6
7,1…10,7	НМ1250	1000…1500	8,9	1250/260	20
10,7…15,4	НМ1800	1450…2150	12,9	1800/240	25
15,4…21,4	НМ2500	2000…3000	17,9	2500/230	32
21,4…30,8	НМ3600	2900…4300	25,7	3600/230	40
30,8…42,8	НМ5000	4000…6000	35,7	5000/210	42
42,8…60,0	НМ7000	5600…8400	50,0	7000/210	52
60,0…85,7	НМ10000	8000...12000	71,4	10000/210	65
85,7…92,6	НМ10000	10000...13000	89,3	12500/210	89

При расчетной подаче напоры, развиваемые насосами,

h_М = 250 м

h_П = 72,5 м

Рабочие характеристики подпорных насосов (h_п)



Характеристика насоса НМ 1250-260(n = 3000 об/мин; D₂ = 440 мм) (h_м)

Рабочее давление, развиваемое насосной станцией находим по формуле:

; где

;- соответственно напор, развиваемый магистральным насосом при расчетной Q по рабочим характеристикам насосов

-число рабочих магистральных насосов (обычно 3)

- допустимое давление нефтеперекачивающей станции, исходя из прочности корпуса насоса или запорной арматуры

G = 9.81 -ускорение свободного падения

- плотность нефти

Необходимая толщина стенки трубы определяется по формуле:

,=>; где

Р - рабочее давление в трубопроводе

- наружный диаметр трубы

n - коэффициент надежности по нагрузке (рабочему давлению); для диаметра труб от 720 до1220 мм n=1.15

Для труб из стали 17Г1С и D_н = 720мм (табл. 1) ближайшая большая толщина стенки равна д = 9,1мм.

Определяем внутренний диаметр трубопровода:

=>; где

- необходимая толщина стенки трубы

- наружный диаметр трубы.

Определяем фактическую скорость течения нефти в трубопроводе:

=>; где

-расчетная пропускная способность(м/с)

-внутренний диаметр трубы

Определяем число Рейнольдса:

=>; где

Dвн - внутренний диаметр трубопровода

W - фактическая скорость течения нефти по трубопроводу

Находим первое переходное число Рейнольдса:

=>; где

- эквивалентная шероховатость труб(0,015);

Сравнивая Re и Re₁, получаем, что режим течения турбулентный, зона гидравлически гладкого трения.

Определяем коэффициент гидравлического сопротивления (формула Блазиуса):

=>; где

Re -число Рейнольдса

Определяем гидравлический уклон:

=>; где

- коэффициент гидравлического сопротивления

Dвн - внутренний диаметр трубопровода

W - фактическая скорость течения нефти по трубопроводу

Определяем суммарные потери напора в трубопроводе:

=>; где

- гидравлический уклон

L- расчетная длина нефтепровода

Z - разность геодезических отметок от конца и начала трубопровода

Расчетный напор перекачивающей станции при выполнении условия определяется по:

=>; где

- число рабочих магистральных насосов

- напор магистрального насоса

Определяем расчетное число насосных станций:

=>; где

H - суммарные потери напора

Nэ - число эксплуатационных участков(1)

hкп - остаточный напор

Нст - расчетный напор

Округлим число насосных в меньшую сторону, примем n = 2.

При расчетной подаче Q =1361,744м³/ч суммарный напор всех насосов составляет (т. Б на кривой 3, рис. 4):

=>

Суммарные потери напора в трубопроводе с учетом остаточного напора (т. Е на кривой 1, рис. 4) составляют:

=>

Сопоставляя потери напора и суммарный напор всех насосов, видим, что потери превышают напор, при этом расчетная подача не будет обеспечена.

Чтобы обеспечить расчетную подачу, необходимо уменьшить сопротивление трубопровода прокладкой лупинга.

нефтепровод труба насосный силовой



Определяем необходимую длину лупинга:

=>; где

i_л -гидравлический уклон лупинга

i-гидравлический уклон

- расчетное число НС

n - число НС

Гидравлический уклон лупинга i_л при D_л = D_вн:

=>

Суммарные потери напора на трение в трубопроводе с лупингом с учетом h_кп (т. Б на кривой 2) составляют:

Следовательно, необходимая длина лупинга определена верно.

Построим совмещенную характеристику трубопровода и НС

Для построения характеристики трубопровода зададимся рядом расходов в диапазоне 0,8…1,2Q от расчетной подачи. С учетом остаточного напора определим суммарные потери напора в трубопроводе в координатах Q-H построим характеристику трубопровода. В предыдущем расчете при Q = 1361,744м³/ч уже определено одно значение Н =1658,4 м. Аналогично строится характеристика трубопровода с лупингом. В рассматриваемом расчете при расчетной подаче определены суммарные потери напора с учетом h_кп они составляют H_с^п = 1607,72 м.

Построим суммарную характеристику всех насосных станций с учетом подпорных насосов. Характеристика основного насоса НМ 1250 - 260 представлена на характеристике насоса НМ 1250-260 при начальных значениях подач определим напор, развиваемый насосом с колесом диаметром D₂ = 440мм и по формуле для 3 насосных станций определим развиваемый напор. К этим значениям добавим напор, развиваемый подпорным насосом, и построим искомую характеристику 3 (рис. 1). Суммарная характеристика только магистральных насосов представлена на кривой 4.

Таблица 3

Характеристика трубопровода без лупинга

Исходные данные
Расчетная вязкость сСт	н = 38,5
Длина трубопровода км	L = 800
Внутренний диаметр м	D =0.702
Шероховатость стенки трубы мм	К = 0,015
Разность геодезических отметок м	?Z = 68
Остаточный напор м	Ност = 40
Число эксплуатационных участков	Nэ = 1
Результаты гидравлического расчета
1	2	3	4
Q, м3/ч	i	iл	Н, м
800	0,0013305	0	1193,688
1100	0,00169	0	1487,04
1400	0,002026	0	1761,216
1700	0,00234	0	2017,4
2000	0,0026498	0	2270,24



Таблица 4

Характеристика трубопровода с лупингом

Исходные данные
Расчетная вязкость сСт	н = 38,5
Длина трубопровода км	L = 800
Внутренний диаметр м	D =0.702
Шероховатость стенки трубы мм	К = 0,015
Разность геодезических отметок м	?Z = 68
Остаточный напор м	Нкп = 40
Число эксплуатационных участков	Nэ = 1
Трубопровод с лупингом
Внутренний диаметр лупинга (вставки) м	Dл =0,702
Длина лупинга (вставки) км	Lл =15,16148
Результаты гидравлического расчета
1	2	3	4
Q, м3/ч	i	iл	Н, м
800	0,0013305	0,0003938	1025,18
1100	0,00169	0,0005	1316,5
1400	0,002026	0,0005997	1586,295
1700	0,00234	0,00069264	1837,4998
2000	0,0026498	0,000784	2085,338

Примечание. В таблицах введены следующие обозначения:

1. Q, м³/ч - часовая объемная производительность трубопровода;

2. i - гидравлический уклон основной магистрали;

3. i _л - гидравлический уклон лупингованного участка;

4. Н, м - потери напора с учетом местных сопротивлений и остаточного напора.

По результатам расчета построены характеристика трубопровода без лупинга 1 и с лупингом 2 (рис. 1).

Таким образом, точки А и В пересечений суммарной характеристики насосных станций с учетом подпорного насоса 3 и характеристики трубопроводов 1,2 являются рабочими точками. Как видно из рис. 1 рабочая точка А соответствует производительности 1200м³/ч. которая меньше расчетной. Чтобы обеспечить расчетную подачу 1361,744м³/ч и был рассчитан лупинг длиной Х_л = 15,16148м. Рабочая точка Б стала соответствовать расчетной подаче.

По результатам расчета произведем расстановку насосных станций на профиле трассы.

3. Совмещенная характеристика трубопровода и НС

H м
					Q м3 / ч

Рис. 1. Совмещенная характеристика трубопровода и насосных станций.

1- характеристика трубопровода без лупинга,

2- характеристика трубопровода с лупингом,

3- характеристика подпорных насосов,

4- характеристика магистральных насосов.

4. Расстановка насосных станций на профиле трассы

Размещение насосных станций производят при известных параметрах:

1) гидравлического уклона для основной магистрали i;

2) гидравлического уклона для участков с лупингами;

3) напоров, развиваемых основными насосами каждой насосной станцией.

4) величины подпора на входе в основные насосы головной и промежуточных насосных станций;

5) остаточного напора на входе в конечные пункты эксплуатационных участков и нефтепровода в целом.

Построение начинаем с того, что в начале нефтепровода с учетом вертикального масштаба Мв = 1:5000 откладываем напор Нст = 650 м и hп = 82 м, развиваемый основными насосами первой насосной станции, и горизонтальный профиль трассы длинной L = 800 км при Мг = 1:2500000. Трасса имеет 2 перегона равной длины по 400 км. Первым делом строим линию гидравлического уклона для участка трубопровода с лупингом. Для этого мы заранее посчитали на какое расстояние хватит напора Hст = 780 - на l = 195 км.; проводим линию гидравлического уклона, соединив эти точки. Следующий этап-проведение линии гидравлического уклона с учетом hп = 72,5. Лупинг наиболее целесообразно размещать в конце перегона между насосными станциями, т.к. в этом случае металл труб наименее нагружен давлением.

Откладываем в вертикальном масштабе в т. М величину подпора hп = 72,5 м и из полученной точки проводим линию гидравлического уклона лупинга. Точка пересечения этой линии с линией гидравлического уклона дает нам длину лупинга Хл = 7,58 км для первого перегона между станциями.

Дальнейшие построения выполняются так же, как и для первого перегона между станциями, но с отличием: на последней НС откладываем величину (Hст + hп) - hкп а, в конце трассы в вертикальном масштабе мы откладываем величину hкп = 40 и так же проводим линии уклона через hкп, соединяем точки.



Заключение

Данный проект состоял из двух частей - технологической и графической. В технологической части, я осуществил решение следующих основных задач:

- выбор и обработка исходных данных: плотность, температура, коэффициент кинематической вязкости нефти.

- определение параметров нефтепровода: диаметр и толщина стенки трубопровода; тип насосно-силового оборудования для нефтеперекачивающих станций; давление, развиваемое нефтеперекачивающими станциями; число нефтеперекачивающих станций; длину лупинга; число эксплуатационных участков и тд.

В графической части мы выполнили расстановку насосных станций и лупингов на профиле трассы нефтепровода.

Для выполнения курсовой работы мы воспользовались вспомогательной литературой.

Список используемой литературы

1. Новоселов В.Ф. Технологический расчет нефтепродуктопроводов.- Уфа: УНИ, 1986 г.

2. Тугунов П.И. Типовые расчеты при проектирование и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов.- М,: Недра, 1981 г.

3. Сухарев М.Г. Технологический расчет и обеспечение надежности газо- и нефтепроводов. - М.; 2000 г.

4. СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. - Госстрой СССР.М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985 г.

5. Бабин Л.А. Типовые расчеты по сооружению трубопроводов.-М.: Недра,1979 г.

Размещено на Allbest.ru

...