Магистральных нефтепроводов

По дисциплине: Проектирование и эксплуатация

КУРСОВАЯ РАБОТА

НА ТЕМУ:

«Проект магистрального нефтепровода»

Выполнил: студент группы

НТХ – 09-1 Угрюмов И.А.

Проверил: доцент кафедры ТУР Хойрыш Г.А.

Оценка _________________

Тюмень 2013

Нефть является главной статьёй российского экспорта а наиболее распространенным видом транспорта нефти является трубопроводный транспорт. Несмотря на то, что сооружение и обслуживание трубопровода весьма дорогостояще, это наиболее дешёвый способ транспортировки газа и нефти.

На современном этапе проектирования систем трубопроводного транспорта нефти необходимо обеспечивать техническую осуществимость в сочетании с передовыми технологиями, экологическую безопасность и экономическую эффективность, а так же высокую надёжность при эксплуатации.

Данная работа представляет собой типовой проект магистрального нефтепровода протяженностью 550 км, который должен обеспечивать перекачку нефти с определенными свойствами до мест ее потребления. В качестве дополнительного задания – уменьшение производительности на 25%.

Трасса нефтепровода длиной 550 км. Геодезические отметки через каждые 50 км представим в виде таблицы:

Таблица 1

Изменение геодезических отметок по длине нефтепровода

Для расчётов нужно знать физические параметры нефти (плотность и вязкость) при температуре перекачки.

2.1 Определение плотности при заданной температуре

где t – расчётная температура, t = 9⁰C

- коэффициент объёмного расширения,

2.2 Определение вязкости при расчётной температуре

где u - коэффициент крутизны вискограммы:

сСт

3.1. Определение расчетной производительности

где G - годовая производительность, кг/год;

N_p- число рабочих дней в году, N_p = 350

По производительности нефтепровода в соответствии с ВНТП – 2 – 86 определяем наружный диаметр и границы рабочего давления 5,5 ‑ 5,9МПа.

3.2. Подбор насосно-силового оборудования

В соответствии с требуемой производительностью выбираем основной насос типа НМ 3600-230 с параметрами (по меньшему ротору):

и подпорный насос типа НПВ 3600 – 90 с параметрами (по большему ротору):

Рабочее давление определяется:

где k- число основных насосов, k= 3

МПа

Данная величина попадает в рабочий диапазон.

Окончательно выбираем:

НМ 3600-230 с параметрами и

НПВ 3600-90 с параметрами и ,

3.3. Расчет толщины стенки нефтепровода

где n₁ – коэфицент надёжности по нагрузке, n₁ = 1,15;

R₁ – расчетное сопротивление растяжению металла труб:

Выбираем сталь Челябинского трубопрокатного завода марки 13Г2АФ.

R_н1 – нормативное сопротивление R_н1 =530 МПа;

m₀ – коэффициент условий работы трубопровода,m₀ = 0,9;

k₁ – коэффициент надежности по материалу, k₁ = 1,47;

k_н – коэффициент надежности по назначению, k_н = 1.

МПа

мм

Принимаем толщину стенки мм.

Внутренний диаметр трубопровода:

мм.

4.1. Определение режима течения нефти в нефтепроводе

Находим число Рейнольдса:

Критические числа Рейнольдса:

;

где е – абсолютная шероховатость труб, е = 0,1 мм

Так как , то режим течения турбулентный, зона гидравлически гладких труб: , .

4.2. Определение гидравлического сопротивления трубопровода

Коэффициент гидравлического сопротивления в зоне гидравлически гладких труб определяется по формуле Блазиуса:

,

гдеυ - скорость течения нефти в трубопроводе:

Тогда потери напора на трение по длине трубопровода:

м

4.4. Определение полных потерь напора в трубопроводе

где Н_к – требуемый напор в конечном пункте трубопровода, Н_к = 30 м

м

4.5. Определение гидравлического уклона

а) по формуле Дарси-Вейсбаха:

б) по формуле Лейбензона:

Дифференциальный напор одной станции:

h_вн – внутристанционные потери напора, h_вн = 15 м

м

Число станций:

5.1. Определение действительного напора одного насоса

Определим требуемый напор одной станции:

Действительный напор одного насоса:

Уточнив , производим обточку рабочего колеса насоса:

Q₁ = 3000 м³/ч H₁ = 192 м

Q₂ = 2500 м³/ч H₂ = 208 м

Обточка колеса производится на 0,064557418%.

Диаметр рабочего колеса после обточки:

Расстановка перекачивающих станций выполняется графически на сжатом профиле трассы. Метод размещения станций по трассе впервые был предложен В. Г. Шуховым и носит его имя. В основе метода лежит уравнение баланса напоров.

В данном курсовом проекте, в работе находятся 5 НПС, оборудованные однотипными магистральными насосами и создающие одинаковые напоры . На головной НПС установлен подпорный насос, создающий напор . В конце трубопровода обеспечивается остаточный напор . Отметки профиля трассы, согласно заданию на проектирование, выбираем произвольно.

Из начальной точки трассы, где находится головная станция, вертикально вверх в масштабе высот профиля откладываем отрезок, равный суммарному напору, развиваемому подпорным насосом и перекачивающими станциями, при этом делаем отметку напора каждой станции. Из начальной точки горизонтально откладываем длину нефтепровода в масштабе и получаем конечную точку. Из отметки, равной , проводим линию, параллельную профилю трассы (на графике обозначена пунктирной линией). Из конечной точки вертикально вверх в масштабе профиля высот откладываем величину, равную . Соединяем данную точку с точкой, равной суммарному напору, при этом получаем линию гидравлического уклона с учетом местных сопротивлений. Из отметок напора каждой станции проводим линию, параллельную линии гидравлических уклонов, до пересечения со штриховой линией. Из данных точек отпускаем вертикально вниз линии, сначала до пересечения с профилем трассы (получаем месторасположения каждой НПС), затем до оси абсцисс, чтобы выяснить отметку километра расположения НПС и геодезическую отметку высоты, на которой располагается станция.

Таблица 2.

5.3. Аналитическая проверка режима работы всех НПС

Максимально допустимый напор на выходе НПС:

где [P_доп] - максимально допустимое давление в трубе:

;

где P_а - атмосферное давление:

Р_а = 760 мм.рт.ст. = 13600∙9,81∙0,76 = 101396 Па

где P_у - давление насыщенных паров нефти:

Р_у = 500 мм.рт.ст. = 13600∙9,81∙0,5 = 66708 Па

м - по Q-H характеристике основного насоса

Проверка режимов работы проводится с учетом следующих условий:

1) Напор станции не должен превышать допустимый напор по условиям прочности трубопровода

2) Подпор перед станцией должен быть больше либо равен допустимому напору по условию бескавитационной работы насоса

Проверка сошлась, станции расставлены верно.

5.4. Совместный график работы нефтепровода и всех НПС

График работы нефтепровода и НПС строится для проверки рабочей точки системы.

Для построения графика выберем 4 точки в рабочей зоне насоса и пересчитаем их значения с учетом обточки рабочего колеса:

Суммарный напор всех НПС определится:

Суммарные потери напора в трубопроводе:

Таблица 3

Построение графика совместной работы нефтепровода и всех НПС

График совместной работы нефтепровода и всех НПС показан в приложении 2.

Получившаяся рабочая точка системы нефтепровод – НПС подтверждает полученные в ходе расчёта суммарный напор всех НПС и часовую производительность (, ). Следовательно расчёт выполнен правильно и станции расставлены верно.

Дата добавления: 2015-04-24; Просмотров: 936; Нарушение авторских прав?; Мы поможем в написании вашей работы!