Расчёт технологического магистрального нефтепровода
Расчётная часовая пропускная способность нефтепровода Q определяется исходя из 350 рабочих суток:
Gr
1) Q =
8400 *
где Gr -массовый годовой расход нефти;
- расчётная плотность нефти (при расчётной температуре);
8400 – расчётное число часов работы в году.
6 3
40*10 *10 3 3
Q = =5442м/ч=1,51м/c
8400*875
Расчетная плотность нефти при температуре tр
= 20 - (1,825 – 0,001315 20) * (tр – 20),
0 3
где 20 – плотность нефти при t = 20 С, кг / м
3
= 875 – (1,825 – 0,001315 * 875) * (3– 20) = 864 кг / м
Расчетный коэффициент кинематической вязкости нефти vp определяется по вязкостно-температурной кривой. При ее отсутствии расчетный коэффициент кинематической вязкости можно определить по формуле Вальтера
3) lg * lg (vp + 0,8) = а + b * lg * Тр
2
где вязкость vp измеряется в сСт (мм /с), Тр – расчетная температура в кельвинах (К).
Для нахождения коэффициентов а и b необходимо знать значение вязкости v1 и v2 при двух температурах Т1 и Т2 ;
4) а = lg * lg(vp + 0,8) – b * lg* Т1 =4.3487
lg (v20 + 0,8) lg (29+0,8)
lg lg (v50 + 0,8) lg lg (16,5+0,8)
b = = = - 1,9629
lg* Т1 - lg* Т2 lg 293 – lg 323
Характеристика некоторых труб представлена механическими свойствами материала. Из которых они приготовлены, в табл. 1.
Таблица 1
Механические характеристики трубных сталей (1)
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 |
Горячеправленные нормализов. Трубы |
1020 720
529 |
10,5;11;12,5 7,5;8;9;10,5;11 7,5;8;9 |
Характиристика основного оборудования нефтеперека-чивающих станций приведена в табл. 2
Таблица 2
Характиристика насосов нефтеперекачивающих станций
Производительность нефтепровода млн. т/г |
Марка насоса |
Диапазон измерения подачи насоса, 3 м /ч |
Номинальная подача насосной станции, млн. т/г
|
Подача/ напор,
3 м /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 |
Ориентировочное значение внутреннего диаметра нефтепровода
4Q
D
вн
=
W
где Q – секундная подача;
W – скорость перекачки.
4*1,51
D вн = = 0,98 м
3,14*2
Принимаем ближайший наружный диаметр трубопровода из таблицы 1 (1020)
Примем марку стали труб 17Г1С с пределом прочности Ơ=520 МПа.
Коэффициенты m, n, K1,KH имеют следующие значения: n=1,15; m=0,9; K1=1,47; KH=1.
Тогда расчетное сопротивление металла трубы будет равно
7) R1= Ơ*m/ K1*KH=520*0,9/1,47*1=318,37МПа
Где в – предел прочности металла трубы;
m – коэффициент условий работы трубопровода = 0,9;
K1 - коэффициент надёжности по материалу, для
сварных труб = 1,47
Kн – коэффициент надёжности по назначению
Трубопровода (для 1020 = 1,0).
Основные и подпорные насосы выбираем по расчетной пропускной способности Q=5442 м³ч по таблице №2.
Магистральный насос НМП 5000-210 с производительностью 5000 м³ч и напором 210м.
Подпорный насос НМП 5000-115 с производительностью 5000 м³ч и напором 115м.
При расчетной подаче напоры, развиваемые насосами, равны hм=210м и hп=115м.
Рабочее давление, развиваемое нефтеперекачивающей станцией при последовательном соединении насосов,
-6
6) Р = g(mp * hм + hп)*10 Рд,
Где hм ; hп - соответственно напор, развиваемый магистральным насосом;
mp - число рабочих магистральных насосов;
Рд – допустимое давление нефтеперекачивающей станции;
2
g = 9,81 м/с - ускорение свободного падения;
3
- плотность нефти (кг/м ).
-6
Р = 864*9,81(3*210+115)*10 =6,314 мПа 7,4 мПа.
Определяется необходимая толщина стенки трубы:
3
n* P*Dн 1,15*6,4 *1,02*10
8) = = = 5,47 мм
2( R1 + n* P) 2(318,37+1,15*6,4)
где P – рабочее давление в трубопроводе;
Dн – наружный диаметр трубы;
N – коэффициент надёжности по нагрузке = 1,15
R1 – расчётное сопротивление металла трубы.
Вычисленное значение стенки трубы округляется в большую сторону до ближайшего стандартного значения и определяется внутренний диаметр:
Для труб из стали 17Г1С и Dн=1020мм ближайшая большая толщина стенки равна =5,5 мм
Dвн = Dн – 2* = 1020 – (2*5,5) = 1005 мм.
Фактическая скорость течения нефти в трубопроводе:
4*Q 4*1,51
10) W = = = 1,91м/с
*D 3,14*1,009
Параметр Re :
W* D 1,91*1,009
11) Re = = -6 = 66454
V 29*10
Первый переходной пораметор Рейнольда:
10* D 10*1009
12) Re1 = = =672667
Кэ 0,015
Коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле:
4
=
0,3164 / Re
0,024
Гидравлический уклон:
2 2
W 1,91
14) I = * = 1.02*0.024* = 0.0045
D 2*g 1,009 *2*9.81
Где - коэффициент гидравлического сопротивления.
Суммарные потери напора в нефтепроводе:
3
15) Н = 1,02*i*Lp + z =1,02* 0,0045*500*10 +52 = 2347м
Где 1,02 – коэфициент учитывающий потери напора;
Lp – расчётная длина нефтепровода, равная геометрической длине или расстоянию от начала трубопровода до перевальной точки;
z – разность геодезических отметок конца и начала трубопровода.
Расчётный напор перекачивающей станции:
Нсm = mp hм = 3*210 = 630 м
Необходимое число нефтеперекачивающих станций определяется из уровнения баланса напоров:
Н – Nэ (hп – hкп) 2347-1(115-37)
17) nр = = =3,6
Нсm 630
Где Nэ – число эксплуатационных участков, на границах которых расположены перекачивающие станции;
hкп – остаточный напор, который передаётся на конечный пункт нефтепровода, для преодолевания сопротивления технологических коммуникаций и заполнения резервуаров = 37 м.
Округлим число насосных станций в меньшую сторону nр=3 3
При расчётной подаче Q = 5442м /ч, суммарный напор всех насосов составляет:
P
18) Нсm = n* mp* hм + hп = 2005 м
19) Нс= Н+ hKп=2347+39=2386 м
Необходимая длина лупинга:
nр - n
20) Хл = * Нсm = 510178 м
i – iл
Гидравлический уклон лупинга:
-3
i 4,5*10
21) iл = 5-m = 5-0,9 = 0,002142
2-m
2-m
2-0,9
2-0,9
Dл
1020
1+ 1+
D 1020
Суммарные потери на трение в трубопроводе с лупингом с учётом hкп
л
22) Нс = i*(L – Xл) + iл * Xл+Z+ hкп=
-3 3 -3 3
=4,5*10 (500-510,178)*10+2,142*10*510,178*10 +52+37 =
= 1136м.