Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра «Транспорт и хранение нефти и газа»

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА

Расчетно-графическая работа

по дисциплине «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов»

Студент гр. БМТ-12-02 А.А. Минниахметов

Проверил ассистент А.В. Колчин

Уфа

2015

Y

СОДЕРЖАНИ

Задание………………..…………………………………………………………………3

1 определение оптимальных параметров трубопровода 4

2 расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода 11

3 Расчет максимально возможной производительности при отключении НПС-5 13

Список используемых источников 16

Технологический расчет магистрального нефтепровода

Задачи расчета:

1. определение оптимальных параметров трубопровода: диаметра трубопровода, толщины стенки трубопровода; определение числа нефтеперекачивающих станций;

2. Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода;

3. Рассчитать максимально возможную производительность магистрального нефтепровода (в пределах второго эксплуатационного участка) при отключении НПС-5.

Исходные данные:

1. Годовая производительность нефтепровода G_Г=15,9 млн. т /год;

2. Протяженность нефтепровода (перевальные точки отсутствуют) L=1071 км;

3. Разность геодезических отметок Dz=z_К-z_Н=164-257= -93 м;

4. Средняя расчетная температура перекачки t_Р=1,9 °С;

5. Плотность нефти при температуре 293К r₂₉₃=860 кг/м³;

6. Вязкость нефти при 273К и 293К n₂₇₃=24,5 мм²/с, n₂₉₃ =9,2 мм²/с.

7. Расчетное число рабочих дней магистрального нефтепровода N_Р=350 суток.

1 Определение оптимальных параметров трубопровода: диаметра трубопровода, толщины стенки трубопровода; определение числа нефтеперекачивающих станций

Расчетная плотность при температуре Т=Т_Р:

где r₂₉₃ – плотность нефти при 293К;

Температурная поправка:

x=1,825 – 0,001315×r₂₉₃;

кг/(м³∙К);

кг/м³.

Расчетная кинематическая вязкость определяется по формуле Вальтера (ASTM):

;

;

где , - постоянные коэффициенты,

Расчетная часовая производительность нефтепрово­да при r=r_Т

м³/ч,

где G_год– годовая (массовая) производительность нефте­провода, млн. т/год;

r – расчетная плотность нефти, кг/м³;

N_р – расчетное число рабочих дней;

k_НП – коэффициент неравномерности перекачки.

Выбор насосного оборудования НПС и расчет рабочего давления:

В соответствии с расчетной часовой производительности нефтепровода подбираем основное оборудование нефтеперекачивающей станции (подпорные и магистральные насосы). Количество магистральных насосов НМ 2500-230 равно 3, количество подпорных насосов НПВ 2500-80 равно 1.

;

По их напорным характеристикам вычисляется рабочее давление:

МПа,

где g – ускорение свободного падения, м²/с;

h_п, h_м – напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами, м;

m_м – число работающих магистральных насосов на перекачивающей станции, шт.

МПа – условие выполняется.

Расчетный напор НПС принимается равным

Н_ст=m_м×h_М ;

м.

Определение диаметра и толщины стенки трубопровода

м,

где w_o – рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки, определяемая из графика (рис. 1.) w_o=1,6 м/с.

Рисунок – 1 Зависимость рекомендуемой скорости перекачки

от плановой производительности нефтепровода

По значению D_o принимаем ближайший стандартный наружный диаметр D_н=720 мм.

Выбираем марку стали 13Г2АФ Выксунского металлургического завода по ТУ 14-3-1573-99 с .

Определим расчетное сопротивление металла трубы

МПа,

где s_в=530 МПа– временное сопротивление стали на разрыв, МПа (s_в= R_Н¹);

m_у=0,99– коэффициент условий работы;

k₁=1,4– коэффициент надежности по материалу;

k_н=1,1– коэффициент надежности по назначению;

мм,

где P– рабочее давление в трубопроводе, МПа;

n_p– коэффициент надежности по нагрузке (n_p=1,1);

R₁– расчетное сопротивление металла трубы, МПа

Вычисленное значение толщины стенки трубопровода d_о округляется в большую сторону до стандартной величины d из рассматриваемого сортамента труб. Принимаем

Внутренний диаметр трубопровода:

мм.

Гидравлический расчет нефтепровода:

Фактическая средняя скорость течения нефти:

м/с,

где D – внутренний диаметр, м.

Потери напора на трение:

,

где L_р – расчетная длина нефтепровода (равна полной длине трубопровода при отсутствии перевальных точек), м;

λ – коэффициент гидравлического сопротивления, зависит от числа Рейнольдса;

.

Определим значения переходных чисел Рейнольдса Re₁ и Re₂

;

,

где – относительная шероховатость трубы;

k_Э – эквивалентная (абсолютная) шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от ее состояния.

Для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации можно принять k_Э=0,2 мм

Так как 35200<52572,201<1760000

Re₁<Re<Re₂ - зона смешанного трения, то коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле Альтшуля:

;

;

м.

Суммарные потери напора в трубопроводе составляют:

м,

где 1,02 – коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода;

N_Э=2 – число эксплуатационных участков (назначается согласно протяженности эксплуатационного участка в пределах 400…600 км);

h_ост – остаточный напор в конце эксплуатационного участка, h_ост =40 м.

Величина гидравлического уклона магистрали:

.

На основании уравнения баланса напоров, необходимое число перекачивающих станций составит:

.

При округлении НПС в меньшую сторону n=6 гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой дополнительного лупинга. Полагая, что диаметр лупинга и основной магистрали равны, режим течения в них одинаков, найдем значения коэффициента ω и длину l­_л.

где m – коэффициент, зависящий от режима течения.

.

При округлении НПС в большую сторону n=7, рассмотрим вариант циклической перекачки с различным числом работающих насосов на НПС

Построим совмещенную характеристику нефтепровода и НПС. Для этого выполним гидравлический расчет нефтепровода постоянного диаметра и оборудованного лупингом в диапазоне расходов 500 м³/ч до 3500 м³/ч. Результаты запишем в табл. 1.

Таблица 1 Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций

Расход Q, м3/ч	Напор насосов		Характеристики трубопровода		Характеристика нефтеперекачивающей станции
	hм, м	hп, м	постоянного диаметра	с лупингом	n=6; mМ=3	n=7; mМ=3	n=7; mМ=2
1800	230,9	90,2	2995,2	2635,8	4337,6	5030,4	3413,8
1900	227,8	88,8	3300,5	2904,6	4277,8	4961,1	3366,6
2000	224,4	87,4	3619,1	3185,1	4214,7	4888,1	3316,9
2100	220,9	85,8	3950,8	3477,2	4148,4	4811,2	3264,7
2200	217,2	84,2	4295,5	3780,8	4078,9	4730,7	3209,9
2300	213,4	82,5	4653,3	4095,8	4006,2	4646,4	3152,6
2400	209,4	80,8	5024,0	4422,2	3930,2	4558,3	3092,7

Графически совмещенная характеристика нефтепровода и нефтеперекачивающих станции приведена на рисунке 2.

Точка пересечения А характеристики нефтепровода с лупингом длиной l_л и нефтеперекачивающих станций (n=6) подтверждает правильность определения длины лупинга, так как Q_A=Q=2278 м³/ч.

При округлении числа НПС в большую сторону n=7 рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и нефтеперекачивающих станций (n=7, m_М =3; рабочая точка A₂) определим значение расхода Q₂=1290м³/ч. Если на каждой НПС отключить по одному насосу (n=7, m_М=2), то рабочая точка совмещенной характеристики переместится в положение A₁ и нефтепровод будет работать с производительностью Q₁=1920 м³/ч

Так как выполняется условие Q₁<Q<Q₂, по формуле рассчитаем время работы нефтепровода на режимах, соответствующих расходам Q₁ и Q₂:

;

,

где V_г – плановый объем перекачки нефти, V_г=24N_РQ;

, – продолжительность работы нефтепровода на первом и втором режимах.

Рисунок 2 – Совмещенная характеристика нефтепровода и нефтеперекачивающей станции