Министерство образования и науки Республики Казахстан Казахский национальный технический университет имени к.И.Сатпаева

Институт геологии и нефтегазового дела имени К.Турысова

Кафедра «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

Задание по дисциплине «Магистральные нефтепроводы»

Тема: Проектирование нефтепровода с пропускной способностью 9,1 млн.тонн/год и длиной трубопровода 914км.

ВЫПОЛНИЛ: студент группы

Жаркимбаева Айгерим

НДб 13-3р

Доцент Киябаев Серик Нукпиевич

Эл.адрес: kiyabaev_s@mail.ru

Алматы 2015

Исходные данные:

Исходные данные: физико-химические свойства нефтепродуктов, годовой объем транспортируемого груза, длина трасса, сжатый профиль трассы, разность нивелирных высот начального и конечного пунктов трассы, напорные, качественные и стоимостные параметры насосов, насосных станций и трубопроводов. Остаточный напор в конечных пунктах эксплуатационных участков Н_кп =30 м

Найти:

Оптимальный тип транспортировки, количество насосных станций и точки их расположения в сжатом профиле трассы, внутренного и внешнего диаметров трубы нефтепровода, фактической пропускной способности трубопровода.

Дано: вариант 5

;;

;;

;

;

.

Физико-химические свойства нефтепродуктов.

Приведем основные физические свойства нефти: плот­ность ρ, вязкость ν, сжимаемость, испаряемость и др.

Плотность нефти - это масса единицы объема, при тем­пературе 20°С и атмосферном давлении колеблется от 700 до 1040 кг/м³. Нефть с плотностью ниже 900 кг/м³ называют легкой, выше - тяжелой.

При изменении температуры эти параметры меняются в широких значениях. С ростом температуры уменьшается плотность и вязкость нефти и нефтепродуктов. Зависимость плотности от температуры определяется по формуле Менделеева:

,

где ρ и ρ₂₉₃ – соответственно плотности нефти при температурах T и 293К, β_р- коэффициент объемного расширения, который определяется из таблицы;

кг/м³;

Вязкость нефти и нефтепродуктов определяется свойством жидкости оказывать сопротивление при их движении по трубопроводам. Зависимость вязкости от температуры определяется по формуле Рейнольдса-Филонова:

,

где u – крутизна вискограммы. Если известны вязкости для двух температур, то

; 1/К

мм²/с.

К исходным данным задачи проектирования относятся масса нефти, нефтепродуктов G, транспортируемые трубопроводом за год; длинна трассы трубопровода Lтр, физико-химические свойства нефти/нефтепродукта, сжатый профиль трассы, разность начальных и конечных нивелирный высот ∆z, рабочая температура, напорные характеристики предполагаемых насосов.

Зная эти исходные данные, можно рассчитать количество нефтеперекачивающих станций, точки их расположения на трассе, внешний и внутренний диаметр трубы трубопровода, фактическую пропускную способность трубопровода.

В первый очередь определяются средние значения суточного Q_сут, часового Q_ч.ср и секундного Q объемных расходов:

.

В этих выражениях Т_р – число рабочих дней трубопровода за год, которое определяется при помощи специальной таблицы в зависимости от объема перевозимого груза (если нет данных, то берется Т_р =350 сутки).

м³/с.

Во-вторых, из таблицы данных выбирается внешний диаметр D_н трубы проектируемого нефтепровода в зависимости от длинны трубопровода L и от массы перекачиваемого продукта в год G: D_н = 630мм.

По среднему значению часового расхода Q_ч.ср подбирается марка насоса (то есть из таблицы находится параметры H₀ и b для магистрального и H₀₂ и b₂ подпорного насосов), для номинальной подачи Q_ном которой, должно выполняться следующее условие:

0,8Q_ном ≤ Q_ч.ср ≤ 1,2Q_ном.

Если это условие выполняется для двух типов насоса, то расчеты ведутся в двух вариантах для каждого из насосов в отдельности, выбирается наиболее оптимальный вариант. Максимальное рабочее давление будет на выходе ГНПС, и оно равно:

Р=ρg(3h_мн+H₂),

здесь h_мн и H₂ – напоры основного (магистрального) и подпорного насосов при подаче Q_ч.ср. Они вычисляются при помощи формул:

, .

Обычно считается, что в каждой станции есть три последовательно соединенные основные насосы. Согласно условием прочности закрепляющнй арматуры

Р ≤ Р_арм ≈6,4 МПа.

В нашем случае подбирается марка насоса НМ 1250-260 как основной и НПВ 1250-60* как подпорный. Справочные данные по этим типам насосов:

Нo =327,4м,

b =25∙10^-6 ч²/м² (основной) и

Н₀₂ =77,1м,

b₂ =11,48∙10^-6 ч²/м² (подпорный).

Далее находим напоры, развиваемые насосами при подаче Q_ч.ср:

=м;

=77,1 – 11,48м.

Находим номинальное рабочее давление на выходе ГНПС:

Р=ρg(3h_мн+H₂)= МПа.

Типоразмер	Ро-тор	Н0, м	b, 10-6 ч2/м5
НМ 1250-260	1,25	327,4	25
НПВ 1250-60*	106	77,1	11,48

После подбора насоса, рабочее давление которой, удовлетворяет условию прочности, определяется толщина стенки трубопровода, выдерживающей эту давлению:

,

где п - коэффициент надежности по нагрузке (для трубопровода, работающей по схеме «из насоса в насос» п =1,15, а в других случаях п =1,1), R₁ – расчетное сопротивление металла сжатию (растяжению):

;

R_н1=σ_в – нормативная сопротивление, k₁ - коэффициент надежности по материалу (задается в таблице, обычно k₁=1,34÷1,55), k_н - коэффициент надежности по назначению трубопровода (задается в таблице). m - коэффициент условии работы трубопровода. Относительно назначения и диаметров трубы с учетом меры безопастности, магистральные трубопроводы делятся на 5 категорий: В, I, II, III и IV, относительно этих категорий значение m задается в таблице, для линейных участков m =0,9. Пусть для МТП категория II: m =0,75

Выбираем трубу:

Наруж. диаметр, Dн, мм	Рабоч. давление Р, МПа	Толщина стенки δ, мм	Марка стали	σвр, МПа	σт, МПа	k1
630	5,4-7,4	8; 9;10;11;12	12 Г2С	490	343	1,4

мм.

После определения толщины стенки трубопровода внутрений диаметр трубы определяется следующим способом:

D =D_н - 2δ =630 –2∙9=612 мм.

Полные потери напора в трубопроводе для подачи Q_ч.ср находится по формуле:

.

Здесь коэффициент 1,02 учитывают потери напора в местных сопротивлениях (в ответвлениях трубопровода, на задвижках, и т. д.). п_э – количество эксплуатационных участков в трассе, п_э=L/(400÷600), Н_кп – остаточный напор в конечных пунктах эксплуатационных участков, этот напор расходуется при перекачке нефти, или нефтепродуктов в резервуары. В нашем случае: , значить

п_э=2.

Для нахождения функции потеря напора от трений имеется следующий алгоритм:

- определяются переходные числа Рейнольдса:

.

шерховатость внутренней стенки трубы k_э=0,2 мм, отсюда

.

- определяется секундная подача:

=0,413 м³/с;

- скорость потока течения жидкости в трубопроводе:

м/с;

- число Рейнольдса:

7548.

- определяется коэффициент гидравлического сопротивления от трения:

, если Re≤2320 (формула Стокса),

, если 2320<Re≤Re_I (формула Блазиуса),

, если Re_I < Re < Re_II (формула Альтшуля), , еслиRe ≥ Re_II (формула Шифринсона).

В данном случае 2320<7548<30600 и используется формула Блазиуса:

≈0,03394.

- потери напора от трения (g=9,8 м/с²):

= 5102,17 м.

Тогда полные потери напора в трубопроводе для подачи Q_ч= Q_ч.ср находится по формуле:

=5387,22 м.

Число нефтеперекачивающих станций (НПС) равно:

=6,12≈7. То есть n=7.

Здесь 272,146 м,=51,728 м.

Найдем фактическую пропускную способность Q_р=Q_ч трубопровода при полученном значении числа станции n. Она (так называемая рабочая точка Q_р) соответствует точному решению уравнении при целом п:

H_нпс(3п, Q_р)=H(Q_р),

Здесь H_нпс(m_н, Q_ч)= m_нh_мн(Q_ч)+ п_эH₂(Q_ч) - суммарный напор всех станций, m_н=3п- количество основных насосов, п_э - количество подпорных насосов,

, .

Это трансцендентное уравнение решается графическим способом.

Для получения напорной характеристики трубопровода возьмем несколько значений подачи, расположенных вокруг среднего значения Q_ч.ср и для всех этих значений найдем полные потери в трубопроводе и суммарный напор всех станций.

Отсюда

Q_ч1=1300м³/ч, Q₁= 0,3612м³/с

Q_ч1=1400м³/ч, Q₁= 0,3889м³/с

Q_ч2=1500 м³/ч, Q₂= 0,4167м³/с

Q_ч3=1600 м³/ч, Q₃= 0,4444м³/с.

1. Q_ч1=1300м³/ч, Q₁= 0,3612м³/с.

м/с;

- число Рейнольдса: