уууууу. Методические указания по выполнению курсовых проектов по курсу для студентов направления 21. 03. 01 профиля Проектирование и эксплуатация систем транспорта, хранения и сбыта углеводородов
 Скачать 0.79 Mb.
|
|
МиНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «тюменский ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ университет» Институт транспорта Кафедра «Транспорт углеводородных ресурсов» Трубопроводный транспорт нефти Методические указания по выполнению курсовых проектов по курсу для студентов направления 21.03.01 профиля «Проектирование и эксплуатация систем транспорта, хранения и сбыта углеводородов» всех форм обучения Составители: М.Ю. Земенкова В.О. Некрасов Е.А. Дмитриева Тюмень ТИУ 2016 Проектирование магистральных нефтепроводов: метод. указ. по выполнению выпускной квалификационной работы для студентов направления 131000.62 Нефтегазовое дело профиля «Проектирование и эксплуатация систем транспорта, хранения и сбыта углеводородов»/ сост. М.Ю. Земенкова, В.О. Некрасов, Е.А. Дмитриева, А.А.Венгеров; Тюменский государственный нефтегазовый университет. – Тюмень: Издательский центр БИК, ТюмГНГУ, 2015.– 48 с. Методические указания рассмотрены и рекомендованы к изданию на заседании кафедры транспорта углеводородных ресурсов «_4_» ___марта___ 2017 года, протокол № _7_. Аннотация Методические указания по выполнению курсовых проектов предназначены для студентов, обучающихся по направлению 21.03.01 Нефтегазовое дело профиля «Проектирование и эксплуатация систем транспорта, хранения и сбыта углеводородов». Приведены материалы и инструкции для выполнения курсовых проектов по проектированию и эксплуатации системы нефтепроводов. Изложены основные методики расчета, справочные материалы, примеры расчетов и построений. Представлены основные требования к структуре, содержанию курсовых проектов, к оформлению и их защите. СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ Магистральным нефтепроводом называется трубопровод, предназначенный для транспортировки нефти из района добычи или производства в район её потребления. В состав магистральных нефтепроводов входят: линейные сооружения, представляющие собой собственно трубопровод, систему противокоррозионной защиты, линии связи и т. п.; перекачивающие и тепловые станции; конечные пункты нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, на которых принимают продукт, поступающий по трубопроводу, и распределяют его между потребителями – подают на завод для переработки или отправляют далее другими видами транспорта. В некоторых случаях в состав магистрального нефтепровода входят и подводящие трубопроводы, по которым нефть от промыслов подается к головным сооружениям трубопровода. Принятая на данном нефтепроводе технология перекачки нефти диктует схему соединения насосов и резервуаров. Среди возможных схем можно выделить три основные: из насоса в насос, постанционную, с подключением резервуаров. При использовании схемы перекачки «из насоса в насос», резервуары промежуточных НПС (если они имеются) отключаются от трубопровода и нефть с предыдущего участка подается непосредственно в насосы этих станций для дальнейшей транспортировки по следующему участку. Такая схема перекачки весьма прогрессивна, поскольку исключает промежуточные технологические операции и неизбежно связанные с ними потери нефти. Кроме того, она значительно удешевляет технологию, поскольку исключает сооружение дорогостоящих резервуарных парков. Недостатком этой схемы является «жесткая» гидравлическая связь всех участков, работающих в этом режиме, поскольку любое изменение на одном из них вызывает изменение на всех остальных. В частности, аварийная остановка одного участка ведет к остановке всех участков, связанных с ним режимом перекачки. При использовании постанционной схемы перекачки нефть на НПС принимают поочередно в один из резервуаров станции, в то время как закачку нефти в трубопровод осуществляют из другого резервуара. Преимущества постанционной схемы перекачки заключаются в том, что отдельные участки нефтепровода оказываются не связанными той жесткой гидравлической зависимостью, которая имеет место в случае перекачки «из насоса в насос», поэтому нефтепровод имеет большую степень надежности и способности к бесперебойной поставке нефти потребителю. Кроме того, при постанционной схеме возможен порезервуарный учет количества транспортируемой нефти, что очень важно для контроля за сохранностью продукции. Основным недостатком постанционной схемы перекачки являются высокая стоимость сооружения и эксплуатации резервуарных парков, а также потери нефти при больших дыханиях резервуаров, связанных с выбросами паров нефти в атмосферу при заполнении резервуаров. Постанционная схема перекачки применяется в основном на головных НПС нефтепровода и его эксплуатационных участков. При использовании схемы перекачки с подключением резервуаров возможны два варианта: через резервуары и с подключенными резервуарами. В первом варианте нефть с предыдущего участка поступает в резервуар ПНПС и закачивается также из этого резервуара. Такая схема делает соединение участков нефтепровода более «мягким» в гидравлическом отношении. Кроме того, в резервуаре происходит гашение волн давления, связанных с изменениями режима перекачки, что повышает надежность эксплуатации нефтепровода, однако этому способу присущи все недостатки предыдущего способа и в настоящее время он практически не используется. Во втором варианте схема предусматривает, что основное количество нефти прокачивают по трубопроводу, минуя резервуар, однако при этом допускается, что расходы нефти на предыдущем и последующем участках могут в течение некоторого времени отличаться друг от друга, а дебаланс расходов компенсируется сбросом или подкачкой части нефти в подключенный резервуар. При синхронной работе участков, т.е. перекачке с одним и тем же расходом, уровень нефти в подключенном резервуаре остается постоянным. ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ Задание для курсовой работы выдается преподавателем в начале курса. Утвержденное задание подшивается в курсовую работу и содержит исходные данные для расчётов курсовой работы. Курсовая работа должна содержать 3 основных части: технологический расчет с округлением в большую и меньшую сторону, расчет режима работы (согласно заданию), графическую часть – лист формата А1 с профилями трассы и линиями гидравлических уклонов. Все расчеты из разделов 1 и 2 являются обязательными составляющими курсовой работы. Следует обратить внимание на необходимость пересчета на вязкую жидкость характеристик выбранного насоса, построения Q-H характеристик для всех рассчитанных режимов. Расчет из раздела 3 выполняется согласно заданию преподавателя на курсовую работу. Выполненная работа должна содержать оглавление(содержание), введение, заключение, список использованных источников. При использовании источника ссылка оформляется согласно требованиям ГОСТ Р 7.0.5-2008. Список источников должен содержать не менее 10 наименований и не менее 50% источников ТюмГНГУ. Система стандартов по информации, библиотечному и издательскому делу. Библиографическая ссылка. Общие требования и правила составления Для успешного и качественного выполнения задания необходимо изучить комплекс материалов из списка рекомендуемых источников настоящих указаний. Современный сортамент трубопроводных материалов или насосно-силовых агрегатов может быть определен с помощью онлайн источников: каталогов, характеристик, паспортов с указанием соответствующей ссылки. Курсовая работа представляется к защите в распечатанном и подшитом виде (для студентов дистанционной формы в электронном). Курсовая работа оформляется в соответствии с требованиями ЕСКД, графический лист сворачивается до формата А4. В большой рамке обязательно ставится дата сдачи работы и подпись студента. 1. ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА Цель технологического расчета: определить толщину стенки нефтепровода, сделать гидравлический расчет, подобрать насосно-силовое оборудование, определить число насосных станций, расставить их по трассе нефтепровода и сделать аналитическую проверку работы НПС. 1.1. Определение свойств транспортируемой жидкости 1. Определение плотности при расчетной температуре  ,где t – расчетная температура; βр - коэффициент объемного расширения. ρ20 = 830 – 839 кг/м3 βр = 0,000868 1/оС ρ20 = 840 – 849 кг/м3 βр = 0,000841 1/оС ρ20 = 850 – 859 кг/м3 βр = 0,000818 1/оС ρ20 = 860 – 869 кг/м3 βр = 0,000868 1/оС. 2. Определение вязкости при расчетной температуре  ;  ,где ν* - вязкость при любой известной температуре, например t* = 20 оС. 3. Определение расчетной производительности  ,где Np - число рабочих дней трубопровода в году, определяется в зависимости от диаметра D и длины L трубопровода по приложению 2;  - для выбора марки насоса; - для гидравлического расчета. 4. Чтобы определить Np, необходимо знать диаметр D трубопровода; D определяется в зависимости от G, [млн. т./год] по приложению 3. Определяется наружный диаметр - Dн. Чтобы определить внутренний диаметр Dвн, нужно рассчитать толщину стенки нефтепровода по формуле:  ,где - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый по приложению;  ,где  - коэффициент надежности по материалу, принимаемый по приложению; - коэффициент надежности по ответственности трубопровода, принимаемый по приложению;для расчета принимаем: Rn1 = 500 МПа; m0 = 0,9; k1 = 1,4; kн = 1,1; P – внутреннее давление в трубопроводе, определяется, исходя из давления, создаваемого основными насосами и подпорным насосом, т.е. чтобы определить δ, надо найти P. Если в задании указано, что необходимо провезти расчет для зимних и летних условий эксплуатации, то необходимо определить критические условия для заданного района проектирования. 1.2. Подбор насосно-силового оборудования Для подбора НСА по часовой производительности нужно определить марку насоса и найти напор насоса при максимальном роторе, приняв число рабочих насосов равным числу насосов по заданию. Например, для трех насосов напор основных насосов будет 3Носн, затем нужно по Qчас определить марку подпорного насоса и напор подпорного насоса при максимальном роторе Нп, затем найти рабочее давление в трубопроводе.  .После этого нужно сравнить рабочее давление с давлением, рекомендованным в приложении 3 для Вашей производительности. Если Рраб получается больше, чем рекомендованный интервал, то необходимо взять Нп и Носн по нижнему ротору насоса и снова проверить Рраб  .Для подбора оборудования необходимо заполнить таблицы 1 и 2 приложения настоящих методических указаний. Для качественного обоснования выбора оборудования целесообразно рассмотреть не менее 3х вариантов основного насоса и не менее 2х подпорного. 1.3.Пересчет характеристик НСА с воды на вязкую жидкость При малых значениях Re (менее 60 000) необходим пересчет характеристик насоса с воды на нефть. Известно, что характеристики насосов определяются при испытаниях перекачки воды. Нефть же, в отличие от воды, имеет большую вязкость, поэтому возникает необходимость пересчета характеристик насоса с воды на нефть. Существует несколько методов, которые расчетным путем выявляют изменения характеристик под влиянием вязкости перекачиваемой жидкости, самой распространенной из которых является методика Айзенштейна. При найденном значении Рейнольдса находят поправочные коэффициенты kQ, kH, kη, kΔh. из рис. 1  1  Рис. 1. Значение поправочных коэффициентов По ней необходимо рассчитать число Рейнольдса для насоса по следующей формуле:  где Qопт – оптимальная (номинальная) подача насоса; - расчетная вязкость жидкости, м2/с; D2 - диаметр рабочего колеса, выбирается по марке насоса, м; b2 – ширина лопасти на выходе колеса, см. приложение 1;  – коэффициент стеснения потока лопастями на выходе колеса, выбирается произвольно из диапазона 0,9-0,95.Пересчет Q-H и -Q характеристик насосов с воды на перекачиваемую жидкость проводится по известной методике, характеристикиQ-N - по перечисленным характеристикам Q-Hи -Q с помощью формулы N=gQH/3600. Таким образов, на практике, характеристики пересчитывают с применение поправочных коэффициентов по формулам:  ,  ,  ,  . Пересчет выполняется для трех-четырех подач из рабочей зоны характеристик насосов. При проектировании ГНПС пересчитываются характеристики основных и подпорных насосов. Однако, если в будущем не планируется увеличение производительности трубопровода и НС, из всех конкурирующих насосов выбирается насос на меньшую подачу (как наиболее дешевый), удовлетворяющий ранее отмеченным критериям подбора. При пересчете характеристики с воды на вязкую жидкость необходимо построить новую совмещенную характеристику насоса и дальнейший расчет вести по характеристикам вязкой жидкости. |