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

• Название: Методические указания по выполнению курсовых проектов по курсу для студентов направления 21. 03. 01 профиля Проектирование и эксплуатация систем транспорта, хранения и сбыта углеводородов
• Анкор: уууууу
• Дата: 20.05.2022
• Размер: 0.79 Mb.
• Имя файла: MU_TTN_KR3_.docx
• Тип: Методические указания; #539562
• страница: 3 из 3

3. РЕЖИМЫ РАБОТЫ НЕФТЕПРОВОДА

3.1. Режим работы нефтепровода при отключении НС
Одним из самых важных режимов при эксплуатации нефтепровода является работа при отключении одной из НПС на трассе. Временное отключение какой-либо станции может быть вызвано неполадками в системе нефтеснабжения, аварией и т.д. Выход из строя НС резко меняет режим работы нефтепровода, а именно расход, давление, подпоры перед НС. Рассмотрим изменение режима работы при отключении третьей НПС (при п₁>п).
Методика решения

1. Рассмотрим работу нефтепровода при отключении станции «С» и определим производительность.



Рис. 8. Схема нефтепровода с расстановкой НПС по трассе

Примем, что ∆Z = 0. Тогда линия изменения напоров имеет вид:

i*< i



Рис. 9. Линия изменения напоров при отключении 3-й НПС

i – гидравлический уклон до отключения НПС; i^* – гидравлический уклон после отключения НПС.
При отключении станции расход Q^* устанавливается автоматически в результате саморегулирования. Очевидно, что Q^* < Q. Максимальная величина Q_* возможна, если:

Н_С-1 = [Н_д];

∆Н_С+1=[∆Н_д],

тогда получим:

,

где Н_д-∆Н_д – располагаемый напор на сдвоенном перегоне; ∆Z^/ – ∆Z сдвоенного перегона; l_С+1- l_С-1 – длина сдвоенного перегона.

Величина Q^*_тах будет лимитировать (ограничивать) производительность всего трубопровода, ее можно принять за расчетную.

2. Определим полные потери напора в трубопроводе при отключении НПС:

Н^*=1,01·h_τ+∆Z+H_К,

где h_τ – потери напора на трение, равны:

.

3. Определим количество насосов:

,

где Н^*_{обт.нас}– напор обточенного насоса при производительности Q^*_тах (по характеристике насоса).

Полученное количество насосов расставляем по длине трубопровода (на НПС-(С-1) ставят максимально возможное по условию прочности нефтепровода количество насосов, т.е. 3).

4. Проверяют режим работы станций из условий:

;

;

;

где К^*₁ – количество насосов на первой станции.

;

где i_* - новый уклон при Q^*_тах.

;

;

;

; (Н_к ≈ 30 м).

Если какие-то условия не выполняются, то напор дросселируют до его допустимого значения. Если после этого проверка сошлась, станции расставлены верно.
Пример расчета режима работы нефтепровода

при отключении НС

По данным, полученным в результате технологического расчета МН (предыдущий раздел) произвести расчет режима работы нефтепровода при отключении НС.

Решение

м/с <Q_раб.

По характеристике Н^*_{обт.нас} = 180 м.

2. Полные потери при новой производительности

а) Потери напора на трение:

м;

м.

3. Количество насосов

(штук),

принимаем К^*=9 насосов, т.е. должно быть на всех НПС не меньше 9 насосов. Принимаем, что на станции перед отключенной, т.е на второй имеем 3 насоса, а на остальных (1-й, 4-й и 5-й) по 2 насоса.

4. Проверяем режим работы каждой станции с новым количеством насосов.

;

;

;

;

;

,

условие не выполняется, дросселируем на величину 716,5-613,6=102,9 м

;

;

;

;

,

условие не выполняется, дросселируем на 52,895 м

;

.

Гидравлический уклон:

.

Расчет выполнен правильно.


3.2. Режим работы нефтепровода при периодических

сбросах и подкачках
Одним из важнейших технологических расчетов является расчет работы нефтепровода при периодических сбросах и подкачках.
Методика решения

1. Сброс:

,

где (с+1) – станция сброса

,

если q>q_кр,то:

.

2. Подкачка:

;

;

Если q>qкр

.
Пример расчета режима работы трубопровода со сбросом

Для примера рассчитаем режим работы трубопровода со сбросом, если сброс будет на станции 3. Определим q_кр, режим работы. Сброс равен 4q_кр, где q_кр – критический сброс, т.е. такой, при котором подпор на станции сброса равен минимально допустимому [Н_д].

Решение

;

м³/с;

м³/с;

;

;

;

;

Проверка: Q=5600=1,53 м³/с; H=234,58-54,681,53^1,75=119,3 м.

По характеристике H=120119м;

;

м³/с;

м³/с=153,68 м³/ч;

q=4q_кр=0,171 м³/с=614,7 м³/час.

Найдем H`:



– 63 – 30 = 241,76 м.

м, т.е. отключаем К=1 насос (Носн=160м), а остальные 81м дросселируем.

Делаем проверку:

Qкр – левая часть, (Qкр –q) – правая часть

м;

м;

;

;

м;

м;

м;

;

;

.

В правой части отключаем один насос на станции 5 и еще 81 м дросселируем.


СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. 
   Мониторинг гидродинамических и технических характеристик трубопроводных систем [Текст] : учебное пособие для студентов нефтегазового профиля / ред. Ю. Д. Земенков. - Тюмень : Вектор Бук, 2008. - 445 с.
   
2. 
   СНиП 2.05.06-85*. Актуализированная версия. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования [Текст]. - М.: Стройиздат, 1985.
   
3. 
   Типовые расчеты процессов в системах транспорта и хранения нефти и газа [Текст] : учебное пособие для студентов нефтегазового профиля / ТюмГНГУ ; ред. Ю. Д. Земенков. - СПб. : Недра, 2007. - 599 с.
   
4. 
   Эксплуатация насосно-силового оборудования на объектах трубопроводного транспорта [Текст] : учебное пособие для студентов, бакалавров и магистров, обучающихся по специальности "Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ" направления подготовки дипломированных специалистов "Нефтегазовое дело" / Ю. Д. Земенков [и др.] ; ред. Ю. Д. Земенков ; ТюмГНГУ. - Тюмень : ТюмГНГУ, 2010. - 456 с.
   
5. 
   Эксплуатация магистральных нефтепроводов [Текст] : учебное пособие для студентов нефтегазового профиля / под общ. ред. Ю. Д. Земенкова ; ТюмГНГУ. - 4-е изд., перераб. и доп. - Тюмень : Вектор Бук, 2009. - 662 с.
   
6. 
   Исследование тепловых процессов на объектах трубопроводного транспорта [Текст] : учебное пособие для студентов нефтегазового профиля / ТюмГНГУ ; ред. Ю. Д. Земенков. - Тюмень : Вектор Бук, 2008. - 215 с.
   
7. 
   Техника и технологические процессы при транспорте энергоресурсов [Текст] : учебное пособие для студентов нефтегазового профиля : в 2 т. Т. 1 / ТюмГНГУ ; ред. Ю. Д. Земенков. - Тюмень : Вектор Бук, 2008. - 380 с
   
8. 
   Техника и технологические процессы при транспорте энергоресурсов [Текст] : учебное пособие для студентов нефтегазового профиля : в 2 т. Т. 2 / ТюмГНГУ ; ред. Ю. Д. Земенков. - Тюмень : Вектор Бук, 2008. - 320 с.
   
9. 
   Основы эксплуатации гидравлических систем нефтегазовой отрасли [Текст] : учебное пособие для студентов вузов, обучающихся по направлению подготовки специалистов 130500 "Нефтегазовое дело" / Земенков Ю. Д. [и др.] ; под общ. ред. Ю. Д. Земенкова ; ТюмГНГУ. - Тюмень : Вектор Бук, 2012. - 400 с.
   
10. 
    Энергомеханическое оборудование перекачивающих станций нефтепродуктопроводов [Текст] : учебное пособие для студентов вузов, обучающихся по направлению подготовки специалистов 131000 "Нефтегазовое дело" / Ю. Д. Земенков [и др.] ; под ред. Ю. Д. Земенкова ; ТюмГНГУ. - Тюмень : ТюмГНГУ, 2014. - 404 с.
    
11. 
    Эксплуатация магистральных и технологических нефтегазопроводов. Объекты и режимы работы [Текст] : учебное пособие для студентов вузов, обучающихся по направлению подготовки специалистов 130500 "Нефтегазовое дело" / В. О. Некрасов [и др.] ; под общ. ред. Ю. Д. Земенкова ; ТюмГНГУ. - Тюмень : ТюмГНГУ, 2014. - 282 с.
    
12. 
    Эксплуатация магистральных и технологических нефтегазопроводов. Распределение и учет [Текст] : учебное пособие для студентов вузов, обучающихся по направлению подготовки специалистов 130500 "Нефтегазовое дело" / С. Ю. Подорожников [и др.] ; под общ. ред. Ю. Д. Земенкова ; ТюмГНГУ. - Тюмень : ТюмГНГУ, 2014. - 370 с.
    

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Основные геометрические размеры насосов

Марка насоса	Рабочее колесо		Диаметр входного патрубка*, мм
	D2, мм	b2, мм
Основные магистральные насосы
НМ 125 – 550 НМ 360 – 460 НМ 500 – 300 НМ 1250 – 260 НМ 2500 – 230 НМ 3600 – 230 НМ 5000 – 210 НМ 7000 – 210 НМ 10000 – 210	264 300 300 440 418 430 405 425 450 430 450 450 430 460 465 475 450 475 496 465	16 24 28 26 26 36 38 26 41 43 29 69 72 28 61 49 52 66 57 58		150 200 250 300 400 500 700 800 1000
Подпорные насосы*
НПВ 1250 – 60 НПВ 2500 – 80 НПВ 3600 – 90 НПВ 5000 – 120	495 530 610 640	23 29 30 48		300 400 500 700

*Данные ориентировочные

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводов

Протяженность нефтепровода, км	Диаметр нефтепровода, мм
	до 820 включительно	свыше 820
до 250	357	355
свыше 250 до 500	356 355	353 351
свыше 500 до 700	354 352	351 349
свыше 700	352 350	349 345

Примечание: Числитель - для нормальных условий; знаменатель - для осложненных условий (не менее 30% горных и заболоченных участков)

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

Параметры магистральных нефтепроводов

Производительность, млн. т/год	Диаметр (наружный), мм	Рабочее давление
		МПа	кгс/см2
0,7 – 1,2 1,1 – 1,8 1,6 – 2,4 2,2 – 3,4 3,2 – 4,4 4 – 9 7 – 13 11 – 19 15 – 27 23 – 50 41 – 78	219 273 325 377 426 530 630 720 820 1020 1220	8,8 – 9,8 7,4 – 8,3 6,6 – 7,4 5,4 – 6,4 5,4 – 6,4 5,3 – 6,1 5,1 – 5,5 5,6 – 6,1 5,5 – 5,9 5,3 – 5,9 5,1 – 5,5	90 – 100 75 – 85 67 – 75 55 – 65 55 – 65 54 – 62 52 – 56 58 – 62 56 – 60 54 – 60 52 - 56

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

_{Значение коэффициента надежности по материалу}

Характеристика труб	k1
Сварные из стали контролируемой прокатки и термически упрочненные трубы, изготовленные двухсторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву, с минусовым допуском по толщине стенки не более 5% и подвергнутые автоматическому контролю в объеме 100% на сплошность основного металла и сварных соединений неразрушающими методами	1,34
Сварные, изготовленные двухсторонней электродуговой сваркой под флюсом и подвергнутые автоматическому контролю в объеме 100% сварных соединений неразрушающими методами. Бесшовные, подвергнутые автоматическому контролю в объеме 100% на сплошность металла неразрушающими методами	1,40
Сварные, изготовленные электроконтактной сваркой токами высокой частоты, сварные соединения которых термически обработаны и подвергнуты автоматическому контролю в объеме 100% неразрушающими методами	1,47
Прочие бесшовные или электросварные	1,55
Примечание - Допускается применять коэффициенты: 1,34 вместо 1,40; 1,40 вместо 1,47 и 1,47 вместо 1,55 для труб, изготовленных двухслойной сваркой под флюсом или электросваркой токами высокой частоты со стенками толщиной не более 12 мм при использовании специальной технологии производства, позволяющей получить качество труб, соответствующее данному коэффициенту .

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

Значение коэффициента надежности по ответственности трубопровода

	Значение коэффициента надежности по ответственности трубопровода
Номинальный диаметр трубопровода	для газопроводов в зависимости от внутреннего давления			для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
	5,5 МПа	5,5 7,5 МПа	7,5 10 МПа
500 и менее	1,100	1,100	1,100		1,100
600-1000	1,100	1,100	1,155		1,100
1200	1,155	1,155	1,210		1,155
1400	1,155	1,210	1,265		-

ПРИЛОЖЕНИЕ 6

Категории магистральных трубопроводов

Назначение трубопровода	Категория трубопровода при прокладке
	подземной	наземной и надземной
Для транспортирования природного газа:
номинальным диаметром менее 200*	IV	III
номинальным диаметром 1200 и более	III	III
в северной строительно-климатической зоне	III	III
Для транспортирования нефти и нефтепродуктов:
номинальным диаметром менее 700	III	III
номинальным диаметром 700 и более	III	III
в северной строительно-климатической зоне	III	III

ПРИЛОЖЕНИЕ 7

Основные геометрические размеры насосов

Марка насоса	Рабочее колесо		Диаметр входного патрубка*, мм
	D2, мм	b2, мм
Основные магистральные насосы
НМ 125 – 550 НМ 360 – 460 НМ 500 – 300 НМ 1250 – 260 НМ 2500 – 230 НМ 3600 – 230 НМ 5000 – 210 НМ 7000 – 210 НМ 10000 – 210	264 300 300 440 418 430 405 425 450 430 450 450 430 460 465 475 450 475 496 465	16 24 28 26 26 36 38 26 41 43 29 69 72 28 61 49 52 66 57 58	150 200 250 300 400 500 700 800 1000
Подпорные насосы*
НПВ 1250 – 60 НПВ 2500 – 80 НПВ 3600 – 90 НПВ 5000 – 120	495 530 610 640	23 29 30 48	300 400 500 700

*Данные ориентировочные

Приложение 8

Характер нагрузки и воздействия	Нагрузка и воздействие	Способ прокладки трубопровода		Коэффициент надежности по нагрузке
		Подземный, наземный (в насыпи)	Надземный
Постоянные	Масса (собственный вес) трубопровода и обустройств	+	+	1,10 (0,95)
	Воздействие предварительного напряжения трубопровода (упругий изгиб и др.)	+	+	1,00 (0,90)
	Давление (вес) грунта	+	-	1,20 (0,80)
	Гидростатическое давление воды	+	-	1,00
Временные длительные	Внутреннее давление для газопроводов	+	+	1,10
	Внутреннее давление для нефтепроводов номинальным диаметром 700-1200 и нефтепродуктопроводов номинальным диаметром 700 с промежуточными НПС, ПС без подключения емкостей	+	+	1,15
	Внутреннее давление для нефтепроводов номинальным диаметром 700-1200 и нефтепродуктопроводов номинальным диаметром 700 без промежуточных или с промежуточными НПС, ПС, работающими постоянно только с подключенной емкостью, а также для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов номинальным диаметром менее 700	+	+	1,10
	Масса продукта или воды	+	+	1,00 (0,95)
	Температурные воздействия	+	+	1,00
	Воздействия неравномерных деформаций грунта, не сопровождающиеся изменением его структуры	+	+	1,50
	Снеговая нагрузка	-	+	1,40
	Ветровая нагрузка	-	+	1,20
	Гололедная нагрузка	-	+	1,30
	Нагрузка, вызываемая морозным растрескиванием грунта	+	-	1,20
Кратковременные	Нагрузки и воздействия, возникающие при пропуске очистных устройств	+	+	1,20
	Нагрузки и воздействия, возникающие при испытании трубопроводов	+	+	1,00
	Воздействие селевых потоков и оползней	+	+	1,00
Особые	Воздействие деформаций земной поверхности в районах горных выработок и карстовых районах	+	+	1,00
	Воздействие деформаций грунта, сопровождающихся изменением его структуры (например, деформация просадочных грунтов при замачивании или многолетнемерзлых грунтов при оттаивании)	+	+	1,00
	Воздействия, вызываемые развитием солифлюкционных и термокарстовых процессов	+	-	1,05

Приложение 9

Таблица 1

Характеристики НСА при подборе

	Марка основного насоса, диаметр ротора	Назначение Основной /подпорный	Характеристики при расчете по воде				Характеристики при перерасчете на вязкую жидкость
			Напор Н, м	Мощность N, MВт	КПД	Доп.выс.всΔhдоп, м	Напор Н, м	Мощность N, MВт	КПД	Доп.выс.вс. Δhдоп, м
		основной
		основной
		основной
		подпорный
		подпорный

Таблица 2

Результаты подбора оборудования

	Марка основного насоса, диаметр ротора, схема соединения	Напор Н, м	Марка подпорного насоса, диаметр ротора, схема соединения	Напор Н, м	Рабочее давление группы, МПа	Рекомендуемый диапазон давлений, МПа	Вывод о соответствии рекомендациям
							Соотв./не соотв.

Методическое издание

Составители

Земенкова Мария Юрьевна

Некрасов Владимир Олегович

Дмитриева Евгения Алексеевна
Трубопроводный транспорт нефти
Методические указания по выполнению курсовых проектов по курсу направления 21.03.01 Нефтегазовое дело профиля «Проектирование и эксплуатация систем транспорта, хранения и сбыта углеводородов»

всех форм обучения
Подписано в печать 28.09.2015. Формат 60х90 1/16. Усл. печ. л. 2.

Тираж 30 экз. Заказ № 15-439.
Библиотечно-издательский комплекс

федерального государственного бюджетного образовательного

учреждения высшего образования

«Тюменский индустриальный университет».

625000, Тюмень, ул. Володарского, 38.
Типография библиотечно-издательского комплекса.

625039, Тюмень, ул. Киевская, 52.