курсовая. КП Лысяникова. Технологический расчет магистрального нефтепровода

• Название: Технологический расчет магистрального нефтепровода
• Анкор: курсовая
• Дата: 04.02.2023
• Размер: 2.79 Mb.
• Имя файла: КП Лысяникова.docx
• Тип: Курсовой проект; #919906
• страница: 2 из 4

1 Определение плотности и вязкости перекачиваемой нефти при расчетной температуре

Расчётная плотность при расчётной температуре определяется по формуле
(1)
где – плотность нефти при 293 К, кг / м³;

– температурная поправка, кг / (м³ К);

Т – расчетная температура нефти, К.

Температурная поправка определяется по формуле, кг/(м³ К)
(2)
где – то же, что и в формуле (1).

Подставив значения в формулу (2), получаем

Подставив значения в формулу (1), получаем

Рассчитаем кинематическую вязкость нефти по формуле Вальтера
(3)
где – постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости при двух температурах ;

– кинематическая вязкость нефти,

Постоянный коэффициент определяется по формуле
(4)
где – вязкость нефти при температуре = 273 К, ;

– вязкость нефти при температуре = 293 К,
Подставив значения в формулу (4), получаем

Постоянный коэффициент определяется по формуле
(5)
где – то же, что и в формуле (4);

– то же, что и в формуле (4);

– то же, что и в формуле (4).

Подставив значения в формулу (5), получаем

Подставив значения в формулу (3), получаем


Результаты расчета плотности и вязкости перекачиваемой нефти при расчетной температуре представлены в таблице 2.
Таблица 2 – Результаты расчета плотности и вязкости перекачиваемой нефти при расчетной температуре цистерны

Показатель	Значение
, (1)	812,28
, (4)	-4,24
, (5)	10,473
, (3)	11,1

2 Выбор насосного оборудования НПС и расчёт рабочего давления
Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающих станций производится исходя из расчётной часовой производительности нефтепровода, определяемой по формуле
(6)
где – годовая (массовая) производительность нефтепровода, млн.т/год;

– коэффициент неравномерности перекачки;

– число суток работы нефтепровода в течении года.

В соответствии с расчётной часовой производительностью выбираем насосы

- магистральный насос НМ 5000-210 со сменным ротором на подачу 1 от номинальной [Приложение А];

- подпорный насос НПВ 5000-120 ротор 1 [Приложение Б].

Задаваясь значениями диаметров рабочих колёс из приложения, определим напоры, развиваемые насосами при расчётной производительности перекачки. Для этого воспользуемся уравнением напорной характеристики насоса
(7)
где – напор насоса при подаче , м;

– потенциальный напор, м;

– эмпирические коэффициенты, соответственно ч/м² и ч²/м⁵;

– подача насоса, м³/ч.

Следовательно, для магистрального насоса , и для подпорного насоса ,

Подставив значения в формулу (7), напор магистрального и подпорного насоса составит


По напорным характеристикам насосов вычисляем рабочее давление
(8)
где – ускорение свободного падения, м/с²;

– соответственно напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами при расчётной производительности нефтепровода, м;

– число работающих магистральных насосов нефтеперекачивающей станции;

– допустимое давление, для диаметра , равное 5,9 МПа;

– то же, что и в формуле (1).

Подставив значения в формулу (8), получаем

Условие выполняется.

Принимаем насосы:

- магистральный насос НМ 5000-210 со сменным ротором на подачу 1 от номинальной с диаметром рабочего колеса ;

- подпорный насос НПВ 5000-120 диаметром рабочего колеса

Результаты выбора насосного оборудования НПС и расчёта рабочего давления представлены в таблице 3.
Таблица 3 – Результаты выбора насосного оборудования НПС и расчёта рабочего давления

Показатель	Значение
, (6)	4378
, м (7)	174
, м (7)	126,4
, МПа (8)	5,2
Магистральный насос	НМ 5000-210
Подпорный насос	НПВ 5000-120

3 Определение толщины стенки трубопровода
Для сооружения магистральных трубопроводов применяют стальные бесшовные горячекатаные трубы из углеродистых и легированных сталей, а также электросварные прямошовные или спирально-шовные сварные трубы из низколегированных сталей с более высокими механическими свойствами по сравнению с углеродистыми сталями, что позволяет уменьшить толщину стенок.

Примем для сооружения нефтепровода трубы из низколегированной стали Волжского трубного завода, изготавливаемые по ТУ 1104-138100-357-02-96 марки 17Г1С (временное сопротивление на разрыв стали МПа, коэффициент надёжности по материалу ) [Приложение В].

Расчетную толщину стенки трубопровода определяют по формуле
(9)
где – то же, что и в формуле (8);

– наружный диаметр трубы, мм;

– коэффициент надежности по нагрузке, для нефтепроводов, работающих по схеме перекачки «из насоса в насос» ;

– расчетное сопротивление металла трубы и сварных соединений, МПа.

Находим расчетное сопротивление металла
(10)
где – нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений, определяемое из условия работы на разрыв, равное минимальному пределу прочности ;

– коэффициент условий работы трубопровода, для трубопроводов III и IV, ;

– коэффициент надежности по материалу;

– коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от его диаметра, .

Подставив значения в формулу (10), получаем

Подставив значения в формулу (9), получаем

Полученное значение округляем в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной

Внутренний диаметр нефтепровода по формуле
(11)
Подставив значения в формулу (11), получаем

Результаты расчёта толщины стенки трубопровода представлены в таблице 4.
Таблица 4 – Результаты расчёта толщины стенки трубопровода

Показатель	Значение
, (10)	312
, мм (9)	10
, мм (11)	1000

4 Проверка толщины стенки трубы нефтепровода
Абсолютные значения максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов определяются по формулам
(12)
(13)
где – коэффициент линейного расширения металла трубы,

– модуль упругости металла,

– коэффициент Пуассона, ;

– то же, что и в формуле (10).

Подставив значения в формулу (12), получаем

Подставив значения в формулу (13), получаем

К дальнейшему расчету принимаем большую из величин

Находим величину продольных осевых сжимающих напряжений по формуле
(14)
где – то же, что и в формуле (13);

– то же, что и в формуле (13);

– то же, что и в формуле (13);

– то же, что и в формуле (9);

– то же, что и в формуле (9);

– то же, что и в формуле (11);

– то же, что и в формуле (9).

Подставив значения в формулу (14), получаем

Знак «минус» указывает на наличие осевых сжимающих напряжений. Поэтому необходимо вычислить коэффициент , учитывающий двухосное напряженное состояние металла по формуле
(15)
где – то же, что и в формуле (10);

– то же, что и в формуле (14).

Подставив значения в формулу (15), получаем

Уточним толщину стенки нефтепровода по следующей формуле
(16)
где – то же, что и в формуле (9);

– то же, что и в формуле (9);

– то же, что и в формуле (9);

– то же, что и в формуле (15);

– то же, что и в формуле (10).

Подставив значения в формулу (16), получаем

Примем толщину стенки 10,5 мм.

В таблице 5 представлена проверка толщины стенки трубы нефтепровода.
Таблица 5 – Проверка толщины стенки трубы нефтепровода

Показатель	Значение
, (12)	37,864
, (13)	88,349
, (14)	-39
, мм (16)	10,5
, (15)	0,932