практическая работа. Технологический расчет магистрального нефтепровода

• Название: Технологический расчет магистрального нефтепровода
• Анкор: практическая работа
• Дата: 29.03.2023
• Размер: 98.77 Kb.
• Имя файла: Akhmetgaliev_2pr.docx
• Тип: Практическая работа; #1023382

Практическая работа №2

Тема: Технологический расчет магистрального нефтепровода

Цель: 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.

Задание

Задачи расчета:

1. 
   определение оптимальных параметров трубопровода: диаметра трубопровода, толщины стенки трубопровода; определение числа нефтеперекачивающих станций;
   
2. 
   расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода.
   

Исходные данные:

1. 
   Годовая пропускная способность: G_Г=34,3 млн. т /год;
   
2. 
   Протяженность трассы: L=1015 км;
   
3. 
   Высотные отметки:
   

• 
  начальная: z_Н=176 м;
  
• 
  конечная: z_К=223 м;
  

4. 
   Расчетная температура нефти t_Р=1,9°С;
   
5. 
   Плотность нефти при температуре 293°К: r₂₉₃=843 кг/м³;
   
6. 
   Кинематическая вязкость нефти:
   

• 
  при 273°К: n₂₇₃=33,2 мм²/с;
  
• 
  при 293°К: n₂₉₃=6,1 мм²/с;
  

7. 
   Коэффициент неравномерности перекачки: k_НП=1,155;
   
8. 
   Допустимое рабочее давление: P_доп=6,3877 МПа;
   
9. 
   Расчетное число рабочих дней магистрального нефтепровода: N_Р=350 суток
   

1 определение оптимальных параметров трубопровода

Расчетные плотность и вязкость нефти
При средней температуре Т=Т_Р вычисляются значения плотности и вязкости нефти.

Расчетная плотность при температуре Т=Т_Р:

где r₂₉₃ – плотность нефти при 293°К.

Температурная поправка:

°К

кг/(м³∙К);

/м³.

Расчетная кинематическая вязкость определяется по формуле Вальтера (ASTM), которая используется в последующих расчетах:

;

где , - постоянные коэффициенты:

;

;

= 95,2988 мм²/с;


Расчетная часовая производительность и выбор насосов
При расчетном числе рабочих дней магистрального нефтепровода N_Р=350 суток определяется часовой расход нефти:

;

где r – расчетная плотность нефти; .

м³/ч.

По значению по таблицам 2 и 3 [1] выбираются подпорный и магистральный насосы и определяются развиваемые ими напоры и .

Количество работающих магистральных насосов типа НМ5000-210 , количество работающих подпорных насосов типа НПВ5000-120 равно 2.

;



По рассчитанным напорным характеристикам вычисляется рабочее давление:

где g – ускорение свободного падения, м²/с;

МПа

Рабочее давление не должно превышать допустимого рабочего давления:

– условие выполняется.

Определение диаметра и толщины стенки трубопровода
Ориентировочный внутренний диаметр:

г
де w_o – рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки, определяемая из графика (рис. 1.)
Рисунок 1 – Зависимость рекомендуемой скорости перекачки от плановой производительности нефтепровода
При Q_ч=5034,66 м³/ч принимаем w_o ≈2,1 м/с.

м.

По значению D_o принимаем ближайший стандартный наружный диаметр D_н=1220 мм.

Выбираем марку стали 12Г2С5: .

Определим расчетное сопротивление металла трубы:

,

где – временное сопротивление стали на разрыв, МПа;

m_у – коэффициент условий работы, m_у=0,99;

k₁ – коэффициент надежности по материалу;

k_н – коэффициент надежности по назначению, k_Н=1,155.

МПа.

Определим расчетное значение толщины стенки трубопровода:

,

где n_p – коэффициент надежности по нагрузке; n_p=1,1.

мм.

Данное значение толщины стенки трубопровода d_о округляется до стандартной величины d из рассматриваемого сортамента труб. Примем δ=13 мм.

Определим внутренний диаметр трубопровода:

;

мм.
Гидравлический расчет нефтепровода и определение числа НПС
Определим фактическую среднюю скорость течения нефти:

;

м/с,

Определим число Рейнольдса:



Определим переходные числа Рейнольдса:

где – коэффициент шероховатости труб, для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации примем = 0,2 мм.

;

< Re < , значит, в трубопроводе устанавливается турбулентный режим течения – зона смешанного трения, и коэффициент гидравлического сопротивления рассчитывается по формуле Альтшуля:

;

_{Определим величину гидравлического уклона:}

(20)

_{Определим потери напора на трение:}

(21)

м.

Определим суммарные потери напора в трубопроводе:

(22)

где – разница конечной и начальной геодезических отметок, м;

N_Т – число технологических участков (назначается согласно протяженности технологического участка в пределах 400…600 км), N_Т=1;

h_ост – остаточный напор в конце эксплуатационного участка, h_ост=30 м.

м.

На основании уравнения баланса напоров и значения суммарных потерь напора в трубопроводе, определим ориентировочное число перекачивающих станций:

(23)

.
Определение числа НПС
При округлении ориентировочного числа НПС в большую сторону (n=8) требуется расчет параметров циклической перекачки. В свою очередь, при округлении ориентировочного числа НПС в меньшую сторону (n=7) гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой дополнительного лупинга.
Определение длины лупинга
Полагая, что диаметр лупинга и основной магистрали равны, режим течения в них одинаков, найдем значение длины лупинга l­_Л.

где H_СТ=m_М h_М – напор НПС при расчетной подаче Q;

– поправка на гидравлический уклон лупинга (при D_Л=D);

m – коэффициент формулы Лейбензона для режима течения, соответствующего расчетной подаче Q (для зоны смешанного трения m=0,1).

;

м;

м.
Построение совмещенной Q-H характеристики трубопровода и НПС
При округлении НПС в большую сторону (n=8), 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 от 3000 м³/ч до 6000 м³/ч.

Произведем расчет для Q=4500 м³/ч.

Определим фактическую среднюю скорость течения нефти по формуле (18):

м/с

Определим число Рейнольдса по формуле (19):




<sub>Определим величину гидравлического уклона:



Определим потери напора на трение:</sub>

м

Определим суммарные потери напора в трубопроводе без лупинга по формуле (25):



Определим суммарные потери напора в трубопроводе с лупингом:



Определим напоры подпорного и магистрального насосов:

;



Определим напор, развиваемый 7 станциями с 3 включенными в работу магистральными насосами:

;
;

Определим напор, развиваемый 8 станциями с 3 включенными в работу магистральными насосами по формуле (29):

;

Определим напор, развиваемый 8 станциями с 2 включенными в работу магистральными насосами:

;

Проведем аналогичные расчеты для расходов в диапазоне от 2500 м³/ч до 3700 м³/ч и результаты запишем в таблицу 1.

Таблица 1 – Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций

Расход Q, м3/ч	Напор насосов			Характеристики трубопровода			Характеристика нефтеперекачивающих станций
	hм, м	hп, м	Без лупинга		С лупингом	n=7; mМ=3		n=8; mМ=3	n=8; mМ=2
3000	245,654	140,316	2174,273		2083,220	5439,36		6176,32	4211,09
3500	239,570	136,169	2746,290		2627,042	5303,31		6022,02	4105,46
4000	232,551	131,384	3383,144		3232,505	5146,33		5843,99	3983,58
4500	224,595	125,961	4082,699		3897,578	4968,43		5642,21	3845,45
5000	215,704	119,900	4843,129		4620,526	4769,59		5416,70	3691,07
5500	205,877	113,201	5662,849		5399,842	4549,82		5167,45	3520,44
6000	195,114	105,864	6540,460		6234,195	4309,12		4894,47	3333,55

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


Рисунок 2 – Совмещенная характеристика нефтепровода и нефтеперекачивающих станций

Точка пересечения А характеристики нефтепровода с лупингом длиной l_л и нефтеперекачивающих станций (n=7) подтверждает правильность определения длины лупинга, так как Q_ч≈Q_пл=5075м³/ч.
Расчет параметров циклической перекачки
При округлении числа НПС в большую сторону (n=8) рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и нефтеперекачивающих станций (n=8, m_М =3; рабочая точка A₂) определим значение расхода Q₂=5290 м³/ч. Если на каждой НПС отключить по одному насосу (n=8, m_М=2), то рабочая точка совмещенной характеристики переместится в положение A₁ и нефтепровод будет работать с производительностью Q₁=4360 м³/ч

Так как выполняется условие Q₁2, по формуле рассчитаем время работы нефтепровода на режимах, соответствующих расходам Q₁ и Q₂, через систему уравнений:

где V_г – плановый объем перекачки нефти,

, – продолжительность работы нефтепровода на первом и втором режимах соответственно:

;

;

2 Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода

За окончательный вариант примем сооружение однониточного нефтепровода с n=8 НПС, так как лупинг можно применять только в особенных случаях. В этом случае расстановку станций на местности будем производить исходя из максимальной производительности нефтепровода Q₂=5290 м³/ч. Количество НПС на первом технологическом участке примем равным 4, на втором участке равным 4.

Выполним гидравлический расчет нефтепровода при подаче Q=Q₂.

Определим фактическую среднюю скорость течения нефти:

м/с,

Определим число Рейнольдса:



Переходные числа Рейнольдса не изменятся:

< Re < , значит, в трубопроводе устанавливается турбулентный режим течения – зона смешанного трения, и коэффициент гидравлического сопротивления рассчитывается по формуле Альтшуля:



<sub>Определим величину гидравлического уклона:



Определим потери напора на трение:</sub>

м.

Определим суммарные потери напора в трубопроводе:

м.

Определим напоры подпорного и магистрального насосов при подаче Q=Q₂.

;



Расчетный напор НПС в этом случае составит:



м.

Построение профиля трассы

Профиль трассы выполняется в двух масштабах: горизонтальном (Мг:1см=30 км) и вертикальном (Мв: 1см=50 м).

На профиль наносятся только характерные точки трассы (вершины, впадины, изломы), которые соединяются ломаной линией. Расстояния между характерными точками откладываются только по горизонтали, а их геодезические (высотные) отметки – по вертикали.

Выполним построение гидравлического треугольника. За горизонтальный катет примем отрезок ab, равный l=120 км, который отложим в масштабе длин. Вертикальный катет ac следует рассчитать по формуле:


Таблица 2 – Расчетные значения высотных отметок НПС и длин линейных участков нефтепровода

Нефтеперекачивающая станция	Высотная отметка zi, м	Расстояние от начала нефтепровода, км	Длина линейного участка li,км
ГНПС-1	0	0	100,5
НПС-2	137	100,5	116,4
НПС-3	194,5	217,2	114,4
НПС-4	263,5	331,5	110,7
НПС-5	349,5	442,5	136,5
НПС-6	310	579	125,4
НПС-7	324,5	704,6	139,2
НПС-8	271,8	843,8	171
КП	147,5	1015	-

Расстановка НПС на местности показана на рисунке 3.

.