Технологичская надежность. технологическая надежность Курсовая. Ульяновский государственный технический университет

• Название: Ульяновский государственный технический университет
• Анкор: Технологичская надежность
• Дата: 02.10.2022
• Размер: 7.15 Mb.
• Имя файла: технологическая надежность Курсовая.rtf
• Тип: Реферат; #709193

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

УЛЬЯНОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Факультет «Международный институт УлГТУ»

Кафедра «Нефтегазовое дело»

Расчетно-Графическая работа

по дисциплине: «Технологическая надежность трубопроводных систем»

«Технология расчета параметров нефтепровода»

Вариант 8

Выполнил:

студент группы МНГДТмд-21

Рудник Р.С.

Преподаватель:

Марцев Ю.П.

Ульяновск

2021Содержание

Ведение 3

1 Исходные данные 5

2. Определение физических характеристик нефтепродуктов 6

3. Расчет параметров и выбор насоса 7

4. Определение количества насосных станций 9

5. Расчет насосов перекачивающей станции 15

6. Расчет резервуарных парков нефтепродуктов 21

7. Расчёт трубопровода 22

Заключение 25

Список используемых источников 26



Введение
В зависимости от вида транспортируемого продукта различают следующие типы узкоспециализированных трубопроводных систем: нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, газопроводы и трубопроводы для транспортирования нетрадиционных грузов. Независимо от того, что транспортируется по трубам, все узкоспециализированные системы состоят из одних и тех же элементов:

- подводящих трубопроводов;

- головной и промежуточных перекачивающих станций;

- линейных сооружений;

- конечного пункта.

Трубопровод — искусственное сооружение, предназначенное для транспортировки газообразных и жидких веществ, а также твёрдого топлива и иных твёрдых веществ в виде взвеси под воздействием разницы давлений в поперечных сечениях трубы.

Основными достоинствами трубопроводного транспорта являются:

1) возможность прокладки трубопровода в любом направлении и на любое расстояние - это кратчайший путь между начальным и конечным пунктами;

2) бесперебойность работы и соответственно гарантированное снабжение потребителей, независимо от погоды, времени года и суток;

3) наибольшая степень автоматизации;

4) высокая надежность и простота в эксплуатации;

5) разгрузка традиционных видов транспорта.

К недостаткам трубопроводного транспорта относятся:

1) большие первоначальные затраты на сооружение магистрального трубопровода, что делает целесообразным применение трубопроводов только при больших, стабильных грузопотоках;

2) определенные ограничения на количество сортов (типов, марок) энергоносителей, транспортируемых по одному трубопроводу;

3) «жесткость» трассы трубопровода, вследствие чего для организации снабжения энергоносителями новых потребителей нужны дополнительные капиталовложения.

Рассчитать параметры и выбрать оборудование для транспортировки дизельного топлива от месторождения до потребителя (нефтебазы).

В задачу технологического расчета трубопровода входит определение оптимальных параметров трубопровода (диаметр трубопровода, давление нагнетания насосных станций, толщина стенки трубы, количество насосных станций); расположение перекачивающих станций по трассе трубопровода; расчет режимов эксплуатации трубопровода.

Обосновать выбор того или иного оборудования произведёнными расчётами и мотивацией принятого решения.

насос трубопровод резервуарный

1 Исходные данные

В данной работе необходимо привести расчеты параметров и выбор оборудования, определить оптимальные параметры трубопровода, представить технологическую схему ГНС и план расстановки по трассе нефтепродуктопровода насосных станций. По полученным результатам следует доказать, что нефтепровод работает нормально и обеспечивает необходимый объем транспортировки, бензина при заданных условиях.
Таблица 1.1 - Исходные данные

Длина трубопровода L, км	Годовой объем транспортировки Q, млн.т.	нефтепродукт	регион	Категория трубопровода	Разность нивелирных отметок z,м	Минимальная температура грунта T,0К
527	4,6	Реактив. топл.	Зап. Сибирь	ІІІ	–22	271

В результате расчетов трубопровода необходимо определить оптимальные параметры трубопровода:

- полные потери в трубопроводе;

- количество насосных станций;

- определить расположение перекачивающих станций по трассе трубопровода;

- часовую пропускную способность;

- в соответствии с расчетной пропускной способностью выбрать основные и подпорные насосы;

- объем резервуарных парков на ГНС;

- объем резервуарных парков на промежуточных насосных станциях;

- схему комплектования насосных станций насосами;

- построить технологическую схему ГНС и план расстановки насосных станции по трассе нефтепровода;

- расчет режимов эксплуатации трубопровода.

В процессе выполнения расчетно-графической работы необходимо:

Провести расчет параметров и выбор оборудования для транспортировки нефтепродуктов от месторождения до потребителя (нефтебазы).

Определить оптимальные параметры трубопровода (диаметр трубопровода, давление нагнетания насосных станций, толщина стенки трубы, количество насосных станций); расположение перекачивающих станций по трассе трубопровода.

Представить план головной станции с размещённым на ней оборудованием и план расстановки по трассе нефтепродуктопровода насосных станций.

2. 
   Определение физических характеристик нефтепродуктов
   

Одними из наиболее важных показателей перекачиваемых жидкостей являются такие её физические характеристики, как плотность ρ и вязкость v, определяющие в конечном итоге энергетические затраты и производительность трубопроводов, а также влияют на выбор насосов перекачивающих станций.

Рассчитаем плотность и вязкость реактивного топлива при 271К. Для расчета вязкости воспользуемся формулой Вальтера:
 (2.1)
где эмпирические коэффициенты а и b определяются по формулам:
 и 
Для топлива при   ,

а при  

Тогда величины эмпирических коэффициентов:





Преобразовав формулу (1.1), находим кинематическую вязкость реактивного топлива при температуре  :

Плотность бензина рассчитаем согласно формуле Менделеева:

где  - плотность нефтепродуктов соответственно при температурах Т и 293 К;  - коэффициент объемного расширения.

При температуре T=271 К плотность топлива:


3 Расчет параметров и выбор типа насоса
Параметр, по которому выбираем тип насоса – часовая пропускная способность трубопровода. Она зависит от количества рабочих дней в году, численность которых определяется диаметром трубы нефтепровода и его протяженностью.

Так как пропускная способность нефтепродуктопровода составляет 4,6 млн. т/год выбирается диметр трубы 426 мм. Для нефтепродуктопровода протяженностью 527 км с трубой данного диаметра расчетное количество дней работы в году равняется  354.

Определяем часовую пропускную способность трубопровода по формуле:

где  - годовой объем транспортировки топлива.

В соответствии с найденной производительностью выбираются насосы для оснащения насосных станций: основные – НМ 710-280 с нормальным диаметром ротора и подпорные НПВ 600-60 с нормальным диаметром ротора.

Напор насосов при расчетной часовой подаче составляет:



где  – напоры, создаваемые подпорным и магистральным насосами соответственно;

 ,  , – аппроксимирующие коэффициенты подпорного и магистрального насосов.

Рабочее давление  на выходе головной насосной станции ( - количество головных насосов на станции)

 .

Запорная арматура на нефтепроводах рассчитана на давление в пределах 5,5…6,5 МПа. Условие непревышения давления, создаваемого насосами над допустимым давлением запорной арматуры (P_гнс< P_зап) выполняется.

4. Определение количества насосных станций

Определяется количество насосных станций на нефтепродуктопроводе, трубопровод относится к категории ІІІ. Для нефтепровода можно использовать бесшовные трубы из стали марки К55.
Таблица 4.1 – Характеристика труб

Наружный диаметр мм	Толщина стенки мм	Марка стали	 МПа	 МПа	Коэффициент условий работ к1
426	5;5,5;6; 7; 8; 9; 10	К55	650	380	1,47

Расчетное количество насосных станций находится по формуле:

Трубопровод относится к категории ІV, значит коэффициент условной работы m0 = 0.9

Коэффициент надежности по назначению трубопровода k2 = 1.

Величина расчетного напряжения σ, возникающего в металле трубы при перекачке, определяем так:



где σвр – нормативное напряжение в металле трубы и сварных соединениях.

Расчетную толщину стенки трубопровода определяем по формуле:

где P – рабочее (избыточное) давление; Dнар – наружный диаметр трубы;

kнагр – коэффициент надёжности по нагрузке (kнагр=1,15 для нефтепродуктопроводов, работающих по системе «из насоса в насос»).

Принимается окончательная толщина стенки δ=5мм. Тогда внутренний диаметр трубы нефтепровода:

Рассчитывается число Рейнольдса:

Т.к.  , то течение - турбулентное.

Относительная шероховатость:

где k_э – эквивалентная шероховатость (для новых труб k_э = 0.014).

Первое переходное число Рейнольдса:

Так как Re₁
Условный гидравлический уклон:

Полные потери в трубопроводе:

 – количество эксплуатационных участков;



 - длина нефтепровода;  - разность невилирных отметок конечной и начальной точек нефтепровода;  - величина напора в конечной точке нефтепровода.

Расчетное количество насосных станций [1]:

Принимаем 

Определяется количество основных насосов на станциях, с целью корректировки комплектации ими насосных станций. Для этого необходимо построить зависимости  и  , точка пересечения которых и определит суммарное количество насосов.

Результаты расчетов для построения характеристик нефтепровода и насосных станций сведены в (табл. 4.2), а кривые приведены на (рис. 4.1).

На (рис. 4.1) приведена совмещенная характеристика нефтепродуктопровода и насосных станций при общем количестве работающих насосов  Видно, что при данном количестве работающих насосов производительность нефтепродуктопровода составляет соответственно 530, 589, 650 м³/ч. Таким образом, проектная производительность нефтепровода обеспечивается при работе на станциях 5 насосов.
Таблица 4.2 - Расчеты для построения характеристик нефтепровода и насосных станций

		3	4	5
500	713,3813437	831,675	1092,175	1352,675
550	861,5114259	800,8208	1051,87075	1302,92075
600	1023,749135	767,028	1007,728	1248,428
650	1200,094471	730,2968	959,74675	1189,19675

Рисунок 4.1 - Совмещенная характеристика нефтепродуктопровода и насосных станций
При распределении этого количества насосов по станциям необходимо руководствоваться следующим:

• 
  большее их количество должно быть установлено на станциях, расположенных в начале трубопровода, а меньшее – на его конце;
  
• 
  для удобства обслуживания линейной части третий и четвертый перегоны между станциями должны быть примерно одинаковой длины.
  

Исходя из сказанного выбираем следующую схему комплектования насосных станций магистральными насосами: 3-2.

Далее выполняется расстановка насосных станций по трассе нефтепродуктопровода с учетом того, что разность нивелировочных отметок конца и начала трубопровода  Вычисляется длина первого перегона, на который хватило бы напора магистральных насосов головной станции  , при условии, что нефтепродуктопровод был бы горизонтальным, по формуле:

Дальнейшие расчеты целесообразно произвести графическим путем, на рис. 2. В начале нефтепродуктопровода (точка А₁) по оси ординат откладываем отрезок А₁-Б₁, пропорциональный напору магистральных насосов головной станции  а по оси абсцисс в масштабе – отрезок А₁-А₂, пропорциональный длине первого перегона  Линия Б₁-А₂ есть гидравлический уклон нефтепродуктопровода с учетом местных сопротивлений.

В точке пересечения линии гидравлического уклона с профилем трассы (точка А₂) располагается промежуточная насосная станция НС2. Восстанавливая из этой точки перпендикуляр и откладывая на нем отрезок А₂-Б₂, пропорциональный напору магистральных насосов этой станции  получают точку Б₂, из которой проводится прямая А₃-Б₂ гидравлического уклона параллельная прямой А₂-Б₁.

Учитывая погрешности привносимые графическим методом расчета считается, что расстановка выполнена правильно, если проведенная из точки Г на отрезке А₃-Б₃ линия гидравлического уклона пересекает трассу трубопровода в конечной ее точке. Учитывая выше сказанное, исходя из рис. 2 считается, что расстановка насосных станций выполнена верно.



Рисунок 4.2 - Расстановка насосных станций по трассе нефтепровода
Таким образом, длины перегонов составят  

4. 
   Расчет насосов перекачивающей станции
   

Для нормальной работы насоса необходимо, чтобы минимальное давление Р_вх на входе в него превышало давление Р_п, при котором происходит парообразование нефти, на величину, соответствующую разности допустимого кавитационного запаса Δh_доп и скоростного напора её на входе в насос согласно формуле. Поэтому следует проверить обладает ли установленный подпорный насос необходимой всасывающей способностью в условиях преодоления потоком бензина местных сопротивлений трубопроводной сети станции.

Величина давления на входе насоса связана с потерями напора в элементах сети соотношением:

где  - атмосферное давление;  - давление на входе в насос;  - плотность бензина;  - ускорение свободного падения;  – геодезические высоты соответственно днища резервуара и оси входного патрубка насоса;  м – высота взлива (уровень) бензина в резервуаре;  – скорость топлива на входе в насос;  – потери от действия сил трения в трубопроводе;  – потери от действия местных сопротивлений в трубопроводе.

Скорость топлива в трубопроводе:

Скорость топлива на входе в насос:

Число Рейнольдса для трубопровода:

Коэффициент гидравлического сопротивления:

Условный гидравлический уклон [1]:

Потери напора 

где  – расстояние от подпорного насоса до самого удалённого резервуара (принимаем по рис. 5.1) Согласно технологической схеме (рис. 5.1) на пути нефти от резервуара до насоса местные сопротивления возникают в следующих элементах сети (величины местных сопротивлений являются функцией числа Рейнольдса и вычисляются через коэффициенты  ):

• 
  для выхода из резервуара  ;
  
• 
  для однолинзового компенсатора 
  

• 
  для полностью открытой задвижки 
  
• 
  для тройника:
  
  • 
    с поворотом 
    
  • 
    на проход 
    
  • 
    на слияние 
    
• 
  для отвода на 90⁰  ;
  
• 
  для фильтра:
  
  • 
    светлых нефтепродуктов 
    
  • 
    тёмных нефтепродуктов 
    
• 
  на входе в вертикальный насос двустороннего всасывания
  

• 
  для диффузоров
  

• 
  для конфузоров ориентировочно можно принять 
  

Для рассчитываемого варианта:









А суммарные потери от местных сопротивлений:

Величина давления на входе в насос по условию парообразования:

где  .

А соответствующий ему напор:

Допустимый кавитационный запас

 - допустимый кавитационный запас по воде;

 - коэффициент запаса;
 ;



Так как величина входного давления 13,14м превышает величину давления по парообразованию 5,54 м, всасывающая способность обеспечивается.

4. 
   
   
5. 
   Расчет резервуарных парков нефтепродуктов
   

На магистральных нефтепродуктопроводах резервуарные парки размещаются:

1. 
   На головной насосной станции;
   
2. 
   На границах эксплуатационных участков;
   
3. 
   В местах подкачки нефти с близлежащих месторождений или сброса нефти попутным потребителям.
   

Суммарный полезный объем резервуарных парков на головной насосной станции (ГНС) и промежуточных насосных станциях (ПНС) нефтепродуктопровода ориентировочной (в частях) распределяется следующим образом:

1. 
   ГНС – 2…3
   
2. 
   ПНС на границе эксплуатационных участков – 0,3…0,5;
   
3. 
   то же, при проведении на ПНС приемосдаточных операций – 1..1,5.
   

Суммарный объем резервуарных парков  в системе магистрального нефтепродуктопровода определяется через суточный расход  :

Требуется рассчитать объем резервуарных парков в системе магистрального нефтепродуктопровода диаметром 426 мм протяженностью  .

Количество эксплуатационных участков нефтепродуктопровода такой протяженности было рассчитано ранее и равно 1 участку. Так как на границе эксплуатационных участков находится одна насосная стация, то  . Определяется суммарный объем резервуарных парков:



Годовой объем перекачки:



Суточный расход 



Суммарный объем резервуарных парков:

Тогда объем резервуарных парков на головной насосной станции:



Объем резервуарных парков на промежуточных насосных станциях:



Для ГНС и конечного пункта нефтепровода выбираем 4 резервуара типа РВС-20000 вместимостью 20000  без пантона.



Для промежуточных станций – 4 резервуара типа РВС-2000 вместимостью 2000 м³ без пантона.

4. 
   Расчет трубопровода
   

В задачу технологического расчета трубопроводов входит определение оптимальных параметров трубопровода (диаметр трубопровода, давление нагнетания насосных станций, толщина стенки трубы, количество насосных станций); расположение перекачивающих станций по трассе трубопровода; расчет режимов эксплуатации трубопровода.

Расчетную толщину стенки трубопровода определяют по формуле



где  – напряжения в трубе от продольных усилий, обусловленных перепадом температур; α=12·10^-6 град^-1; Е=2,06·10⁵ МПа – модуль упругости стали; ΔТ – расчётный температурный перепад; d_вн – внутренний диаметр трубы.

Абсолютные значения величин положительного и отрицательного перепада определяются по формулам



где μ=0,3 – коэффициент Пуассона.

Полученное расчётное значение толщины трубы округляется до ближайшего большего стандартного значения.
Определим толщину стенки нефтепродуктопровода диаметром 426 мм и длиной 527 км с промежуточными насосными станциями , рассчитанного на рабочее давление р=6,26 МПа. Температура перекачиваемого нефтепродукта Т_н=271 ⁰К.

Для нефтепровода можно использовать трубы из стали марки К55. (σ_вр=650 МПа, σ_т=380 МПа).

При этом способе изготовления согласно таблице k₁=1,47. Для диаметра трубопровода 426 мм k₂= 1, а коэффициент условий работы т₀=0.9.

Расчётное сопротивление металла для стали К55

где k₂=1 – коэффициент надёжности по назначению нефтепровода (для труб с D_н≤1000 мм k₂=1, при D_н>1000 мм k₂=1,05).

k_нагр–коэффициент надёжности по нагрузке (k_нагр=1.15 для нефтепродуктопроводов, работающих по системе «из насоса в насос»).

Тогда, полагая ψ=1, определяется предварительное расчётное значение толщины стенки трубопровода



Полученное расчётное значение толщины стенки округляется до ближайшего большего по сортаменту равного, например, δ=0,005 м.

Значения максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов по формуле (2.30):





В дальнейшем расчете используется бóльшая из величин ΔТ=183,8град.

Величина продольных осевых сжимающих напряжений определяется:



Знак плюс указывает на отсутствие напряжений от осевых сжимающих усилий. Таким образом, толщина стенки δ=0,005 м может быть принята как окончательный результат.

Заключение


В данной работе проведены расчеты параметров и выбор оборудования, определены оптимальные параметры трубопровода, представлена технологическая схема ГНС и план расстановки по трассе нефтепродуктопровода насосных станций. По полученным результатам расчетов можно сделать вывод, что нефтепровод работает нормально и обеспечивает необходимый объем транспортировки, бензина при заданных условиях.

В результате проведенных расчетов трубопровода были определены оптимальные параметры трубопровода:

- бесшовные трубы из стали марки К55, диаметром 426 мм и толщиной стенки – 5 мм ;

- полные потери в трубопроводе –  м;

- количество насосных станций - 2;

- определено расположение перекачивающих станций по трассе трубопровода;

- часовая пропускная способность –  м³/ч;

- в соответствии с расчетной пропускной способностью выбраны основные насосы НМ 710-280 и подпорные НПВ 600-60 с нормальным диаметром ротора;

- объем резервуарных парков на ГНС  м³;

- объем резервуарных парков на промежуточных насосных станциях  м³;

- схема комплектования насосных станций насосами: 3-2;

- построены технологическая схема ГНС и план расстановки насосных станции по трассе нефтепровода;

- расчет режимов эксплуатации трубопровода.

Список используемых источников

1. 
   П.И. Тугунов, В.Ф. Новосёлов, А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. Типовые расчёты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов. “ДизайнПолиграфСервис”, 2002. – 658 с.
   
2. 
   Едигаров С.Г., Бобровский С.А., Проектирование и эксплуатация нефтебаз и газохранилищ. М., “Недра”, 1973, 180 c.
   
3. 
   Бирюков В.В. Оборудование нефтегазовых производств. Методическое руководство. / В.В.Бирюков, Н.И.Горлов. – Новосибирск: НГТУ, 2009. – 54 с.
   
4. 
   https://dorians.ru/blog/proektirovanie-nefteprovodov/
   
5. 
   https://auth.kodeks.ru/sso?command=attach&broker=927dacf7-9bde-4367-bdbc-0b14a97d7136&token=FspTGm2333srvnSgRj0gvguisDBhQ7nn&checksum=0a74374aee50e2e430d355f1adb5a2eb3c2852390d07cbad3472db39adbc8179&return_url=https://docs.cntd.ru/document/1200032108
   
6. 
   https://studopedia.ru/9_40585_raschet-truboprovodnogo-transporta.html
   

но на Allbest.ru