Технологический расчёт магистрального нефтепровода

Курсовой проект

«Технологический расчет нефтепровода»

 

Введение

 

Магистральный трубопроводный транспорт  – это вид транспорта, предназначенный  для транспортировки магистральными трубопроводами продукции (жидких и  газообразных энергоносителей: нефти, нефтепродуктов, газа, широких фракций лёгких углеводородов), подготовленных в соответствии с требованиями государственных стандартов и технических условий, от пункта приёма продукции до пункта её сдачи, передачи в другие трубопроводы, на иной вид транспорта или хранения.

Магистральный трубопровод – это  производственно-технологический комплекс, состоящий из подземных, подводных, наземных и надземных трубопроводов  и других объектов, обеспечивающих безопасную транспортировку продукции.

Важнейшим условием обеспечения  жизнедеятельности всех отраслей национального хозяйства является надёжноё поступление в страну энергоносителей. Для Беларуси единственной стратегически значимой возможностью получения жидких и газообразных углеводородных энергоносителей является использование магистрального трубопроводного транспорта. Это определяет фундаментальную роль магистральных трубопроводов в обеспечении энергетической и экономической безопасности страны.

В задании указываются следующие  основные данные: назначение трубопровода; годовая пропускная способность с разбивкой по очередям строительства; для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов перечень нефтей и нефтепродуктов, подлежащих последовательной перекачке, с указанием числа каждого сорта; характеристики всех нефтей и нефтепродуктов; направление трубопровода (начальный, конечный, а в случае необходимости и промежуточные пункты); перечень пунктов путевого сброса или подкачки продуктов с указанием количеств по сортам; сроки начала и окончания строительства по очередям; сроки представления технической документации по стадиям проектирования; наименование проектировщика и генерального подрядчика. Кроме того, в задании на проектирование иногда указывают, на трубы какого диаметра, из какой стали, а также на какое оборудование должны рассчитывать проектировщики. Задание на проектирование является основным исходным документом при проектировании трубопровода, и все положения в нем должны получить отражение в проекте. Проектирующая организация, принимая задание как основной обязательный для нее документ, должна тщательно изучить все исходные данные. Отклонения от задания должны быть обоснованы технико-экономическими расчетами и согласованы с организацией, выдавшей задание. Проектирование трубопровода ведется, как правило, в две стадии: технический проект и рабочие чертежи.

На стадии технического проекта  производятся все необходимые изыскания, принимаются основные технические  решения по проектируемым объектам, определяются общая стоимость строительства  и основные технико-экономические  показатели.

Цель проектирования заключается в следующем:

производство технических и  экономических изысканий по различным  вариантам трассы и площадок перекачивающих станций с выбором оптимального варианта;

изучение геологических запасов  нефти и газа, обеспечивающих трубопровод сырьем на длительный срок эксплуатации;

составление технологической части проекта, включая гидравлические и тепловые расчеты;

выбор наивыгоднейших параметров трубопровода (диаметр трубопровода, число и  мощность перекачивающих станций и  т.п.);

рассмотрение вопросов жилищного строительства, снабжения станций водой, энергией, топливом, решение вопросов канализации;

разработка плана строительства  и календарных сроков готовности отдельных основных объектов, расчет объема основных строительных и монтажных  работ по всему строительству, выбор и описание способов ведения работ, разработка строительного генерального плана с указанием способов ведения работ, сооружений (подсобных предприятий, складов строительных материалов, временных дорог и др.);

составление калькуляций себестоимости транспорта продукта по трубопроводу;

определение стоимости всех объектов и всего строительства, для чего составляют сметно-финансовые расчеты  на отдельные объекты и сводную  смету.

 

Исходные данные

Вид перекачиваемой жидкости:                       нефть

Производительность:                                       G = 17 млн т/год

Плотность:                                                          = 852 кг/м

Вязкость:                                                             = 15 сСт

 = 9 сСт

Температура:                                                     tmin = – 2  С

tmax = 10  С

Протяженность трубопровода:                        L = 440 км

Таблица 1. Высотные отметки точек  трассы

L, км	Z, м	L, км	Z, м	L, км	Z, м	L, км	Z, м	L, км	Z, м
0	124	90	147	180	169	270	64	360	63
10	134	100	137	190	142	280	46	370	67
20	125	110	161	200	128	290	40	380	80
30	129	120	151	210	117	300	37	390	80
40	131	130	163	220	110	310	35	400	81
50	136	140	157	230	100	320	44	410	75
60	138	150	151	240	87	330	45	420	64
70	141	160	168	250	82	340	46	430	63
80	152	170	157	260	68	350	50	440	65

 
1. Построение профиля трассы

По геодезическим отметкам построим сжатый профиль трассы трубопровода.

Рисунок 1. Сжатый профиль трассы

2. Обработка исходных  данных

Технологический расчет нефтепровода проведем для самых невыгодных условий. Таковыми являются условия с наиболее низкими температурами. В нашем  случае, минимальная температура  
минус 2 °С.

 

2.1 Определение плотности

Произведём перерасчёт плотности  на заданную температуру:

,

где:   t = t_min= – 2 °С;

r₂₀ – плотность нефти при 20 °С, кг/м³ (852 кг/м³);

x – температурная поправка, кг/(м³ × °С)

x = 1,825 – 0,001315 r₂₀ = 1,825 – 0,001315 × 852 = 0,705 [кг/(м³ × °С)],

тогда плотность при t = – 2°С:

r_t = 852 – 0,705× (- 2 – 20) = 867,51 (кг/м³).

2.2 Определение вязкости

Вязкость при температуре t определится  по формуле:

,

где:     – коэффициент кинематической вязкости при температуре t₁;

U – коэффициент, значение которого  определяется по известным значениям вязкостей при двух других температурах.

.

n_-2 = 15 сСт× e ^{- 0,017 × (-2 – 20)} = 21,8 (сСт). 

 

3. Выбор конкурирующих  диаметров труб

профиль осевой трубопровод  диаметр

Для нахождения оптимального диаметра трубопровода кроме диаметра, рекомендованного в [4] для заданной пропускной способности, примем еще 2 диаметра (соседних) – больший и меньший рекомендуемого. Для каждого из них произведем технологический и экономический расчет, по которым после сопоставления результатов выберем оптимальный.

Согласно таблице 1 [3] для наших  исходных данных:

D₂ = 720 мм, р = 5 – 6 МПа

Принимаем два соседних конкурирующих  диаметра:

D₁ = 529 мм, р = 5,4 –6,5 МПа;

D₃ = 820 мм, р = 4,8 – 5,8 МПа.

Примем для всех диаметров одно значение давления равное 5,4 МПа.

Результаты расчетов по всем диаметрам  внесены в сводную таблицу.

 

4. Механический  расчет

4.1 Определение толщины  стенки труб

Определим толщину стенки трубы  по каждому из вариантов по формуле:

,

где:   D_нар – наружный диаметр трубы, м;

р – рабочее давление в трубопроводе, МПа;

n – коэффициент надежности по  нагрузке от внутреннего давления (согласно [4] для нефтепродуктопроводов  диаметром более 700 мм n = 1,15)

R  – расчетное сопротивление (растяжению), МПа.

где:   R  – временное сопротивление металла труб (табл. 2 [3]), МПа.

Марки стали примем по каталогу:

для труб Ø529 мм – 17Г₁С,

для труб Ø720 мм – 17ГС,

для труб Ø820 мм – 17Г₁С, тогда:

для труб Ø529 мм R  = 510 МПа,

для труб Ø720 мм R  = 510 МПа,

для труб Ø820 мм R  = 510 МПа.

m – коэффициент условий работы  трубопровода (согласно табл. 1 [4] m=0,9);

k - коэффициент надежности по материалу (согласно табл. 9 [4] k =1,47 (для спирального шва), k =1,57 (для прямого);

k - коэффициент надежности по назначению (согласно по табл. 11 [4] k =1,0 для всех диаметров).

Принимаем стандартную величину стенки:

для труб Ø529 мм – 6 мм,

для труб Ø720 мм – 7,5 мм,

для труб Ø820 мм – 9 мм

4.2 Проверка на осевые  сжимающие напряжения

,

где:    коэффициент линейного расширения металла труб (для стали  )

Е – модуль упругости металла (Е )

расчетный температурный перепад.

В нашем случае: Δt = t_max - t_min = 10ºС – (-2) ºС = 12ºС.

Поскольку Δt < 40ºС то примем Δt = 40ºС.

Т.к. во всех случаях  >0, то сжимающие осевые напряжения в трубопроводе отсутствуют и величина δ корректировки не требует.

Далее проверяют прочность подземного трубопровода по условию:

где   – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб при  , равный единице:

 – верно, значит прочность подземного трубопровода обеспечена.

-верно, значит прочность подземного  трубопровода обеспечена.

 – верно, значит прочность подземного трубопровода обеспечена.

 

5. Гидравлический  расчёт

5.1 Определение расчетной  часовой пропускной способности  нефтепровода

где:   N_Р – расчетное число суток работы нефтепровода (365 сут, [3]);

G – годовая пропускная способность  нефтепровода, млн т/год.

.

.

5.2 Определение режима  потока

Определим число Рейнольдса:

 

Переходные значения числа Рейнольдса:

Во всех случаях 2320<Re<Re_1пер, следовательно, режим течения турбулентный (зона гидравлически гладких труб). 

 

5.3 Определение гидравлического  уклона

Определим гидравлический уклон по формуле:

,

где β и m – коэффициенты, зависящие от режима движения потока жидкости, определяемые по таблице 8 [3]

Для режима гидравлически гладких  труб β = 0,0247; m = 0,25.

 

 

5.4 Проверка существования  перевальной точки

Из конечной точки профиля трассы трубопровода проводим линии гидравлических уклонов трубопроводов различных диаметров. Если хотя бы одна линия пересечет профиль, значит для трубопровода данного диаметра будет существовать перевальная точка. В нашем случае для всех трех конкурирующих диаметров перевальной точки не будет. Расчетную длину примем равной 50 км.

Рисунок 2. Сжатый профиль трассы и  гидравлические уклоны разных диаметров

 

5.5 Определение  полной потери напора

Полную потерю напора в трубопроводе определим по формуле:

,

где:   1,01 – коэффициент, учитывающий потери напора в местных сопротивлениях;

Δh_кон – величина подпора, необходимого в конечной точке трассы (примем 30 м);

∆z – разность отметок конца (или  перевальной точки, если такая имеется  на трассе трубопровода) и начала трубопровода;

L_рас – расчетная длина трубопровода.

Напор, развиваемый одной насосной станцией, должен быть не больше допустимого  из условия прочности:

 

 

5.6 Определение числа  насосных станций

Число насосных станций n определим  приближенно по формуле:

,

где:   H_ст – напор на выходе насосной станции, который должен быть не больше допустимого;

Δh – дополнительный напор, слагаемый  из потерь в коммуникациях станции  и величины передаваемого давления, требуемого для обеспечения работы основных насосов без кавитации. Согласно таблице 9 [3] Δh = 45 м;

H – полная потеря напора в трубопроводе.