Гидравлический расчет нефтепровода, определение числа перекачивающих станций

Содержание:

 

Введение………………………………………………………………………5

1. Определение оптимальных параметров нефтепровода………………….6

1.1. Расчетные значения вязкости и плотности перекачиваемой нефти….6

1.2. Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающей станции и расчет рабочего давления…………………………………………………………...6

1.3. Определение диаметра и толщины стенки трубопровода…...………..7

1.4  Расчет прочности и устойчивости нефтепровода……………………...9

2.  Гидравлический расчёт трубопровода………………………………….13

2.1 Гидравлический расчет нефтепровода, определение числа перекачивающих станций………………………………………………………….13

2.2  Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода……15

3.  Определение оптимальных режимов работы нефтепровода………….16

3.1.  Графический метод…………………………………………………….16

3.2. Численный метод………………………………………………………..17

3.3 Определение рациональных режимов перекачки………………..……

Вывод…………………………………………………………………………

Список литературы…………………………………………………………..

 

Нефтепрово́д - инженерно-техническое комплекс сооружений для транспортировки нефти и продуктов её переработки от места их добычи или производства к пунктам потребления или перевалки на ж.д. либо водный транспорт. В состав нефтепроводов входят подземные и подводные трубопроводы, линейная арматура, головные и промежуточные нефтеперекачечные насосные станции, нефтехранилища, линейные и вспомогательные сооружения. Различают магистральные и промысловые нефтепроводы.

 

В 1863 году русский ученый Д. И. Менделеев  предложил идею использования трубопровода при перекачке нефти и нефтепродуктов, объяснил принципы строительства трубопровода и представил убедительные аргументы в пользу данного вида транспорта.

 

В конце 1878 года на Апшеронском полуострове был введен в эксплуатацию первый российский нефтепровод протяженностью около 10 километров для перекачки нефти от Балаханского месторождения на нефтеперерабатывающие заводы Баку. Проект трубопровода был разработан знаменитым инженером В.Г.Шуховым. Нефтепровод строился под его непосредственным техническим руководством. В дальнейшем Шухов разработал теоретические и практические основы проектирования, строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов. В статье «Нефтепроводы» (1884) и в книге «Трубопроводы и их применение в нефтяной промышленности» (1894) В. Г. Шухов привёл точные математические формулы для описания процессов протекания по трубопроводам нефти, мазута, создав классическую теорию нефтепроводов. В.Г.Шухов был автором проектов первых российских магистральных нефтепроводов: Баку — Батуми (883 км, 1907), Грозный — Туапсе (618 км, 1928).

 

По магистральным нефтепроводам нефть и нефтепродукты транспортируются на значительные расстояния, нередко до 2000 км и более. Диаметр магистрального нефтепровода от 200 до 1220 мм, давление, как правило, 5—6 Мн/см2 (50—60 кгс/см2). Подводящие нефтепроводы предназначаются для транспортировки нефти с промыслов на головные сооружения магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов с нефтеперерабатывающих заводов на головные сооружения магистральных нефтепродуктопроводов: они имеют протяжённость до нескольких десятков км. Промысловые, заводские и нефтебазовые трубопроводы предназначены для внутренних перекачек.

 

Основные параметры магистрального нефтепроводо : протяжённость, производительность, диаметр, давление и число перекачечных станций. Первые два параметра задаются, остальные определяются расчётом. Для сооружения нефтепроводов применяют трубы из углеродистой и низколегированной стали, в основном сварные, с продольным и спиральным швами. При расчёте магистрального нефтепровода большое значение имеют вязкость и плотность перекачиваемых нефти и нефтепродуктов. Для предохранения труб от почвенной коррозии и блуждающих токов применяют антикоррозийную изоляцию и электрохимические методы защиты: катодную защиту, электрополяризованные протекторы, электродренаж. По всей длине нефтепровода устанавливаются линейные секущие задвижки. Расстояние между задвижками определяется в зависимости от рельефа местности, но составляет не более 20 км. При перекачке высоковязкой и высокозастывающей нефти применяют её подогрев на перекаченных станциях и промежуточных пунктах подогрева. Стоимость строительства магистральных нефтепроводов окупается в относительно короткие сроки (обычно 2—3 года)

 

1. Определение оптимальных параметров нефтепровода

 

1.1. Расчетные значения вязкости и плотности перекачиваемой нефти

Вычисляем значения кинематической вязкости [1, стр.6-36]

1. по формуле Вальтера

Вычисляем значения эмпирических коэффициентов a и b по формулам

 

,

,

,

,

 мм2/с;

 

2)по формуле Рейнольдса-Филонова 

Т.к Т2<Тр<Т1, 293К<275К<273К

Определяю крутизну вискограммы

 

 

 мм2/с

Вычисляем значение расчетной плотности нефти при Тр по формуле Д.И. Менделеева

 

,

,

где температурная поправка, кг/м3К

тогда,

кг/м3К,

кг/м3

                                        

1.2. Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающей станции и расчет рабочего давления. 

 Определим расчетную часовую  пропускную способность нефтепровода по формуле                              

м3/ч.

 

В соответствии с  найденной расчетной часовой производительности нефтепровода подбирается магистральные и подпорные насосы нефтеперекачивающей станции исходя из условия

0,8Qном<Qч<1,2 Qном,

2000 м3/ч <2529,715 м3/ч <3000 м3/ч

 

Согласно приложения 2 и 3, выбираем насосы: магистральный насос НМ 2500-230 и подпорный насос НПВ 2500-80.

Напор магистрального насоса (D2= 425 мм) составит по формуле

Нмн(пн)=Н0+аQч –вQ ч2

Нмн=246,7–16,8х10-6х2529,7152=139,189 м,

 

Напор подпорного насоса (D2= 540 мм) составит

Нпн=79,7–10-6х2529,7152=73,301 м

 

Далее рассчитываю рабочее давление на выходе головной насосной станции по формуле

 

Найденное рабочее давление должно быть меньше допустимого из условия прочности запорной арматуры

Р<Рдоп, где Рдоп=6,4 МПа.

Условие  4,211 МПа < 6,4 МПа выполняется.

 

1.3. Определение диаметра и толщины стенки трубопровода

Внутренний  диаметр нефтепровода вычисляется по формуле

подставляя рекомендуемую ориентировочную скорость перекачки w0 =1,69м/с (рис.3.3.1)

По вычисленному значению внутреннего диаметра, принимается ближайший стандартный наружный диаметр нефтепровода -  720 мм. Значение наружного диаметра также можно определить по таблице 3.3.1., в зависимости от производительности нефтепровода  Dн= 720 мм.

По [1] выбираем, что  для сооружения нефтепровода применяются трубы Челябинского трубного завода по ЧТЗ ТУ14-3P-03-94 из стали марки 08 ГБЮ  (временное сопротивление стали на разрыв σвр=510 МПа,  σт=350 МПа коэффициент надежности по материалу k1=1,4).

Перекачку предполагаю вести по системе «из насоса в насос», то nр=1,15; kн=1; m=0,9.

Определяем расчетное сопротивление металла трубы по формуле

где расчетное сопротивление материала стенки трубопровода;

nр - коэффициент надежности по нагрузке, равный 1,15 - для нефтепроводов, работающих в системе «из насоса в насос»; 1,1 - во всех остальных случаях;

Р - рабочее (нормативное) давление, МПа;

m - коэффициент условий работы трубопровода, для I, II категории трубопроводов m=0,75; для  III, IV категории трубопроводов m=0,9; для В категории трубопроводов m=0,6;

 k1 - коэффициент надежности по материалу;

 kн - коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от его диаметра.

Определяю расчетное значение толщины стенки трубопровода по формуле

Полученное значение округляем в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной -8 мм.

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из формулы

,

Определяем абсолютное значение максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов по формулам

                                                            

Для дальнейшего расчета принимаем большее из значений, ΔТ=92,84град.

Рассчитаем продольные осевые напряжения sпр N по формуле

Знак «минус» указывает на наличие осевых сжимающих напряжений, поэтому вычисляем коэффициент по формуле

Y1=

Пересчитываем толщину стенки из условия

Таким образом,  принимаем толщину стенки - 9 мм.

 

1.4 Расчет прочности и устойчивости нефтепровода

Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении производят по условию . Вычисляем кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления по формуле

s

= =

Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб определяется по формуле

y

= =

Следовательно, y R = 0,579х327,86=189,831 МПа

Так как <189,831 МПа, то выше поставленное условие прочности трубопровода выполняется.

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов проверку производят по условиям çs ç y                                          и .

Вычисляем комплекс:    ,

где R2н= σт=350 МПа.

 Для проверки по деформациям  находим кольцевые напряжения  от действия нормативной нагрузки – внутреннего давления по формуле

Вычисляем коэффициент y по формуле

y

Находим максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе по формуле

s

= Dt± ,

принимая минимальный радиус изгиба 700 м;

s

= МПа

s

= МПа

164,229 МПа<350 МПа – условие

, выполняется.

0,679х350=237,65МПа 

  237,65 МПа > /-74,289/ МПа – условие   ç s ç y , выполняется;

237,65 МПа > /-286,17/ МПа – условие  ç s

ç y , не выполняется;

Так как проверка на недопустимые пластичные деформации не соблюдается, то для обеспечения надежности трубопровода при деформациях необходимо увеличить минимальный радиус упругого изгиба, решая уравнение

=1291,576 м

Определяем эквивалентное осевое усилие в сечении трубопровода и площадь сечения металла трубы по формулам

и

Определяем нагрузку от собственного веса металла трубы по формуле

Определяем нагрузку от собственного веса изоляции по формуле

,

Определяем нагрузку от веса нефти, находящегося в трубопроводе единичной длины по формуле

Определяем нагрузку от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачивающей нефтью по формуле

Определяем среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом по формуле

 

Определяем сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины по формуле

Определяем сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины и осевой момент инерции по формулам

,

 

Определяем критическое усилие для прямолинейных участков в случае пластической связи трубы с грунтом по формуле

.

Следовательно

Определяем  продольное критическое усилие для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае упругой связи с грунтом по формуле

Следовательно,

 

Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении  в плоскости наименьшей жесткости системы производят по неравенству обеспечена