Курсовая работа по проектированию магистральных нефтепроводов

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………………..……19

Вывод…………………………………………………………………………23

Список литературы…………………………………………………………..24

 

 

 

 

 

 

Введение

 

Топливно-энергетический комплекс России представляет совокупность энергетических систем: газо-, угле-, нефтеснабжения, нефтепродуктообеспечения, электроэнергетики и др. Каждая из этих систем состоит из взаимосвязанных отдельных технологических процессов, управляемых и контролируемых человеком и предназначенных для транспорта, хранения, перевалки и распределения среди потребителей соответствующих энергоресурсов: нефти, нефтепродуктов, газа, угля, электроэнергии и т.д.

Рассматривая  систему трубопроводного транспорта нефти (нефтеснабжения), следует отметить, что ей присущи основные особенности, характерные для больших систем энергетики. К ним относятся взаимосвязь с другими отраслями промышленности, территориальная распределенность, сложность, непрерывность развития и обновления, инерционность и непрерывность функционирования, многоцелевой характер и неравномерность процессов приема и сдачи нефти. В 1992 г. с образованием Российской Федерации, как самостоятельного суверенного государства, произошло разделение единой системы нефтеснабжения в СССР на национальные подсистемы. С этого времени эксплуатация около 48 тыс. км магистральных нефтепроводов России осуществляется государственной акционерной компанией по трубопроводному транспорту нефти "АК "Транснефть".

В условиях снижения добычи нефти и объемов ее транспортировки, роста издержек производства, старения основных фондов (трубопроводов, резервуаров, оборудования и др.) ОАО "АК "Транснефть" удалось не только обеспечить надежную работу нефтепроводов, сохранить высококвалифицированных специалистов, увеличить пропускную способность на важнейших направлениях, но и провести проектирование и закончить строительство важных новых магистралей. Это позволяет быть уверенными в том, что одна из важнейших систем трубопроводного транспорта будет и сегодня способствовать подъему экономики России в целом и топливно-энергетического комплекса в частности.

На современном этапе при проектировании систем трубопроводного транспорта нефти необходимо обеспечивать техническую осуществимость в сочетании с передовыми технологиями, экологическую безопасность и экономическую эффективность, а также высокую надежность при эксплуатации, что требует, в свою очередь, высококвалифицированных специалистов в области проектирования, сооружения и эксплуатации магистральных нефтепроводов и хранилищ.

Протяженность трубопроводных магистралей России постоянно увеличивается, осуществляется модернизация и техническое перевооружение ранее построенных трубопроводов, внедряются современные средства связи и управления, совершенствуются технологии транспорта высоковязких и застывающих нефтей, сооружения и ремонта объектов магистральных трубопроводов.

 

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;

 

Вычисляем значение расчетной плотности нефти при Т_р 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

0,8Q_ном<Q_ч<1,2 Q_ном,

2880 м³/ч <3256 м³/ч <4320 м³/ч

 

Согласно приложения 2 и 3, выбираем насосы: магистральный насос НМ3600-230 и подпорный насос НПВ 3600-90.

Напор магистрального насоса (D₂= 415 мм) составит по формуле

Н_мн(пн)=Н₀+аQ_ч –вQ _ч²

Н_мн=246,3–6,92х10^-6х3256²=172,9 м,

 

Напор подпорного насоса (D₂= 610 мм) составит

Н_пн=127–2,9х10^-6х3256²=96,256 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<Р_доп, где Р_доп=6,4 МПа.

Условие  5,46 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 =1,75м/с (рис.3.3.1)

По вычисленному значению внутреннего  диаметра, принимается ближайший  стандартный наружный диаметр нефтепровода - 820 мм_. Значение наружного диаметра также можно определить по таблице 3.3.1., в зависимости от производительности нефтепровода  D_н= 820 мм.

По [1] выбираем, что для сооружения нефтепровода применяются трубы Челябинского трубного завода по ЧТЗ ТУ14-3-14-25-86 из стали марки 13 Г2А ( временное сопротивление стали на разрыв σ_вр=530 МПа,  σ_т=363 МПа коэффициент надежности по материалу k₁=1,47).

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

Определяем расчетное сопротивление металла трубы по формуле

где расчетное сопротивление материала стенки трубопровода;

n_р - 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;

 k_н - 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=91,9град.

Рассчитаем продольные осевые напряжения s_{пр N} по формуле

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

Y₁=

  Y₁=

Пересчитываем толщину стенки из условия

Таким образом,  принимаем  толщину стенки - 11 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 = 0,444х324,5=144,078 МПа

Так как  <144,078 МПа, то выше поставленное условие прочности трубопровода выполняется.

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

Вычисляем комплекс:    ,

где R₂^н= σ_т=363 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 1000 м;

s

= МПа

s

= МПа

198,049 МПа<363 МПа – условие

, выполняется.

0,608х363=220,704МПа 

/-62,187/ МПа > /363/ МПа – условие   ç s

ç y , выполняется;

/-273,34/ МПа > /220,704/ 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

 

 

 

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