Проектирование магистрального нефтепровода

гнп кур.dwg

В магистральный трубопровод
АИНиГ МФ 050729 - 2010
Проектирование магистральных нефтепроводов
Кафедра: Строительство гр. СГНП - 08 до
Технологическая схема головной насосной станции нефтепровода
Площадка фильтров и счетчиков
Площадка регуляторов
Площадка пуска скребков
резервуара объемом V=20000 м³ и 1 резервуар объемом V=10000 м³
Профиль трассы нефтепровода
График совмещенной характеристики насосной станции и нефтепровода

Курсовая ГНП 2007.docx

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
Факультет механический
Кафедра: «Строительство»
на тему: «Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 7 млн. тгод»
Шифр и наименование специальности: 050729- Строительство
Группа: СГНП – 08 до
Краткая характеристика магистральных нефтепроводов .4
Технологический расчет магистрального нефтепровода 6
1Определение диаметра и толщины стенки нефтепровода ..6
2 Подбор насосного оборудования и расчет напора станции .. 7
3 Определение режима течения нефти по трубопроводу 8
4 Расчет потерь напора и гидравлического уклона .9
5 Определение количества насосных станций 10
6 Расстановка насосных станций на профиле трассы нефтепровода 10
7 Построение совмещенной характеристики насосной станции
и нефтепровода и определение рабочей точки .11
Список литературы 13
Целью данной курсовой работы является ознакомление с базовыми навыками по проектированию магистральных нефтепроводов. В данной курсовой работе нам необходимо произвести расчеты требуемые для выполнения всех пунктов курсовой работы. Графическая часть курсовой работы включает в себя 3 чертежа: «Профиль трассы нефтепровода» «График совмещенной характеристики насосной станции и нефтепровода» и «Технологическая схема головной насосной станции нефтепровода». Для выполнения данной курсовой работы будем руководствоваться требованиями СНиПа 2.05.06-85* а также информацией из необходимой литературы.
КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МАГИСТРАЛЬНЫХ
Магистральными нефтепроводами называют трубопроводы диаметром 219 – 1220 мм по которым транспортируется нефть от промыслов до нефтеперерабатывающих предприятий или перевалочных нефтебаз и имеющих большую протяженность (сотни километров). Основные параметры магистрального нефтепровода: протяжённость производительность диаметр давление и число перекачивающих станций. Первые два параметра задаются остальные определяются расчётом. При выборе параметров магистральных нефтепроводов следует руководствоваться данными приведенными в таблице 1.
Параметры магистральных нефтепроводов
Диаметр (наружный) мм
Для сооружения нефтепровода 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 перекачиваемой 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 перекачивающих станциях и промежуточных пунктах подогрева. Стоимость строительства магистрального нефтепровода окупается в относительно короткие сроки (обычно 2—3 года).
Согласно СНиП 2.05.06-85 магистральные нефтепроводы подразделяются на 4 класса в зависимости от условного диаметра труб (в мм): - 1000-1200 включительно; - 500-1000 включительно; -300-500 включительно; V-300 и менее.
Наряду с этой классификацией СНиП 2.05.07-85 устанавливает для магистральных нефтепроводов категории которые требуют обеспечения соответствующих прочностных характеристик на любом участке трубопровода.
Категории магистральных трубопроводов.
Диаметр нефтепровода мм
Категория нефтепровода при прокладке
Наземной и подземной
Приведенная классификация и категории трубопроводов определяют в основном требования связанные с обеспечением прочности или неразрушимости труб. В северной природно-климатической зоне все трубопроводы относятся к категории . Исходя из этих же требований в СНиП 2.05.06-85 определены также и категории к которым следует относить не только трубопровод в целом но и отдельные его участки. Необходимость в такой классификации объясняется различием условий в которых будет находиться трубопровод на тех или иных участках местности и возможными последствиями в случае разрушения трубопровода на них. Отдельные участки нефтепроводов могут относиться к высшей категории В категории или . К высшей категории В относятся трубопроводные переходы через судо- и несудоходные реки при диаметре трубопровода 1000 мм и более. К участкам категории относятся под- и надводные переходы через реки болота типов и горные участки вечномерзлые грунты. К участкам категории относятся под- и надводные переходы через реки болота и косогорные участки переходы под дорогами и т.д.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНОГО
1 Определение диаметра и толщины стенки нефтепровода
Для массового расхода считая в году 350 расчетных рабочих суток имеем:
где - массовый расход нефти в трубопроводе соответственно в секунду и в год.
Между массовым и объемным расходами имеется следующее соотношение:
где - объемный расход - расчетная плотность.
По ориентировочным параметрам (Таблица «Ориентировочные параметры магистральных нефтепроводов» [1]) выбираем наружный диаметр = 630 мм. Давление при этом должно быть равно 55 МПа.
Толщина стенки определяется по формуле:
где - толщина стенки - внутреннее давление - коэффициент надежности по нагрузке( = 115);- расчетное сопротивление металла труб растяжению (сжатию) определяемое по формуле:
где - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труби сварных соединений равное минимальному значению временного сопротивления; - коэффициент условий работы трубопровода. Данный трубопровод относится к IV категории следовательно = 09 (Приложение А); - коэффициент надежности по материалу (= 14); - коэффициент надежности по назначению трубопровода ( = 1)(Таблица «Коэффициент надежности по назначению трубопровода» [1]).
Тогда по формуле (3):
Внутренний диаметр трубопровода определяем по формуле:
где - внутренний диаметр трубопровода;- наружный диаметр трубопровода.
2 Подбор насосного оборудования и расчет напора станции
В нашей стране широкое применение в магистральном нефтепроводе получили центробежные насосы марки НМ. Для данного нефтепровода с подачей 11124 м3ч нужно выбрать насос марки НМ 1250-260 (Таблица «Техническая характеристика основных подпорных насосов и электродвигателей к ним» [1]).
Напор станции определяем по формуле:
где - напор создаваемый насосной станцией; - рабочее давление.
Находим необходимое количество насосов:
где 748 – требуемый напор; 260 – напор одного насоса.
Количество насосов с учетом резервного равно 4.
В качестве подпорного насоса выбираем насос марки 14 НДСН.
Количество подпорных насосов: 1+1(резервный) = 2.
Рис. Насосы марки НМ
3 Определение режима течения нефти по трубопроводу
Режим движения потока в трубопроводе характеризуется параметром Рейнольдса:
где - скорость движения нефти; - вязкость нефти (= ).
Скорость движения нефти определяем по формуле:
При турбулентном течении (при значениях критерия Рейнольдса больше 2320) для определения коэффициента гидравлического сопротивления λ имеется множество экспериментальных формул. Область турбулентного течения подразделяется на 2 зоны:
Зона гидравлически гладких труб в которых λ зависит от параметра Рейнольдса.
Зона смешанного трения когда λ зависит как от числа Рейнольдса так и от шероховатости внутренней стенки трубы.
Эти 2 зоны разделяются между собой так называемым переходным числом Рейнольдса который найден на основании экспериментальных данных. Переходное число между зоной гидравлически гладких труб и зоной смешанного трения определяется по формуле:
где - относительная шероховатость трубы.
где - абсолютная шероховатость трубы ( для нефтепроводных труб после нескольких лет эксплуатации).
Полученное число Рейнольдса меньше переходного числа то есть значит коэффициент гидравлического сопротивления определяем по формуле Блазиуса:
4Расчет потерь напора и гидравлического уклона
Потери напора от трения в трубе круглого сечения определяют по формуле Дарси-Вейсбаха:
где - коэффициент гидравлического сопротивления (зависит от режима движения жидкости и шероховатости внутренней поверхности трубы); - длина трубопровода; - ускорение свободного падения.
Гидравлический уклон представляет собой потерю напора на трение отнесенную к единице длины трубопровода:
Потерю напора определим по формуле:
5 Определение количества насосных станций
Число нефтеперекачивающих станций определяют по формуле:
где - потери напора от трения; - разность геодезических высот конца и начала трубопровода.
После округления получаем насосных станций.
6 Расстановка насосных станций на профиле трассы нефтепровода
В состав головных перекачивающих станций входит резервуарный парк значительной вместимости для обеспечения бесперебойной работы трубопровода а при последовательной перекачке для накапливания определенных партий нефтепродуктов. Обычно вместимость резервуаров на головных станциях принимают равной объему двух- трехсуточной перекачки. При последовательной перекачке вместимость резервуарного парка головной станции определяется расчетом и зависит от числа циклов.
Объем резервуарного парка равен:
Выбираем 3 резервуара объемом по 20000 м3 каждый и 1 резервуар объемом 10000 м3.
7 Построение совмещенной характеристики насосной станции и нефтепровода и определение рабочей точки
Рабочей характеристикой насосного агрегата называют зависимость между подачей насоса и развиваемым им напором.
Характеристика трубопровода – это зависимость между потерями напора и расходом.
Для того чтобы построить характеристику трубопровода необходимо использовать формулу:
Необходимо задать три значения скорости:
Полученные данные представим в виде таблицы:
Таким образом в результате проведенных расчетов получили следующие результаты: для данного рельефа трассы нефтепровода при производительности 7 млн. тгод количество нефтеперекачивающих станций равно 4. Для обеспечения требуемого давления и производительности выбраны насосы марки НМ 1250-260 которые установлены на каждой станции в количестве 4 штук что обеспечивает бесперебойную работу магистрального нефтепровода. Согласно требованиям СНиП 2.05.06-85* исходя из двухсуточной производительности нефтепровода общий объем резервуарного парка на головной насосной станции составляет 60000 м3. Для удобства заполнения и откачки нефти выбрали 3 резервуара объемом по 20000 м3 каждый и 1 резервуар объемом 10000 м3.
Абузова Ф. Ф. Алиев Р. А. Новоселов В. Ф. и др. Техника и технология транспорта и хранения нефти и газа. – Москва Недра 1992.
Тугунов П. И. Новоселов В. Ф. Абузова Ф. Ф. и др. Транспорт и хранение нефти и газа. – Москва Недра 1975.
Шаммазов А.М. и др. Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций. – М. Недра 2003.
СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы.
Ахметов Н. М. Курс лекций по дисциплине «Газонефтепроводы». – 2010.
Категории магистральных нефтепроводов
Категория трубопровода и его участка
Коэффициент условий работы трубопровода при расчете его на прочность устойчивость и деформативность m
Количество монтажных сварных соединений подлежащих контролю физическими методами % от общего количества
Величина давления при испытании и продолжительность испытания трубопровода
Примечание. При испытании трубопровода для линейной его части допускается повышение давления до величины вызывающей напряжение в металле трубы до предела текучести с учетом минусового допуска на толщину стенки.