Проект участка нефтепровода

0. Содержание.doc

Теоретическая часть7
1 Классификация нефтепроводов7
2 Общее назначение сооружений магистральных нефтепроводов9
3 Насосы НПС нефтепроводов12
Обработка исходных данных16
Технико – экономическое обоснование способа транспортировки
1 Определение приведенных затрат при трубопроводном
2 Определение приведенных затрат при железнодорожном
3 Определение приведенных затрат при водном транспорте21
4 Сравнение приведённых затрат. Выбор способа транспортировки
Расчет трубопровода на прочность24
1 Расчет толщины стенки трубопровода24
2 Проверка на наличие осевых сжимающих напряжений25
2.1 Условие отсутствия осевых сжимающих напряжений25
2.2 Условие прочности26
Технологический расчет трубопровода27
1 Определение режима потока27
2 Уточнение гидравлического уклона27
3 Проверка существования перевальной точки и самотечных участков28
4 Определение количества насосных станций29
Определение капитальных эксплуатационных и приведенных затрат31
1 Определение капитальных затрат31
2 Определение эксплуатационных затрат32
3 Определение приведенных затрат33
Выбор основного оборудования34
1 Выбор магистральных насосов34
2 Выбор подпорных насосов35
3 Построение совмещенной характеристики трубопровода и
Библиографический список 45
Библиографический список
Галеев В.Б. Магистральные нефтепродуктопроводы В.Б. Галлеев М.З. Карпачев В.И. Харламенко. – М.:Недра 1976 – 358 с.
Едигаров С.Г. Проектирование и эксплуатация нефтебаз: Учебник для вузов С.Г. Едигаров В.М. Михайлов А.Д. Прохоров. – М.: Недра 1982. – 280 с.
Типовые расчеты при проектировании нефтебаз и нефтепроводов: Учебное пособие для вузов П.И.Тугунов В.Ф.Новоселов А.А.Коршак и др. – Уфа: «ДизайнПолиграфСервис» 2002. – 658 с.
Блейхер Э.М. Технологический расчет нефтепроводов. Учеб. пособие для ВУЗов Э.М.Блейхер Р.А.Алиев. – М: Недра 1981 – 75 с.

7. Определение затрат.doc

7 Определение капитальных эксплуатационных и приведенных затрат
Методика расчета данного раздела принята из литературы [2].
1 Определение капитальных затрат
Капитальные затраты на строительство трубопровода К тыс. руб.
где К - капитальные затраты на трубопроводный транспорт Ктыс. руб.
где СЛ - удельные капитальные вложения на 1 км трубопровода тыс. руб.км СЛ = 1361 тыс. руб.км;
Сгс - капитальные вложения в одну головную насосную станцию (ГНС) без резервуарного парка тыс. руб. Сгс = 15396 тыс. руб.;
Спс - капитальные вложения в одну промежуточную насосную станцию (ПНС) без резервуарного парка тыс. руб. Спс = 3023 тыс. руб.;
- поправочный коэффициент на топографические условия трассы =145;
- протяженность участков трубопровода проходящих по районам к которым применяются территориальные коэффициенты км = 650 км
К- территориальный коэффициент =114
2 Определение эксплуатационных затрат
Эксплуатационные затраты Э тыс.руб.год
где - годовые отчисления на амортизацию линейной части трубопровода =0035 ;
- годовые отчисления на текущий ремонт линейной части
трубопровода = 0003; [4]
- капитальные вложения в линейную часть тыс. руб.км
= 1361 650 114 145 =146232645 тыс.руб.км.;
- годовые отчисления на амортизацию станций =0085;
- годовые расходы на текущий ремонт станции = 0013;
- капитальные вложения в одну насосную станцию с учетом всех
поправочных коэффициентов тыс. руб.
K = 3023 114 145 =499702 тыс.руб.;
- затраты на электроэнергию на одной станции тыс. руб.
где К - коэффициент учитывающий снижение расхода электроэнергии при
сезонном регулировании перекачки К =1;
- коэффициент полезного действия (КПД) насоса = 089;
- КПД электродвигателя = 095;
N - расход электроэнергии на собственные нужды насосной станции
кВт·чгод N = 2 × 10 кВт×чгод;
- стоимость одного кВт·ч электроэнергии тыс. руб =207×10-5 тыс.руб.;
- затраты на воду горюче-смазочные материалы топливо на одну
станцию тыс. руб.год = 5 тыс. руб.год;
- заработная плата обслуживающему персоналу тыс. руб.год на одну
станцию = 80 тыс. руб.год;
П - прочие расходы тыс. руб.
П = 025×80 = 20 тыс. руб;
Э = (0035+0003) 146232645 + (0085+0013) 499702 + 2368086 + 5 + 80 +20]4 =255589 тыс.руб.год.
3 Определение приведенных затрат
Приведенные затраты S тыс.рубгод
S = 012 × 1816763+ 255589 = 47360056 тыс.руб.год.

4. Технико-экономическое обоснование.doc

4 Технико-экономическое обоснование способа транспортировки
Методика расчета данного раздела принята из литературы [2].
В технико–экономическом обосновании целесообразности строительства нефтепровода следует сопоставить возможные в рассматриваемом случае способы транспорта нефти между заданными пунктами. Выбор варианта транспортировки нефти осуществляется на основании сравнения приведённых затрат по каждому виду транспорта.
1 Определение приведенных затрат при трубопроводном транспорте
Приведенные затраты при трубопроводном транспорте S руб.год:
где Е - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений
K - капитальные затраты для трубопроводного транспорта руб.
где С - удельные капитальные вложения на 1 км трубопровода руб.км
L - расстояние по трубопроводу км L=650 км;
С - капитальные вложения в одну головную станцию руб. С = 15396000 руб.;
С - капитальные вложения в одну промежуточную насосную станцию с резервуарным парком руб.
где С - капитальные вложения в одну промежуточную насосную станцию (без резервуарного парка) руб. С= 2788 тыс. руб.;
С - стоимость единицы объема резервуарного парка руб.м3 принимаем
Э - эксплуатационные затраты для трубопроводного транспорта руб.год
где S - средняя себестоимость перевозок для трубопроводного транспорта рубтыс.км. S = 000067 руб.тыс.км;
Э= 000067×60000000650= 26130000 руб.год;
S= 012×112225000 +26130000 =39597000 руб.год.
2 Определение приведенных затрат при железнодорожном транспорте
Приведенные затраты при железнодорожном транспорте S руб.год:
где K - капитальные затраты для железнодорожного транспорта руб.
где q - вместимость одной цистерны м3 q = 50 м3;
L - расстояние транспортировки по железной дороге км L=650 км;
t - время погрузки и выгрузки жд состава; t =3 сут;
c - коэффициент неравномерности работы жд транспорта c = 11;
Сz - стоимость одного локомотива; руб. С =90000 руб.;
С - стоимость одной цистерны грузоподъемностью руб. С=4550 руб.
Ц - число цистерн в маршруте; примем Ц=60
Э - эксплуатационные затраты для железнодорожного транспорта руб.год
где S - средняя себестоимость перевозок для железнодорожного транспорта рубтыс.км. S= 00033 руб.тыс.км;
Э = 00033×60000000650=128700000 руб.год;
S= 012×2046185709+128700000 =1532542285 руб.год.
3 Определение приведенных затрат при водном транспорте
Приведенные затраты при водном транспорте S руб.год:
где K - капитальные затраты для водного транспорта руб.
где c - коэффициент неравномерности работы водного транспорта; примем
L - расстояние транспортировки по воде км L=650км;
l - суточный ход каравана барж (танкера) по течению кмсут
- время погрузки и выгрузки баржи сут = 2 сут;
С - стоимость единицы грузоподъемности баржи (танкера) руб.т
С - стоимость единицы мощности буксира руб.кВт примем С =1800 руб.кВт;
Р - мощность для буксировки единицы груза; кВтт примем Р = 006 кВтт;
С - стоимость единицы объема резервуарного парка руб.м3 С=20 руб.м3;
t - продолжительность навигационного периода сут. t =120 сут.;
j - коэффициент заполнения емкости j=095
Э - эксплуатационные затраты для водного транспорта руб.год
где S - средняя себестоимость перевозок для водного транспорта рубтыс.км.
S = 00033 руб.тыс.км;
S = 012×2810552123+128700000 =4659662548 руб.год.
4 Сравнение приведённых затрат. Выбор способа транспортировки нефти
Сравним приведённые затраты для рассматриваемых видов транспорта.
Наиболее низкие приведённые затраты получились для трубопроводного транспорта то есть трубопроводный транспорт наиболее выгоден для транспортировки нефти при данных условиях.

2. Теория.doc

2 Теоретическая часть
1 Классификация нефтепроводов
Нефтепроводом принято называть трубопровод предназначенный для перекачки нефти и нефтепродуктов хотя когда хотят подчеркнуть что перекачиваются именно нефтепродукты то употребляют термин нефтепродуктопровод. В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называют также бензинопроводом керосинопроводом мазутопроводом и т.д.
По своему назначению нефтепроводы и нефтепродуктопроводы можно разделить на следующие группы:
- внутренние соединяющие различные объекты и установки на промыслах нефтеперерабатывающих заводах и нефтебазах;
- местные которые по сравнению с внутренними имеют большую протяженность (до нескольких десятков километров) и соединяют нефтепромыслы или нефтеперерабатывающие заводы с головной станцией магистрального нефтепровода или с пунктами налива на железной дороге или в наливные суда;
- магистральные (МН) характеризующиеся высокой пропускной способностью и большой протяженностью (сотни и тысячи километров) с диаметром трубопровода от 219 до 1220 мм;
Режим работы МН – непрерывный (кратковременные остановки носят случайный характер или связаны с ремонтом). Перекачка как правило ведется не одной а несколькими станциями расположенными вдоль трассы.
Согласно СНиП 2.05.06-85 магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса и в зависимости
от условного диаметра труб (в мм): - 1000 ÷ 1200;
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 III 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 I категории и ко II категории. К высшей категории В относятся трубопроводные переходы через судоходные и несудоходные реки диаметром 1000 мм и более. К участкам I категории сложности относятся подводные и надводные переходы через реки болота II и III типов горные участки вечномерзлые грунты. К участкам II категории сложности относятся подводные и надводные переходы через реки болота II типа косогорные участки переходы под дорогами и т.д.
Прокладку трубопроводов можно осуществить одиночно и параллельно действующим или проектируемым магистральным трубопроводам в техническом коридоре. Под техническим коридором магистральных трубопроводов согласно СНиП 2.05.06-85 понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе предназначенных для транспортировки нефти (нефтепродукта в том числе сжиженных углеводородных газов) или газа (газового конденсата). В отдельных случаях допускается совместная прокладка в одном коридоре нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов.
2 Общее назначение сооружений магистральных нефтепроводов
В состав магистральных трубопроводов входят:
- линейные сооружения представляющие собой собственно трубопровод систему противокоррозионной защиты линии связи и т.п.;
- перекачивающие и тепловые станции;
- конечные пункты нефтепроводов и нефтепродуктопроводов нефтебазы и нефтесклады на которых принимают поступающий по трубопроводу продукт и распределяют его между потребителями подают на завод для переработки или отправляют далее другими видами транспорта.
В некоторых случаях в состав магистрального трубопровода входят и подводящие трубопроводы по которым нефть или газ от промыслов подается к головным сооружениям трубопровода.
Все объекты МН разделяют на две группы:
- линейные сооружения (труба переходы через искусственные и естественные препятствия линейные задвижки устройства приема – пуска скребка – через 300 км линии связи станции защиты от коррозии дома обходчиков или пункты обогрева – через 3040 км и т.д.);
- насосные перекачивающие станции (НПС).
Основные элементы магистрального трубопровода сваренные в непрерывную нитку трубы представляют собой собственно трубопровод. Как правило магистральные трубопроводы заглубляют в грунт обычно на глубину 08 м до верхней образующей трубы если большая или меньшая глубина заложения не диктуется особыми геологическими условиями или необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне. Для магистральных трубопроводов применяют цельнонатянутые или сварные трубы диаметром 3001420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением в трубопроводе которое достигает 10 МПа. Трубопровод прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота можно укладывать на опоры или в искусственные насыпи.
На пересечении крупных рек нефтепроводы утяжеляют закрепленными на трубах грузами или сплошными бетонными покрытиями и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечении железных и крупных шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб диаметр которых на 100200 мм больше диаметра трубопровода.
Потребности населенных пунктов находящихся вблизи трасс нефтепродуктопроводов в нефтепродуктах удовлетворяются прокладкой отводов или ответвлений из труб сравнительно малого диаметра по которым часть нефтепродуктов (периодически) отводится в эти населенные пункты. В зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные краны или задвижки (с интервалом 1030 км) для перекрытия участков в случае аварии или ремонта.
Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная радиорелейная) которая в основном имеет диспетчерское значение. Ее можно использовать для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления. Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты на расстоянии 10÷20 км друг от друга а также протекторы защищают трубопровод от натужной коррозии являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода.
Перекачивающие (насосные) станции располагаются на нефтепроводах с интервалом 50÷150 км (для сравнения – на газопроводах с интервалом 100200 км) которые оборудованы центробежными насосами с электроприводом. Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 12500 м3ч. В начале нефтепровода находится головная насосная станция (ГНС) которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов или один промысел разбросанный на большой территории.
Основным оборудованием таких НПС являются насосно-перекачивающие агрегаты (НПА) в состав которых входят центробежные насосы (чаще всего типа НМ) и электрические двигатели (синхронного или асинхронного действия).
ГНС станция отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом равным двух- трехсуточной пропускной способности нефтепровода узлов учета. Кроме основных объектов на каждой насосной станции имеется комплекс вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция снижающая напряжение подаваемого на линию электропередач (ЛЭП) тока с 110 или 35 до 6 кВ а также системы водоснабжения канализации охлаждения и т.п.
Для повышения надежности работы МН через каждые 400600 км трассы резервуарами оборудуются промежуточные НПС. В этом случае емкость резервуарных парков колеблется от 03 до 05 суточных производительностей МН и может достигать 1015 суточных производительностей если НПС расположены в точках разветвления МН или на границах объединений. НПС с резервуарными парками помимо основных (магистральных) НПА оборудуются еще подпорными агрегатами (чаще типа НПВ).
Участки нефтепровода между НПС с резервуарными парками получили название эксплуатационных участков которые между собой могут соединяться с использованием следующих систем:
- «из резервуара в резервуар» – нефть на НПС принимается в один резервуар (или группу резервуаров) а откачивается из другого;
- «через резервуар» – нефть принимается и откачивается из одного резервуара (или группы резервуаров);
- «с подключенным резервуаром» – основной поток нефти идет на вход в НПА минуя резервуары и лишь относительно небольшая часть направляется
на хранение или забирается подпорными насосами из резервуаров;
- « из насоса в насос».
Если длина нефтепровода превышает 800 км его обычно также разбивают на эксплуатационные участки длиной 400÷800 км в пределах которых возможна независимая работа насосного оборудования.
В настоящее время общепринятой считается система перекачки нефти «из насоса в насос» т.к. большая часть НПС сооружена без резервуарных парков.
Тепловые станции устанавливают на трубопроводах транспортирующие высокозастывающие и высоковязкие нефти и нефтепродукты иногда их совмещают с насосными станциями. Для подогрева перекачиваемого продукта применяют подогреватели паровые или огневые (печи). Для снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены теплоизоляционным покрытием.
Конечный пункт нефтепровода – либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода либо перевалочная нефтебаза обычно морская откуда нефть танкерами перевозится к нефтеперерабатывающим заводам или экспортируется за границу. Конечный пункт нефтепродуктопроводов – резервуарный парк перевалочной или крупной распределительной нефтебазы.
3 Насосы НПС нефтепроводов
На НПС магистральных нефтепроводов используется два вида технологических насосов – подпорные и основные.
Основными насосами оборудуются основные НС: ГНПС и ПНПС. Данные насосы предназначены для непосредственного транспорта нефти. Подпорные насосы используются только на ГНПС (на их подпорных станциях) и играют вспомогательную роль. Они служат для отбора нефти из резервуарного парка и подачи ее на вход основным насосам с требуемым давлением (подпором) предотвращающим кавитацию в основных насосных агрегатах.
Современным типом основных насосов являются насосы НМ которые выпускаются на подачу от 125 до 10000 м3ч. Данные насосы имеют две конструктивные разновидности.
Насосы на подачу от 125 до 710 м3ч называются секционными трёхступенчатыми.
Насосы НМ производительностью от 1250 м3ч до 10000 м3ч спиральные одноступенчатые. Корпус их имеет улиткообразную форму с разъёмом в горизонтальной плоскости по оси ротора. Ротор состоит из вала и центробежного колеса двухстороннего входа обеспечивающего ротору благодаря своей конструкции гидравлическую разгрузку от осевых сил. Опорами ротора служат подшипники – скольжения с принудительной смазкой (под давлением). Неуравновешенные остаточные осевые силы воспринимает радиально-упорный сдвоенный шарикоподшипник.
В подобных насосах используются торцевые уплотнения которые монтируются в корпусе в месте выхода из него вала.
Конструкция спиральных насосов типа НМ рассчитана на давление 74 МПа что допускает последовательное соединение не более трёх насосов данного вида.
Для повышения экономичности нефтепроводного транспорта при изменении производительности перекачки у спиральных насосов предусмотрено применение сменных роторов с рабочими колёсами на подачу 05 и 07 от номинальной (насос на подачу 1250 м3ч имеет один сменный ротор на 07 номинальной подачи а насос на подачу 10000 м3ч – дополнительный ротор на подачу 125 от номинальной).
Полная маркировка насосов типа НМ содержит группу буквенных обозначений например: НМ 7000 – 210 где НМ обозначает нефтяной магистральный 7000 – подачу в м3ч 210 – напор в метрах столба перекачиваемой жидкости.
Насосы на подачу от 125 до 710 м3ч называются секционными трёхступенчатыми. Корпус насоса а точнее его нагнетателя ограничен входной крышкой расположенной над линией всасывания и напорной крышкой над линией нагнетания. Между крышками установлены нагнетательные секции с основными рабочими колесами насоса. Рабочие колеса и используемое для увеличения всасывающей способности предвключенное шнековое колесо установлены на общем валу соединенном через зубчатую муфту с электродвигателем. Нефть подается в насос через входной патрубок (находящийся под крышкой) и при содействии предвключенного шнекового колеса попадает в первую ступень нагнетателя в которой происходит увеличение ее напора на некоторую величину. Затем нефть последовательно попадает в рабочие колеса прохождение которых приводит к дальнейшему увеличению напора и наконец через выкидной патрубок (находящийся под крышкой) нефть уходит из насоса.
Современным типом подпорных насосов являются насосы НПВ (нефтяные подпорные вертикальные). Они выпускаются четырёх типоразмеров: НПВ 1250-60 НПВ 2500-80 НПВ 3600-90 НПВ 5000-120. Цифры в маркировке указывают на производительность (м3ч) и напор насоса (м).
Помимо насосов НПВ на ГНПС достаточно широко ещё используются подпорные насосы типа НМП (нефтяные магистральные подпорные). Эти насосы горизонтальные наземной установки. Ротор их аналогичен ротору насоса НПВ уплотнения торцевые подшипники качения с кольцевой смазкой. Корпус спиральный с разъёмом в горизонтальной плоскости – подобен корпусу насосов НМ. Маркировка насосов НМП аналогична маркировке насосов НМ.
Основные насосы на НПС соединяются между собой главным образом последовательно. При этом допускается иметь не более трёх рабочих насосов исходя из прочности агрегатов. В дополнение к трём рабочим насосам на станциях устанавливается по одному резервному агрегату.
В отдельных случаях например при прохождении в одном коридоре нескольких нефтепроводов на НПС параллельно уложенных магистралей помимо последовательного соединения насосов предусматривается возможность перехода к смешанной параллельно-последовательно схеме соединения всех четырёх агрегатов включая резервный а также переход к параллельной схеме работы насосов. Такие возможности предусматриваются на аварийный случай. При выходе из строя какой-либо НПС соседняя с ней станция на параллельной магистрали переводится на смешанную или параллельную работу насосов.
При этом к станции подключаются сразу два нефтепровода – собственный нефтепровод рассматриваемой станции и нефтепровод аварийной НПС. Отмеченное позволяет не прекращать перекачку по аварийному нефтепроводу и поддерживать его производительность на достаточно удовлетворительном уровне.
Подпорные насосы соединяются между собой только параллельно. В основном на подпорной станции используется один или два рабочих насоса и один резервный.
Проектирование нефтепроводов имеет цель выявить техническую возможность и экономическую целесообразность предполагаемого строительства общую стоимость строительства и основные технико-экономические показатели.
Сегодня значение трубопроводного транспорта в промышленной жизни страны трудно переоценить. При помощи магистральных газонефтепроводов ежегодно перемещается миллионы тонн нефти и миллиарды кубических метров газа. За использование магистральных трубопроводов говорит тот факт что при транспортировке с помощью них потери перекачиваемых продуктов минимальны благодаря высокой степени герметизации трубопроводов и перекачивающего оборудования. Также доставка нефти и нефтепродуктов по железной дороге обходится дороже чем по трубопроводам. Кроме того перевозка десятков и миллионов тонн нефти по железной дороге привела бы к существенному снижению пропускной способности железных дорог.
Непрерывность и равномерность подачи продукта по трубопроводу позволяет обеспечить ритмичную четкую работу производств получающих топливо или сырье по трубопроводам. К тому же при необходимости трубопровод легче проложить к определенному району чем проложить железнодорожные пути или подвести автодорогу при меньших затратах средств и ресурсов. При строительстве трубопровода сводится к минимуму изъятие земель из сельскохозяйственных нужд в отличие от строительства железной и автомобильной дорог.
Все эти преимущества транспорта газа нефти и нефтепродуктов при помощи магистральных трубопроводов перед остальными видами транспорта создают отличные предпосылки для возрастания значения магистральных трубопроводов их строительства и эксплуатации в больших объемах. [1]

Профиль.dwg

КП 130501.060290.10 СХ
профиль участка нефтепровода
остаточный напор в конце трассы
напор развиваемый магистральными насосами
напор развиваемый подпорными насосами
предельная величина напора

3. Обработка исходных данных.doc

3 Обработка исходных данных
Методика расчета данного раздела принята из литературы [2].
Расчет трубопровода будем вести для самых невыгодных условий каковыми являются зимние условия с наиболее низкими температурами.
Число насосных станций nс
где Н - полная потеря напора м
где 101- коэффициент учитывающий местные сопротивления на трубопроводе;
i - гидравлический уклон мм
где Qс - объемный секундный расход м3с
где G - пропускная способность тгод G = 60 10 тгод;
ρt - плотность нефти при расчетной температуре кгм3
где ρ - плотность нефти при 20ºС кгм3 ρ=870 кгм3;
- температурная поправка кг(м3׺С)
= 1825 - 0001315870=068095 кг(м3ºС);
ρt = 870 – 068095(10-20) =8768095 кгм3;
где m - коэффициент зависящий от режима потока. Полагая что режим потока турбулентный в зоне гидравлически гладких труб то ;
b - коэффициент зависящий от режима потока с2м. Полагая что режим потока турбулентный в зоне гидравлически гладких труб то с2м;
t - кинематическая вязкость нефти при расчетной температуре м2с;
где t - кинематическая вязкость нефти при температуре t м2с t= 10 м2с;
t - температура при которой вязкость известна ºС t = 0ºС;
u - коэффициент поправки 1ºС
где t - кинематическая вязкость нефти при температуре t мс t = 4 мс;
t - температура при которой вязкость известна ºС t= 20ºС;
D - внутренний диаметр трубопровода м
где D - наружный диаметр трубопровода м предварительно принимаем Dн=122 м;
- толщина стенки м для трубы из стали 08ГБЮ со спиральным швом = 001 м
D = 122 - 2001 = 12 м;
L - расчетная длина трубопровода принимаем равной длине трубопровода м; L = 650000 м;
- разность отметок конца (или перевальной точки если такая имеется на трассе трубопровода) и начала трубопровода м =1 м;
Н - напор развиваемый одной насосной станцией м
где Р - давление на станции Па Р=5 МПа [3];
g - ускорение свободного падения мс2 g=981 мс2;

1. исходные данные.doc

Спроектировать нефтепровод для перекачки нефти длиной 700 км.
- длина трубопровода L км L = 650 км;
- объём годовой перекачки G тгод G = 60106 тгод;
- плотность нефти при 20°С r20 кгм3 r20=870 кгм3;
- кинематическая вязкость нефти при 20 °С n20 м2с n20 =410-6 м2с;
- кинематическая вязкость при 0 °С n0 м2с n0 = 1010-6 м2с;
- минимальная температура эксплуатации °С = 18°С;
- максимальная температура грунта °С = 23°С;
- минимальная температура грунта °С = 10°С;
- разность отметок начала и конца трубопровода Dz м Dz =1 м.

6. Технологический расчёт.doc

6 Технологический расчет трубопровода
Методика расчета данного раздела принята из литературы [2].
1 Определение режима потока
Условие для турбулентного режима потока в зоне гидравлически гладких труб
где Re - число Рейнольдса
Re - первое переходное число Рейнольдса
где k - эквивалентная шероховатость труб м примем k = 0014 мм
Условие выполняется следовательно поток турбулентный в зоне гидравлически гладких труб.
2 Уточнение гидравлического уклона
Гидравлический наклон i мм
где - коэффициент гидравлического сопротивления
3 Проверка существования перевальной точки и самотечных участков
Предельная величина напора для самотечного участка h м
где P - давление насыщенных паров нефти Па
где Pа - атмосферное давление Па Pа = 101325 Па;
Т - температура начала кипения нефти К Т= 316 К;
- минимальная температура грунта К = 283 К; [4]
Откладывая величину напора от профиля трассы видим что полученная линия не пересекает линию гидравлического уклона значит самотечные участки отсутствуют.
4 Определение количества насосных станций
Число насосных станций
где Н - полная потеря напора в трубопроводе м
Н = 101 00022650000-1 =1442156 м;
Dh - дополнительный напор слагаемый из потерь в коммуникация стан-
ции и величины передаваемого давления требуемого для обеспечения работы основных насосов без кавитации м Dh = 43 м
Округляем в большую сторону = 3.
Объемный фактический секундный расход Qф м3с
Так как Q приближенно равен Qс то окончательное число насосных станций принимаем = 3.
Так как число насосных станций было округлено в большую сторону то следует производить регулирование магистральных насосов установленных на этих насосных станциях.
Для изменения режима работы насосов применяются следующие методы:
- регулирование уменьшением наружного диаметра рабочего колеса насосов;
- регулирование сменой частоты вращения вала;
- регулирование дросселированием в напорном трубопроводе;
- регулирование перепуском части жидкости по обводной линии.

5. Расчёт трубопровода на прочность.doc

5 Расчет трубопровода на прочность
Методика расчета данного раздела принята из литературы [2].
1 Расчет толщины стенки трубопровода
Принимаем для нефтепровода трубы из стали 08ГБЮ со спиральным швом. Сталь имеет следующие прочностные характеристики:
-предел прочности не менее 510 МПа;
-предел текучести не менее 350 МПа.
Расчётная толщина стенки трубопровода м
гдеn- коэффициент перегрузки n = 115 ;
P- рабочее давление в трубопроводе МПа P = 5 МПа ;
R- расчетное сопротивление МПа
где- минимальное значение временного сопротивления металла труб
m- коэффициент условий работы трубопровода для трубопровода III
к- коэффициент надежности по материалу к=155 ;
к- коэффициент надежности по назначению к =105
Примем стандартное значение округлив в большую сторону = 12 мм.
2 Проверка на наличие осевых сжимающих напряжений
2.1 Условие отсутствия осевых сжимающих напряжений
Условие отсутствия осевых сжимающих напряжений
гдеs - продольное осевое сжимающее напряжение МПа
гдеa - коэффициент линейного расширения стали трубы 10С a =12.10-5 10С;
Е - модуль упругости стали МПа Е = 205 .105 МПа;
Dt - расчетный температурный перепад С
где - максимальная температура грунта С = 23С;
- минимальная температура эксплуатации С = 18С;
Так как Dt 400С то принимается Dt = 400С.
Уточним внутренний диаметр по формуле
D = 122 - 20012 = 1196 м;
Условие выполняется осевые сжимающие напряжения отсутствуют.
2.2 Условие прочности
где [] - предельные осевые сжимающие напряжения МПа
где 2 - коэффициент учитывающий двухосное напряженное состояние
металла труб 2 =1 [4]
[] = 1 282 = 282 МПа;
Условие выполняется прочность трубопровода обеспечена.

8. Выбор основного оборудования.doc

8 Выбор основного оборудования
Методика расчета данного раздела принята из литературы [2].
1 Выбор магистральных насосов
Проектная пропускная способность Q м3ч
Q = 22633600 =81468 м3ч.
Выбираем насос НМ 10000 – 210.
Так как характеристики насосов построены для работы на воде то их необходимо пересчитать на нефть.
Эквивалентный диаметр рабочего колеса насоса Dэкв м
гдеD- диаметр рабочего колеса м D = 0495 м;
В- ширина рабочего колеса м В= 0038 м;
К - коэффициент сужения выходного сечения рабочего колеса лопатки К= 09
Число Рейнольдса на выходе из колеса Re
где Qн - номинальная подача насоса м3ч Qн = 10000м3ч.
Так как число Рейнольдса превышает 80000 то характеристики насосов остаются без изменений.
Количество последовательно работающих насосов на одной станции nм
где Н* - напор одного насоса при проектном расходе м Н* = 250 м.
Округляя до ближайшего целого принимаем число насосов n = 2 т.е всего на станции устанавливаем 2 магистральных рабочих насоса и 1 насос магистральный резервный.
Потребляемая мощность магистральных насосов Nн
где - КПД магистрального насоса = 089.
Подбираем для каждого магистрального насоса электродвигатель марки СТДП-6300-20 с номинальной мощностью 8000 кВт и частотой вращения 3000 обмин.
2 Выбор подпорных насосов
Для обеспечения кавитационного запаса подбираем группу подпорных насосов 14НДсН 800 состоящую из n = 4 насосов с частотой вращения n = 960 обмин соединенных параллельно.
Потребляемая мощность подпорных насосов Nп кВт
где - подача насоса м3с;
где - количество подпорных насосов на станции = 2
- к.п.д. насоса = 087;
- напор развиваемый насосом м = 48 м
Выбираем электродвигатель ДС-11844-6 с номинальной мощностью кВт и номинальной частотой вращения обмин.
3 Построение совмещенной характеристики насосных станций и трубопровода
Напор всех рабочих магистральных насосов при подаче Q м
где - напор одного магистрального насоса при подаче Q м;
Q - рассматриваемая подача м3ч
При подаче Q=1000m34 напор всех рабочих магистральных насосов м
Расчёт напоров всех рабочих магистральных насосов при других значениях подачи производится аналогично. Результаты расчёта сведены в таблицу 1 .
Суммарный напор магистральных и подпорных насосов при подаче Q м
где - напор подпорных насосов при подаче Q м;
При подаче Q=1000m3ч суммарный напор всех рабочих магистральных и подпорных насосов м
На рисунке 1 в координатах Q-H изображена суммарная напорная характеристика всех рабочих насосов на трубопроводе т.е. магистральных (основных) и подпорных по данным таблицы 1.
Выбираем 6 значений Q определяем потерю напора и по полученным данным строим напорную характеристику трубопровода.
Определяем секундный расчёт Qci м3ч
где – проектный расход м3ч;
Определяем число Рейнольдса Rei
Определяем режим потока:
турбулентный в зоне гидравлически гладких труб
турбулентный в переходной зоне
зона квадратичного трения
где Re1 пер – первое переходное число Рейнольдса;
Re 2 пер – второе переходное число Рейнольдса
В зависимости от режима течения жидкости определяем коэффициент гидравлического сопротивления по формулам:
Ламинарный: формула Стокса
турбулентный режим в зоне гидравлически гладких труб: формула Блазиуса
турбулентный режим в переходной зоне: формула Альтшуля
зона квадратичного трения: формула Никурадзе
Определяем гидравлический уклон i
Определяем потери напора для i-го варианата
Подставляя значения Qi в формулы получаем соответствующие значения Rei li ii Нi для каждого варианта. Результаты представлены в таблице 2.
На графике суммарной напорной характеристики всех рабочих насосов на трубопроводе строим напорную характеристику трубопровода изображенную на рисунке 2 по данным таблицы 2.
Рабочая точка имеет следующие параметры Q=8950 м3ч Н=1735 м то есть режим работы трубопровода обеспечивается.
Отклонение проектной пропускной способности от расчётной должно удовлетворять условию
Условие не выполняется. Следовательно необходимо произвести обточку колес для снижения расхода.
Диаметр рабочего колеса после обточки см
Подача насоса после обточки м³ч
Теперь данный расход находится в пределах точности технических расчетов.
Таблица 1- Напор насосов в зависимости от подачи
Напор всех рабочих магистральных насосов м
Напор всех подпорных насосов м
Суммарный напор магистральных и подпорных насосов м
Таблица 2 – Значения числа Рейнольдса коэффициента гидравлического сопротивления гидравлического уклона и полной потери напора в нефтепроводе в зависимости от напора
Секундный расход Qс мс
Коэффициент гидравлического сопротивления λ
Гидравлический уклон i мм
Полная потеря напора Н м
В данной работе был спроектирован нефтепровод длинной 650 км диаметром 920 мм и рабочем давлении 5МПа.
Было рассчитано количество насосных стаций и необходимое количество насосов на станции. Осуществлялся подбор магистральных и подпорных насосов производилась расстановка станций на профиле трассы нефтепровода и проверялось наличие самотечных участков. При расчете количества насосных станций определялся фактический расход нефти.
Также в курсовом проекте была построена совмещенная характеристика все рабочих насосов и трубопровода и определена их рабочая точка с соответствующими значениями расхода и напора.
По полученным результатам фактического расхода и параметрам рабочей точки принимался комплекс мероприятий для приведения к требуемому значению расхода и напора в трубопроводе.
– суммарная характеристика; 2 – характеристика основного насоса;
– характеристика подпорного насоса; Н – напор м; Q – подача м³ч
Рисунок 1 – Суммарная характеристика насосов
Н – напор м; Q – расход м³ч; 1 – суммарная напорная характеристика магистральных и подпорных насосов; 2 – напорная характеристика трубопровода
Рисунок 2 – Совмещенная характеристика насосных станций и трубопровода