Расчет магистрального нефтепровода, с расстановкой НПС по трассе

Курсовая проектирование готовая.docx

Определение кинематической вязкости
Выбор насосного оборудования
Определение диаметра нефтепровода
Определение толщины стенки
Проверка на прочность и устойчивость нефтепровода
Гидравлический расчет нефтепровода
Список использованных источников
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".
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.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КИНЕМАТИЧЕСКОЙ ВЯЗКОСТИ
Рассчитаем кинематическую вязкость по формуле Вальтера(ASTM):
где т – расчетная кинематическая вязкость мм2с;
2 – кинематическая вязкость при абсолютных температурах Т1 Т2 мм2с;
ab – эмпирические коэффициенты.
)по формуле Рейнольдса-Филонова:
где u – коэффициент крутизны вискограммы1К.
Принимаю для дальнейших расчетов кинематическую вязкость по формуле:
ВЫБОР НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Расчетная часовая пропускная способность нефтепровода определяется по формуле:
где Gг – годовая производительность нефтепровода млн.тгод;
- расчетная плотность нефти кгм3;
Kнп – коэффициент неравномерности перекачки и пронимается равной:
Однониточных нефтепроводов подающих нефть от пунктов добычи к системе трубопроводов – 110.
Nр – расчетное число рабочих дней в году сутки.
Принимаю НП – 353 по таблице 3.2.1
В соответствии с найденной расчетной часовой производительности нефтепровода подбирается основные насосы нефтеперекачивающей станции исходя из условия:
где Qном – подача выбранного типа насосов при максимальном к.п.д
Если условие (2.2) выполняется для двух типов насосов то дальнейшие расчеты выполняются для каждого из них. Аналогично подбираются подпорные насосы. Согласно приложениям 2 и 3 выбираем насосы с наибольшим диаметром ротора. Напор этих насосов при найденной расчетной часовой производительности составит:
Насосы с номинальной подачей от 500 м3ч и более предполагается что соединяются последовательно по схеме – три работающих плюс один резервный.
Далее рассчитывается рабочее давление на выходе головной насосной станции по формуле:
где g – ускорение свободного падения равное 981 мс2;
mмн – число последовательно включенных магистральных насосов(обычно равное 3);
HмнHпн – напоры магистрального и подпорного насоса при найденной расчетной производительности.
Найденное рабочее давление должно быть меньше допустимого из условия прочности запорной арматуры:
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДИАМЕТРА НЕФТЕПРОВОДА
Внутренний диаметр нефтепровода вычисляется по формуле:
где w0 – рекомендуемая скорость перекачки определяемая из графика(рис.3.2.1)
По вычисленному значению внутреннего диаметра принимается
ближайший стандартный наружный диаметр нефтепровода – 720 мм. Марку труб принимаем – «ВМЗ ТУ 14-3Р-01-93»
ПАРАМЕТРЫ ТРУБОПРОВОДОВ
Производительность Gг млн.тгод
Рабочее давления PМпа
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ
В курсовом проекте трубопровод предполагается прокладывать подземно поэтому рассматриваем методику для данного случая.
Толщина стенки определяется по формуле:
Толщину стенки () округляем до первой стандартной величины то есть = 73
где nр – коэффициент надежности по нагрузке равный 11 – во всех остальных случаях;
P – рабочее (нормативное) давление Мпа;
Dн – наружный диаметр трубопровода;
R1 – расчетное сопротивление материала стенки трубопровода которое можно рассчитать по формуле:
где R1н – нормативное сопротивление растяжению (сжатию) материала труб и сварных соединений определяемое из условия работы на разрывы равное минимальному пределу прочности R1н = вр(см.прил.1);
m – коэффициент условий работы трубопровода1 категории трубопровода m = 075.
K1 – коэффициент надежности по материалу (см.прил.1);
Kн – коэффициент надежности по назначению трубопровода зависящий от его диаметра(для Dн≤1000 мм Kн = 1 для Dн = 1200 мм Kн = 105).
При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия:
где 1 – коэффициент двухосного напряженного состояния металла труб определяемый по формуле:
где пр.N – продольное осевое сжимающее напряжение Мпа определяемое от расчетных нагрузок и воздействий от принятых конструктивных решений. При растягивающих осевых продольных напряжениях (пр.N 0) 1=10 прижимающих осевых продольных напряжениях (пр.N 0):
где t – расчетный перепад температур;
- коэффициент Пуассона =03
- коэффициент линейного расширения металла =12х10-5 10С;
DB – внутренний диаметр трубопровода м.
где - толщина стенки трубопровода м.
Абсолютное значение максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов:
Пересчитываем толщину стенки нефтепровода c учетом двухосного напряженного состояния металла. Полученное расчетное значение толщины стенки трубопровода округляется до ближайшего большего значения предусмотренного государственными стандартами или техническими условиями.
Пересчитанные и : =6984;=108 (для дальнейшего расчета принимаем именно эти значения внутреннего диаметра и толщины стенки)
ПРОВЕРКА НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ НЕФТЕПРОВОДА
Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении производят по условию:
где R1 – расчетное сопротивление материала;
– коэффициент учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб. При растягивающих осевых продольных напряжениях (пр.N 0) 2=10 прижимающих осевых продольных напряжениях (пр.N 0)определяется по формуле:
где кц – кольцевые напряжения в стене трубы от расчетного внутреннего давления равные:
где nрР – обозначения те же что в формуле(4.1);
Dв – внутренний диаметр нефтепровода м.
Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов проверку производят по условиям:
где НПР – максимальные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий Мпа;
– коэффициент учитывающий двухосное напряженное состояние металла трубы;
НКЦ – кольцевые напряжения в стенках трубопровода от нормативного внутреннего давления Мпа;
Rн2 – нормативное сопротивление материала зависящее от марки стали и в расчетах принимается Rн2=т Мпа;
- коэффициент Пуассона=03.
Для проверки по деформациям находим кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки – внутреннего давления
Коэффициент 3 определяется по формуле:
Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы производят по неравенству:
где S – эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода определяемое по формуле:
F – площадь поперечного сечения металла трубы м2.
Для труб круглого сечения:
Nкр – продольное критическое усилие при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода.
Nкр следует определять согласно правилам строительной механики c учетом принятого конструктивного решения и начального искривления трубопровода в зависимости от глубины его заложения физико-механических характеристик грунта наличия балласта закрепляющих устройств c учетом их податливости. На обводненных участках следует учитывать гидростатическое воздействие воды.
В случае пластической связи трубы c грунтом продольное критическое усилие находится по формуле:
P0 – сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины Па:
где Сгр – коэффициент сцепления грунта кПа
Pгр – среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунта МПа:
где nгр – коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта равный 08;
γгр – удельный вес грунта кНм3
h0 – глубина заложения трубопровода м;
qтр – расчетная нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемой нефтью Нм.
γгр – удельный вес грунта 168кНм3;
Сгр - коэффициент сцепления грунта 12-40 кПа;
φгр – градусы 15-18;
h0 – глубина заложения трубопровода 08м;
где qм – нагрузка от собственного веса металла трубы НМ:
где nсв – коэффициент надежности по нагрузки от действия собственного веса равный 11а при расчете на продольную устойчивость и устойчивость положения равный 095;
γм – удельный вес металла труб принимаемый равный 78500Нм3;
qu – нагрузка от собственного веса изоляции которое может быть принято 10% от собственного веса металла трубы Нм:
qпр – нагрузка от веса нефти находящейся в трубопроводе Нм:
qверт – сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины Нм.
j – осевой момент инерциим4:
Продольное критическое усилие для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае упругой связи с грунтом:
Следовательно: =075x6759=5069МН
Проверка общей устойчивости труб:
6МН587МН; 586МН5069МН. Условие выполняется.
Если характер связи трубопровода с грунтом не определен то необходимо принять меньшее из Nкр.
Продольную устойчивость следует проверять для криволинейных участков в плоскости изгиба трубопровода. Продольную устойчивость на прямолинейных участках подземных участков следует проверять в вертикальной плоскости с радиусом начальной кривизны 5000м.
Для криволинейных (выпуклых)участков трубопровода в случае пластической связи трубы с грунтом определяют критическое усилие:
где n – коэффициент определяемый по номограмме в зависимости от параметров :
где – радиус упругого изгиба трубопровода соответствующий рельефу дна траншеи.
R должен быть больше значения ρmin которое определяется по табл.3.5.4 или специальными расчетами.
Из двух вычисленных значений Nкр(3) или Nкр(4) выбирают меньшее и проверяют условие: 586МН>146МН. Условие не выполняется.
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ НЕФТЕПРОВОДА
Определение числа насосных станций и расстановки их по трассе нефтепровода
Гидравлический расчет нефтепровода необходим для определения потерь напора в трубопроводе.
Секундный расход нефти в трубопроводе(м3с):
Средняя скорость нефти в трубопроводе(мс):
Значения коэффициентов λm зависят от режима течения жидкости и шероховатости внутренней поверхности трубы а так же характеризуется безразмерным числом Рейнольдса:
Так как Re > 2320 режим течения жидкости турбулентный.
Определяем зону трения по формуле:
Где – относительная шероховатость труб;
Kэ – эквивалентная шероховатость(0.05м).
Первое переходное число Рейнольдса:
Второе переходное число Рейнольдса:
Так как ReRe1то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб коэффициента гидравлического сопротивления:
Определяем гидравлический уклон – это потери напора на трение на единицу длины трубопровода и определяется по формуле:
Определяем полный потери напора в трубопроводе определяются по формуле:
Где – 102 – коэффициент учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода;
ΔZ – разность геодезических отметок конца и начала нефтепровода м;
Hкп – остаточный напор в конце эксплуатационного участка.
Я приняв Hкп=40м Так как L > 600м;
NЭ – число эксплуатационных участков определяем:
Суммарный напор развиваемый насосными станциями нефтепровода складывается из напора развиваемого всеми подпорными насосами “головных” насосных станций и суммарного напора n станций:
где Hст – расчетный напор одной станции.
Расчетное число насосных станций определяется:
Если округлить число НПС в меньшую сторону то выбираем(3станции).
Определяем длину лупинга по формуле:
Где приняв диаметр лупинга равным диаметром основного трубопровода найти значении и длину лупинга по формуле:
n – округленное меньшее целое число перекачивающих станций.
При D=Dл величина =122-m.
Таблица 6.1 – Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций
Характеристика трубопровода
Характеристика нефтеперекачивающих станций
С постоянным диаметром
Рисунок 6.1 – совместная характеристика нефтепровода с лупингом:
Рисунок 6.2 – совместная характеристика нефтепровода постоянного диаметра:
Исмагилова З.Ф.Ульшина К.Ф.Технологический расчет
СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводыГосстрой России.: ГП ЦПП1997.- 52с.

Продольный профиль Черненко.dwg

Указатель километров
М 1 : 1 000 000 по горизонтали
М 1 : 1000 по вертикали
Расстановка НПС по трассе нефтепровода
ac=Hп+nHст=75.36+3.26*521.49=1775.41
Технологический расчет магистрального нефтепровода
Расстановка НПС по трассе нефтепровода
Толщина стенки = 7.3мм. ; Диаметр наружный = 720мм. ; Диаметр внутренний = 698.4мм.