Проектирование участка магистрального нефтепровода

МИНОБРНАУКИ РОССИИ
РГУ НЕФТИ И ГАЗА (НИУ) ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА
Факультет Проектирования, сооружения и эксплуатации систем
трубопроводного транспорта
Кафедра
Проектирования и эксплуатации газонефтепроводов
Оценка комиссии:
Подписи членов комиссии:
Рейтинг:
(подпись)
(фамилия, имя, отчество)
(подпись)
(фамилия, имя, отчество)
(дата)
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по дисциплине
на тему
Проектирование и эксплуатации нефтепроводов
Проектирование участка магистрального нефтепровода
«К ЗАЩИТЕ»
ВЫПОЛНИЛ:
Студент группы
ВН-18-01
(номер группы)
Доцент, Васильковский В.В.
Ткач Дмитрий Сергеевич
(должность, ученая степень; фамилия, и.о.)
(фамилия, имя, отчество)
(подпись)
(подпись)
(дата)
(дата)
Москва, 20 22
1
МИНОБРНАУКИ РОССИИ
РГУ НЕФТИ И ГАЗА (НИУ) ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА
Факультет Проектирования, сооружения и эксплуатации систем
трубопроводного транспорта
Кафедра
Проектирования и эксплуатации газонефтепроводов
ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ
по дисциплине
на тему
Проектирование и эксплуатация газопроводов
Проектирование участка магистрального нефтепровода
ДАНО студенту
Ткачу Дмитрию Сергеевичу
группы
ВН 18-01
(фамилия, имя, отчество в дательном падеже)
(номер группы)
Содержание проекта:
1. Титульный лист
2. Задание на КП
3. Содержание
4. Исходные данные
5. Выбор оптимального диаметра проектируемого нефтепровода и расчет толщины
стенки
6. Выбор основного технического оборудования НПС
7. Расчет числа НПС
8. Выбор ГПА и расчет режима КС
Исходные данные для выполнения проекта:
Согласно техническому заданию (прилагается)
Рекомендуемая литература:
1. Лурье М.В. Задачник по трубопроводному транспорту нефти, нефтепродуктов и
2.
3.
4.
5.
6.
газа, 2011.
Поляков В.А. Методы и нормы технологического проектирования
нефтепроводов, 2009.
СП 36.13330.2012 «Магистральные трубопроводы (актуализированная редакция
СНиП 2.05.06-85*): ФАУ «ФЦС», 2012.
РД 23.040.00-КТН-110-07 «Магистральные нефтепроводы. Нормы
проектирования». - М.: АК «Транснефть», 2007.
РД 153-39.4-056-00 «Правила технической эксплуатации магистральных
нефтепроводов». – М.: Недра, 2001.
«Центробежные нефтяные насосы для магистральных трубопроводов.
Каталог». – М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1989
Графическая часть:
1. График расстановки НПС на трассе по методу Шухова
Руководитель:
Васильковский В.В.
доцент
(уч.степень)
Задание принял к исполнению:
(должность)
(подпись)
студент
Ткач Д. С.
(подпись)
2
(фамилия, имя, отчество)
(фамилия, имя, отчество)
Оглавление
1. Исходные данные…………………………………………….………. . . . .5
2. Предварительный расчет…………………………………….………. . . . 6
3. Экономический расчет……………………………………………… . . . . 13
4. Толщина стенки трубы………………………………………...………… 15
5. Уточненный расчет……………………...……………………………….. 18
6. Выбор магистрального и подпорного насоса…………………………… 20
7. Совмещенная характеристика…………………….…………….…….….. 22
8. Расстановка станций………………………………….…….……..…….…23
9. Список источников………………………………….……………………..24
3
Введение
Магистральный трубопроводный транспорт – это вид транспорта,
предназначенный для транспортировки магистральными трубопроводами
продукции
(жидких
нефтепродуктов,
газа,
подготовленных
в
и
газообразных
широких
энергоносителей:
фракций
соответствии
с
легких
нефти,
углеводородов),
требованиями
государственных
стандартов и технических условий, от пункта приёма продукции до пункта
её сдачи, передачи в другие трубопроводы, на иной вид транспорта или
хранения.
Магистральный трубопровод – это производственно-технологический
комплекс, состоящий из подземных, подводных, наземных и надземных
трубопроводов
и
других
объектов,
обеспечивающих
безопасную
транспортировку продукции.
Важнейшим условием обеспечения жизнедеятельности всех отраслей
национального хозяйства является надёжноё поступление в страну
энергоносителей. Для Беларуси единственной стратегически значимой
возможностью получения жидких и газообразных углеводородных
энергоносителей является использование магистрального трубопроводного
транспорта. Это определяет фундаментальную роль магистральных
трубопроводов
в
обеспечении
энергетической
и
экономической
безопасности страны.
В задании указываются следующие основные данные: назначение
трубопровода; годовая пропускная способность с разбивкой по очередям
строительства; для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов перечень
нефтей и нефтепродуктов, подлежащих последовательной перекачке, с
указанием
числа
каждого
сорта; характеристики всех нефтей и
нефтепродуктов; направление трубопровода (начальный, конечный, а в
случае необходимости и промежуточные пункты); перечень пунктов
путевого сброса или подкачки продуктов с указанием количеств по сортам;
сроки
начала
и
окончания
строительства
по
очередям;
сроки
представления технической документации по стадиям проектирования;
4
наименование проектировщика и генерального подрядчика. Кроме того, в
задании на проектирование иногда указывают, на трубы какого диаметра,
из какой стали, а также на какое оборудование должны рассчитывать
проектировщики.
исходным
Задание
документом
на
при
проектирование
проектировании
является
основным
трубопровода,
и
все
положения в нем должны получить отражение в проекте. Проектирующая
организация, принимая задание как основной обязательный для нее
документ, должна тщательно изучить все исходные данные. Отклонения от
задания должны быть обоснованы технико-экономическими расчетами и
согласованы
с
организацией,
выдавшей
задание.
Проектирование
трубопровода ведется, как правило, в две стадии: технический проект и
рабочие чертежи.
На
стадии
изыскания,
технического
принимаются
проекта
производятся
основные
все
технические
необходимые
решения
по
проектируемым объектам, определяются общая стоимость строительства и
основные технико-экономические показатели.
Цель проектирования заключается в следующем:
-
производство
технических
и
экономических
изысканий
по
различным вариантам трассы и площадок перекачивающих станций с
выбором оптимального варианта;
-
изучение геологических запасов нефти и газа, обеспечивающих
трубопровод сырьем на длительный срок эксплуатации;
-
составление
технологической
части
проекта,
включая
гидравлические и тепловые расчеты;
-
выбор
наивыгоднейших
параметров
трубопровода
(диаметр
трубопровода, число и мощность перекачивающих станций и т.п.);
-
рассмотрение
вопросов жилищного строительства, снабжения
станций водой, энергией, топливом, решение вопросов канализации;
-
разработка плана строительства и календарных сроков готовности
отдельных основных объектов, расчет объема основных строительных и
монтажных работ по всему строительству, выбор и описание способов
5
ведения работ, разработка строительного генерального плана с указанием
способов ведения работ, сооружений (подсобных предприятий, складов
строительных материалов, временных дорог и др.);
-
составление калькуляций себестоимости транспорта продукта по
трубопроводу;
-
определение стоимости всех объектов и всего строительства, для
чего составляют сметно-финансовые расчеты на отдельные объекты и
сводную смету.
Исходные данные
Вид перекачиваемой жидкости
Нефть
Производительность
𝐺 = 10, 5 млн т/год
Плотность
ρ20 = 875 кг/м
3
(при 20 °С)
ν20 = 20, 5 сСт
Кинематическая вязкость
(при 20 °С и 50 °С)
ν50 = 5, 5 сСт
Температура (местность)
𝑡сред = 6, 3 °С
Протяженность трубопровода
L = 510 км
Способ прокладки
Подземный
6
Таблица 1 - Данные по профилю нефтепровода
Отметка по
трассе (км)
Высотная
отметка (м)
0
20 50
80
100 130 160 180 200 225 250 275 290 310
60 85 94 130 130 205 160 248 192 276 223 298 211 287
Таблица 2 - Данные по профилю нефтепровода
Отметка по 340 360 390 410 440 465 480 510
трассе (км)
Высотная 290 250 180 158 135 165 160 180
отметка (м)
Таблица 3 - Ежемесячная температура грунта при прокладке на глубине
ℎглуб = 1, 6 м (республика Татарстан - Казань)
Месяц
Температура
Месяц
Температура
Январь
3,1
Июль
10,6
Февраль
2,2
Август
12,2
Март
1,6
Сентябрь
11,9
Апрель
1,6
Октябрь
9,8
Май
4,2
Ноябрь
6,8
Июнь
7,8
Декабрь
4,3
7
Предварительный расчет
Рисунок 1 - Профиль нефтепровода на заданном участке
1.
Выбор оптимального диаметра проектируемого нефтепровода и
расчет толщины стенки
Имея в исходных данных годовую производительность 𝐺 = 10, 5 млн т/г,
в
соответствие
нефтепроводы.
оптимальный
с
Нормы
диаметр
РД
23.040.00-КТН-110-07
проектирования»,
в
соответствие
мы
с
«Магистральные
можем
определить
заданной
пропускной
способностью.
D2 = 530 [мм].
Принимаем два соседних конкурирующих диаметра:
D1 = 426 [мм]; D3 = 630 [мм].
2.
Рассчитаем плотность нефти в каждом месяце при заданных
температурах
ρ(Т) = ρ20 · [1 + ξ · (20 − Т)];
Тогда:
ρ1 = 875 · [1 + 0. 000782 · (20 − 3, 1)];
ρ2 = 875 · [1 + 0. 000782 · (20 − 2, 2)];
ρ3 = 875 · [1 + 0. 000782 · (20 − 1, 6)];
8
ρ4 = 875 · [1 + 0. 000782 · (20 − 1, 6)];
ρ5 = 875 · [1 + 0. 000782 · (20 − 4, 2)];
ρ6 = 875 · [1 + 0. 000782 · (20 − 7, 8)];
ρ7 = 875 · [1 + 0. 000782 · (20 − 10, 6)];
ρ8 = 875 · [1 + 0. 000782 · (20 − 12, 2)];
ρ9 = 875 · [1 + 0. 000782 · (20 − 11, 9)];
ρ10 = 875 · [1 + 0. 000782 · (20 − 9, 8)];
ρ11 = 875 · [1 + 0. 000782 · (20 − 6, 8)];
ρ12 = 875 · [1 + 0. 000782 · (20 − 4, 3)];
Таблица 3 - Ежемесячные данные плотности нефти
№
Месяц
1
Январь
2
Февраль
3
Март
4
Апрель
5
Май
6
Июнь
7
Июль
8
Август
9
Сентябрь
10
Октябрь
−3
Плотность нефти, [кг · м ]
886,563825
887,17965
887,5902
887,5902
885,81115
883,34785
881,43195
880,33715
880,542425
881,97935
9
3.
11
Ноябрь
12
Декабрь
884,0321
885,742725
Определим расчетное значение плотности нефти:
12
ρр =
4.
∑ ρ𝑖
𝑖=1
12
= 884,346 [кг
−3
· м ];
Рассчитаем часовой расходы нефти при 𝑘нп = 1, 07:
Расчетная часовая пропускная способность определяется формулой:
Подставляем значения 9
𝑄ч =
5.
1,07*10,5*10
3
−1
= 1512,42 [м · ч ].
8400*884,346
Секундная пропускная способность определяется формулой:
Подставляем значения 9
𝑄с =
6.
1,07*10,5*10
3
−1
= 0,42012, [м · с ].
8400*884,346*3600
Проведем расчет средней скорости течения нефти по каждому из
3 диаметров.
Dн1 = 426 [мм]; Dн2 = 530 [мм]; Dн3 = 630 [мм].
Скорость определяется по формуле:
𝑤=
𝑤426 =
4·𝑄
2
π·𝐷вн1
=
4*0,42012
2
3,14*0,426
4·𝑄
2
π·𝐷вн
3
;
−1
= 2,95, [м · с ];
10
𝑤530 =
𝑤630 =
4·𝑄
2
π·𝐷вн2
4·𝑄
2
π·𝐷вн3
=
=
4*0,42012
3,14*0,53
4*0,42012
2
3,14*0,63
3
−1
3
−1
= 1,91, [м · с ];
2
= 1,35, [м · с ];
По правилам 𝑤 ≤ 2, 0 м/с ⇒ далее расчет будем делать только для
𝐷530 и 𝐷630.
7.
Рассчитаем
величину
вязкости
в
каждом
месяце
по
среднемесячной температуре по формуле Рейнольдса-Филонова:
−𝑘·(Т−Т0)
;
ν(Т) = ν20 · 𝑒
Где расчет опытного коэффициента равен:
ν
𝑘=
𝑙𝑛( ν20 )
50
Т50−Т20
=
𝑙𝑛(
20,5
5,5
)
50−20
−1
= 0,0439 [К ].
Тогда
Таблица 4 - Расчетные данные кинематической вязкости нефти.
№
Месяц
Плотность нефти ρ,
[кг · м ]
[сСт]
886,563825
43,04882283
887,17965
44,78372921
887,5902
45,97900532
887,5902
45,97900532
885,81115
41,01939018
883,34785
35,02299641
881,43195
30,97204075
880,33715
28,87120946
−3
1
Январь
2
Февраль
3
Март
4
Апрель
5
Май
6
Июнь
7
Июль
8
Август
Кинематическая вязкость ν,
11
9
Сентябрь
10
Октябрь
11
Ноябрь
12
Декабрь
8.
880,542425
29,25395816
881,97935
32,07910508
884,0321
36,59475361
885,742725
40,83970974
Далее определим расчетное значение вязкости нефти:
12
0,25
4
∑ ν𝑖
ν𝑝 = ⎛ 𝑖=112 ⎞ = 37,5
⎝
9.
−6
2
−1
[cCт] = 37, 5 · 10 [м · с ].
⎠
Определим величину гидравлического уклона:
2
𝑖= λ·
𝑤
2*𝑔*𝐷вн
,
где λ − коэффициент гидравлического сопротивления. Коэффициент
гидравлического сопротивления зависит от режима движения жидкости по
трубопроводу, который определяется в зависимости от значения числа
Рейнольдса.
Для предварительного расчета возьмем δн=10 [мм], тогда:
𝑅𝑒530 =
𝑅𝑒630 =
1,91*0,51
−4
0,043*10
1,35*0,61
−4
0,043*10
=25911;
= 21934;
Найдем границу областей трения 𝑅𝑒пер:
𝑅𝑒пер(530) =
10𝐷
𝑘
=
𝑅𝑒пер(630) =
10𝐷
𝑘
=
10*0,53
−5
0,03*10
10*0,63
−5
0,03*10
= 17666666,67;
= 21000000;
𝑘 − абсолютная эквивалентная шероховатость, 𝑘 = 0, 03 мм.
12
Так как:
2800< 𝑅𝑒
530
;
< 𝑅𝑒
пер
, то режим течения нефти в трубопроводе ∅[530;630] ×10 мм
2800< 𝑅𝑒
< 𝑅𝑒
лежит
области
630
в
пер
гидравлического
гладкого
трения,
сопротивления
и
для
трубопровода
расчета
коэффициента
применяем
формулу
Блазиуса:
λ=
0,3162
λ530 =
4
λ630 =
4
693698
0,3162
741495
0.3162
4
𝑅𝑒
, отсюда
= 0,0049;
= 0,0259.
Рассчитаем гидравлический уклон для каждого диаметра:
2
𝑖530 = λ530 ·
1,91
2*𝑔*1,047
𝑖630 = λ630 ·
1,35
2*𝑔*1,2
2
= 0,001711 [ мм ] = 1,711 [м/км^-1];
= 0,003831 [ мм ] = 3,831 [м/км^-1].
Определим потери напора на трение для выбранных диаметров:
ℎтр = 𝑖𝑥 · 𝐿, тогда:
ℎтр 530 = 1, 711 · 510 = 810 [м];
ℎтр 630 = 3, 831 = 1913 [м].
Для
определения
перевальных
точек
трубопровода
построим
вертикальный профиль нефтепровода по высотным точкам и длине
участка:
13
Рисунок 2 - Профиль проектируемого нефтепровода
Рисунок 3 - Линия гидравлического уклона на участке
Определим рабочее давление для каждого диаметра в соответствие с РД
153-39.4-113-01 «Нормы технологического проектирования магистральных
нефтепроводов»:
14
Таблица 5 - Рабочее давление для выбранных диаметров нефтепровода
Условный диаметр нефтепровода,
Рабочее давление, МПа
[мм]
530
5,8
630
5,5
10.
Рассчитаем полный напор для каждого из выбранных диаметров
по формуле:
𝐻 = 1, 02 · 𝑖 · 𝐿 + ∆𝑧, где
∆𝑧 - разница между первой и последней высотными отметками
L - протяженность нефтепровода,
i - гидравлический уклон для выбранного диаметра [530 мм; 630 мм].
𝐻 530 = 1, 711 · 510 · 1, 02 − (60 − 180) = 810 [м];
𝐻 630 = 3, 831 · 510 · 1, 02 − (60 − 180) = 1913 [м].
11.
Из уравнения баланса напоров определим число НПС для
каждого диаметра:
Найдем напор развиваемый одной станцией для каждого из диаметров:
𝐻Ст 530 =
𝐻Ст 630 =
𝑝530
ρр·𝑔
𝑝630
ρр·𝑔
6
=
5,8*10 Па
884,346*9,81
=
5,8*10 Па
884,346*9,81
6
= 668,6 [м];
= 633,97 [м].
Теперь найдем число НПС для наших диаметров:
𝑛530 =
𝐻
𝐻ст 530
=
810
668,6
𝑛630 =
𝐻
=
1913
633,97
12.
𝐻ст 630
≈ 2;
≈ 3.
Определение капитальных затрат
К = (Кл + Кст) · КТ,
15
где Кл; Кст- капитальные затраты на строительство линейной части и
насосных станций соответственно; Кт – территориальный коэффициент
района прокладки трубопровода.
Суммарные капитальные вложения на строительство нефтепровода
включают в себя:
1. капитальные вложения в линейную часть;
2. капитальные вложения в насосные станции.
Расчет суммарных капиталовложений производится по формуле:
Кст = КГНПС + (𝑛 − 1) · КНПС, где
Сл- удельные капитальные вложения на 1 км трубопровода, равные:
Сл1 = 250000 $.; Сл2 = 500000 $ .
L – длина трубопровода [км];
6
Кл1 = Сл1 · 𝐿тр = 0, 25 * 510 = 127, 5 · 10 $ ;
6
Кл2 = 𝐿тр = 0, 50 * 510 = 255 · 10 $ ;
𝐿тр- длина эксплуатационного участка, равная 510 км;
n - число НС на нефтепроводе, 𝑛1= 2; 𝑛2 = 3, тогда:
6
Кст2 = КГНПС 2 + (𝑛1 − 1) · КНПС 2 = 70000 · 250 + (2 − 1) · 12000 = 17, 512 · 10 $;
6
Кст3 = КГНПС 3 + (𝑛2 − 1) · КНПС 3 = 70000 · 250 + (3 − 1) · 15000 = 17, 524 · 10 $ ;
Отсюда:
6
6
К2 = (17, 512 + 127, 5) · 1 · 10 = 145, 012 · 10 $,
6
6
К3 = (17, 524 + 255) · 2 · 10 = 545, 024 · 10 $.
Приведенные затраты рассчитываются по формуле
𝑆1067 = 𝐸Н⋅𝐾 + Э = 0, 15⋅145, 012 + 987, 4 = 361 [млн. $US];
𝑆1220 = 𝐸Н · 𝐾 + Э = 0, 15⋅545, 024 + 1399 = 755 [млн. $US].
где 𝐸Н - нормативный коэффициент экономической эффективности
капитальных вложений, 𝐸Н= 0,15 1/год,
16
2) Определение эксплуатационных затрат:
(
)
(
)
)
(
)
Э530 = α2 + α4 · 𝐾Л + α1 + α3 · 𝐾НПС + ЗТ + ЗЗ = (1, 49 + 1, 125)⋅127, 5 + (+ 0, 26)⋅17, 512 + 2, 2⋅2⋅0, 013 + 38⋅2⋅0, 013 = 339
[млн. $US];
(
Э630 = α2 + α4 · 𝐾Л + α1 + α3 · 𝐾НПС + ЗТ + ЗЗ = (1, 49 + 1, 125)⋅127, 5 + (+ 0, 26)⋅17, 524 + 2, 2⋅3⋅0, 013 + 38⋅3⋅0, 013 = 673
[млн. $US];
Где α1 - амортизационные отчисления (8,5% от затрат на сооружение
насосных станций);
α2 - амортизационные отчисления (3,6% от затрат на сооружение линейной
части);
α3 - расходы на текущий ремонт насосных станций (1,3% от КНПС);
α4 - расходы на текущий ремонт линейной части (0,3% от КЛ);
ЗТ - затраты на топливо, воду, смазку и другие материалы (ЗТ = 2.2 млн.
руб./ год на 1 станцию);
ЗЗ - затраты на заработную плату (ЗЗ = 38 млн. руб/год на 1 станцию);
В результате сравнения капитальных вложений, можно сделать вывод, что
проект нефтепровода с диаметром Dн = 530 [мм] является наиболее
выгодным. Исходя из этого все дальнейшие расчеты будут проводиться
только для этого диаметра.
13.
Для выбранного варианта рассчитаем толщину стенки трубы
Выбираем для
трубопровода
диаметром 530 мм – сталь 17Г1С,
поставляемая Челябинским трубопрокатным заводом (ЧТЗ):
-временное сопротивление – σвр= 510 [МПа];
-предел текучести – σт= 353[МПа].
Расчетное сопротивление растяжению (сжатию) стали определяем по
формуле
н
𝑅1 =
𝑅1∙𝑚
𝑘1∙𝑘н
=
510∙0,9
1,47∙1
= 312, 24 [МПа].
Расчетную толщину стенки трубопровода определяем по формуле
δ1067 =
𝑛•𝑝•𝐷н
2∙(𝑅1+𝑛∙𝑝)
=
1,15∙5,8∙530
2∙(312,24+1,15∙5,8)
= 5, 6 [мм].
17
р – рабочее давление в трубопроводе, p = 5,8 [МПа];
n – коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего давления
(согласно методичке для нефтепродуктопроводов диаметром более 700 мм
n = 1,15)
Берем δн=7 [мм],
Тогда внутренний диаметр равен:
Dвн= Dн–2∙δн= 530 –2∙7 = 516 [мм].
Вычислим продольные осевые напряжения:
σпр.𝑁 =− α • 𝐸∙∆𝑡 + µ •
𝑛•𝑝•𝐷вн
2∙δн
,
где α − коэффициент линейного расширения металла труб,
−5
α = 1, 2 · 10
1
⎡𝐶⎤;
⎣ ⎦
𝐸 − модуль упругости металла,
5
𝐸 = 2, 05 · 10 [МПа];
∆𝑡 = расчетный температурный перепад:
−5
σпр.𝑁 =− 1, 2∙10 ∙205000∙23, 5 + 0, 3∙
1,15∙5,8∙516
2∙7
= 15, 94 [мПа] > 0.
∆𝑡 = 𝑡𝑚𝑎𝑥 − 𝑡𝑚𝑖𝑛 = 25, 1 − 1, 6 = 23, 5 ºС
tmax - максимальная температура эксплуатации в регионе прокладки
трубопровода; tmin - минимальная температура укладки трубопровода
(Таблица 2).
Так как величина σпр.N > 0, отсюда следует, что в проектируемом
трубопроводе осевые сжимающие напряжения отсутствуют, а также
значение ψ2 = 1.
Далее проверим прочность подземного трубопровода по условию:
|σпр.𝑁| ≤ ψ2 • 𝑅1 , ⇒ 23,5 МПа ≤ 1∙312,24 мПа = 312,24 мПа;
Условие
выполняется,
выбранная
номинальная
толщина
стенки
удовлетворяет условиям прочности.
Нахождение номинальной толщины стенки трубы позволяет определить
несущую способность трубопровода (НСТ):
18
Рб =
2∙δн•𝑅1
(
)
𝑛• 𝐷н−2∙δн
=
2∙7∙312,24
1,15∙(530−2·7)
= 7, 51 [МПа].
Максимальное значение (пьезометрического) напора давления находим:
р𝑚𝑎𝑥
𝐻давления(530) =
ρ∙𝑔
6
=
6,25•10
881,662 ∙9,81
= 865, 66 ≈ 866 [м].
Максимально допустимый напор:
2
𝑤
2∙𝑔
𝐻𝑚𝑎𝑥 = 𝑧 + 𝐻.давления(530) +
2
= 𝑧 + 866 +
𝑤
2∙𝑔
.
Уточняющий расчет
Среднегодовое значение кинематической вязкости, полученное при
расчетной температуре нефти по каждому месяцу, найдем по формуле:
12
4
0,25
∑ ν𝑖
−6 2
−1
ν𝑝 = ⎛ 𝑖=112 ⎞ = 37,5 [cCт] = 37, 5 · 10 [м · с ].
⎝
⎠
Скорость перекачки для выбранного диаметра 𝐷н = 530 𝑥 7 [мм] равен:
4·𝑄
𝑤530 =
2
π·𝐷вн2
=
4*0,42012
2
3,14*516
3
−1
= 1,97, [м · с ];
Для внутреннего диаметра Dвн= 530 [мм] число Рейнольдса равно:
𝑅𝑒 =
𝑤•𝐷вн
ν
=
1,97∙0,516
−6
37,5·10
= 27107, 21 - режим движения также является
турбулентным.
Коэффициент гидравлического сопротивления:
λ=
0,3162
4
𝑅𝑒
=
0,3162
0,25
27107.21
= 0, 024643.
Значение гидравлического уклона находим по формуле:
2
𝑖 = λ∙
𝑤
2∙𝑔∙𝐷вн
2
= 0, 024643∙
1,91
2∙9,81∙0,516
м
= 0,00888 [ м ] = 8,9 [м∙км-1].
Суммарные потери напора на расчетном участке:
𝐻530 = 1, 02∙𝑖∙𝐿 + Δ𝑧 = 1, 02∙8, 9∙510 + 120 = 4750 [м].
Максимальный напор в линии нагнетания:
𝐻нпс =
𝑝раб средне
ρ•𝑔
19
;
𝐻нпс =
р𝑚𝑎𝑥
ρ∙𝑔
6
=
7,51•10
884,346 ∙9,81
= 866 [м].
Количество НПС с учетом суммарных потерь напора:
𝑛530 =
14.
1,02∙𝑖𝑖∙𝐿+∆𝑧
𝐻нпс
=
4750
866
= 5, 5 ≈ 6 НПС.
Выбор основного технологического оборудования НПС.
9
𝑄ч =
1,07*10,5*10
3
−1
= 1512,42 [м · ч ].
8400*884,346
По заданной пропускной способности основной насос марки НМ 2500-230
на подачу 1800 м3/ч.
0, 7 • 𝑄н ≤ 𝑄ч ≤ 1, 2 • 𝑄н
0, 7 • 1800 = 1260 ≤ 1512 ≤ 1, 2 • 1800 = 2160
Условие выполнено, следовательно, насос НМ 2500-230 на подачу 1800
м3/ч подходит.
(Q-H) - характеристика магистрального насоса может быть выражена с
помощью аппроксимационного уравнения:
2
𝐻(𝑄) = 𝑎 − 𝑏∙𝑄 ;
Таблица 6 - Коэффициенты аппроксимации характеристик насоса
Тип насоса
Диаметр рабочего колеса, мм
a, м
НМ 2500-230 на
405
251
3
2
3
b, м/(м /ч)
−5
0, 812 · 10
подачу 1800 м /ч
−5
2
Отсюда 𝐻(𝑄) = 251 − 0, 812 · 10 ∙ 1512 = 232,44 [м].
Чтобы перекачать нефть с заданной производительностью на расстояние
510 км с диаметром нефтепровода 510 x 7 мм установим на каждой
станции по 3 последовательно соединенных между собой насоса НМ
2500-230
на
подачу
1800.
Получили,
что
на
головной
нефтеперекачивающей станции последовательно соединены 2 насоса НМ
20
2500-230 на подачу 1800 (1 в резерве) и 1 подпорный НМ 2500-230 (1 в
резерве), а на промежуточных – 3 насоса НМ 2500-230 на подачу 1800.
Характеристика подпорного насоса принимает вид:
Требуемый напор одной станции:
Нст = 3∙Ннас = 3·232, 44 = 697, 32 [м].
Суммарный напор всех станций:
Нст = 6·697, 32 = 4184 [м].
Необходимая величина диаметра рабочего колеса:
𝐻нас = 𝑎 •
⇒
𝐷к
2
( )
𝐷к
𝐷0
2
− 𝑏∙𝑄 ⇒
−5
=
𝐷0
2
0,812·10 •1512 +232,44
251
= 0, 9661529844;
Обточка колеса производится на 0,0025 %
Диаметр рабочего колеса после обточки:
𝐷к = 0, 9980096438∙530 = 512, 1 [м].
Следовательно, обточка колеса не требуется.
Напор насоса остается прежним.
15.
Совмещенная характеристика
(
2
)
Σ𝐻 = 𝑎 − 𝑏∙𝑄 ∙3∙6 + ℎпод
ℎпод = 25 м
2
𝐻 = ∆𝑧 + 1, 02∙λ𝑖 •
16∙𝑄
2
5
π •𝐷вн ∙2𝑔
∙𝐿 + ℎ𝑘
ℎ𝑘 = 137 [м].
21
Таблица 6 - Данные совмещенной характеристики.
3
Q, м /ч
ΣН, м
H, м
250
500
750
1000
1250
1512
1750
2000
5962
5810
5556
5201
4745
4348
3527
2766
139
556
1252
2226
3478
4348
6819
8906
Построим совмещенную характеристику насосов.
Рисунок 4 - Совмещенная характеристика насосов.
22
Графическая часть
Расстановка НПС
Произведем расстановку НПС по графическому методу Шухова.
Рисунок 5 - Пример расстановки НПС.
Рисунок 6 - Расстановка НПС методом Шухова.
23
Список использованной литературы
1. Лурье М.В. Задачник по трубопроводному транспорту нефти,
нефтепродуктов и газа, 2011.
2. Поляков В.А. Методы и нормы технологического проектирования
нефтепроводов, 2009.
3. СП
36.13330.2012
«Магистральные
трубопроводы
(актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*): ФАУ «ФЦС»,
2012.
4. РД 23.040.00-КТН-110-07 «Магистральные нефтепроводы. Нормы
проектирования». - М.: АК «Транснефть», 2007.
5. РД
153-39.4-056-00
«Правила
технической
эксплуатации
магистральных нефтепроводов». – М.: Недра, 2001.
6. «Центробежные
нефтяные
насосы
для
магистральных
трубопроводов. Каталог». – М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1989
24