Расчет магистрального нефтепровода (стр. 1 из 3)
Введение.
Нефтепрово́д - инженерно-техническоекомплекс сооружений для транспортировки нефти и продуктов её переработки от места их добычи или производства к пунктам потребления или перевалки на ж.д. либо водный транспорт. В состав нефтепроводов входят подземные и подводные трубопроводы, линейная арматура, головные и промежуточные нефтеперекачечные насосные станции, нефтехранилища, линейные и вспомогательные сооружения. Различают магистральные и промысловые нефтепроводы.
В 1863 году русский ученый Д. И. Менделеев предложил идею использования трубопровода при перекачке нефти и нефтепродуктов, объяснил принципы строительства трубопровода и представил убедительные аргументы в пользу данного вида транспорта.
В конце 1878 года на Апшеронском полуострове был введен в эксплуатацию первый российский нефтепровод протяженностью около 10 километров для перекачки нефти от Балаханского месторождения на нефтеперерабатывающие заводы Баку. Проект трубопровода был разработан знаменитым инженером В.Г.Шуховым. Нефтепровод строился под его непосредственным техническим руководством. В дальнейшем Шухов разработал теоретические и практические основы проектирования, строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов. В статье «Нефтепроводы» (1884) и в книге «Трубопроводы и их применение в нефтяной промышленности» (1894) В. Г. Шухов привёл точные математические формулы для описания процессов протекания по трубопроводам нефти, мазута, создав классическую теорию нефтепроводов. В.Г.Шухов был автором проектов первых российских магистральных нефтепроводов: Баку — Батуми (883 км, 1907), Грозный — Туапсе (618 км, 1928).
По магистральным нефтепроводам нефть и нефтепродукты транспортируются на значительные расстояния, нередко до 2000 км и более. Диаметр магистрального нефтепровода от 200 до 1220 мм, давление, как правило, 5—6 Мн/см2 (50—60 кгс/см2). Подводящие нефтепроводы предназначаются для транспортировки нефти с промыслов на головные сооружения магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов с нефтеперерабатывающих заводов на головные сооружения магистральных нефтепродуктопроводов: они имеют протяжённость до нескольких десятков км. Промысловые, заводские и нефтебазовые трубопроводы предназначены для внутренних перекачек.
Основные параметры магистрального нефтепроводо : протяжённость, производительность, диаметр, давление и число перекачечных станций. Первые два параметра задаются, остальные определяются расчётом. Для сооружения нефтепроводов 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 перекачиваемых 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 перекачечных станциях и промежуточных пунктах подогрева. Стоимость строительства магистральных нефтепроводов окупается в относительно короткие сроки (обычно 2—3 года).
1. Нахождение плотности нефти при заданной температуре ( t = 14 C ) по графику зависимости. (См. Приложение 1.)
| х | у = f(х) |
| 14 | 874,2 |
| 20 | 870,2 |
| 30 | 863,5 |
| 40 | 856,8 |
| 50 | 850 |
Где х = t C, а у = f(х) – р (кг/куб.м)
 |
у = -0,673х + 883,68 - уравнение зависимости плотности от температуры.
Если х = 14, то у = -0,673*14 + 883,68 = 874,2
Получаем р = 874,2 кг/куб.м, при t = 14 С
2. Нахождение вязкости нефти при заданной температуре ( t = 14 C ) по графику зависимости. (См. Приложение 1.)
| х | у = f(х) |
| 14 | 8,154 |
| 20 | 6,87 |
| 30 | 5,22 |
| 40 | 4,26 |
| 50 | 3,43 |
Где х = t C, а у = f(х) -n*10 (кв.мм/с)
 |
у =- 3,7306Ln(х) + 18 – уравнение зависимости вязкости от температуры.
Если х = 14, то у = - 3,7306Ln(14) + 18 = 8,154
Получаем n = 8,154*10 = 81,54 кв.мм/с, при t = 14 С .
3. Технологический расчет магистральных нефтепроводов.
3.1. Механический расчет.
Так как плановое задание на перекачку составляет 110 млн.куб.м/год целесообразно протянуть две ветки магистрального нефтепровода ( поделив пропускную способность Q/2 ). Таким образом мы обеспечим бесперебойную поставку нефти на конечный пункт, если даже один магистральный нефтепровод будет на диагностики.
3.1.1. Вычисляем рабочие параметры перекачиваемой нефти.
А) Параметр рабочей плотности:
Рт = Р293 / 1+bр*(Т-293),
где Рт , Р293 – плотность нефтепродукта соответственно при температурах Т и 293 К.
Рт = Pр = 870,2 / 1+0,000769*(-6) = 874,2кг/куб.м
Что соответствует плотности полученной графическим способом, с помощи линии тренда.
Б) Параметр рабочей вязкости:
nр = 8,154*10 = 81,54 кв.мм/с, полученная графическим способом, с помощью линии тренда.
3.1.2. Выбор диаметра нефтепровода и число рабочих дней.
Так как Q/2 = 55 млн.куб.м/год, то можно перевести в млн.т /год:
Q1 = 55*0,8742 = 48,081 млн.т /год
Q2 =48,081 млн.т /год
Исходя из пропускной способности выбираем Dн = 1020 мм, dн = 9..18 мм, число рабочих дней 350 сут..
3.1.3. Находим расчетную часовую пропускную способность МН.
Qч = G / 24N,
где N-расчетное число суток работы нефтепровода, а G- пропускная способность нефтепровода (млн.куб.м/год).
Qч1 = Qч2 = 55*10 6/ 24*350 = 6547,6 м3 /ч
3.1.4. Выбор насосов.
Основные: НМ 7000-210, удовлетворяют условию 0,8Qн£ Qч1£ 1,2Qн
0,8*7000 £ 6547,6 £ 1,2*7000
5600£ 6547,6£ 8400
Два подпорных: НПВ 3600-90 ставим их параллельно, удовлетворяют условию 0,8Qн£ Qч1£ 1,2Qн
0,8*(3600+3600) £ 6547,6£ 1,2*(3600+3600)
5760£6547,6£8640
3.1.5. Определение напора насосов при часовой подачи.
По техническим характеристикам выбираем насосы с наибольшим диаметром ротора. Напор этих насосов при расчетной часовой подачи:
Для НПВ 3600-90, где Н1 + Н2 = Н20:
Н1 = Н0 + а* Qч1 – в* (Qч1/2)2
Н2 = Н0 + а* Qч1 – в* (Qч1/2)2
Н1 = 127 – 2,9*10-6*(3273,8)2 = 95,91 м
Н2 = 95,91 м ; Н20 = 191,8 м
Для НМ 7000-210:
h = Н0 + а* Qч1 – в* (Qч1)2
h = 323,6 – 1,43*10-6*(6547,6)2= 262,29 м
3.1.6. Расчет рабочего давления.
Пологаем что основных насосов m = 3, расчитываем рабочие давление на выходе головной насосной станции:
Р = Рр*g*(m*h + Н20); Р = 874,2*9,81(3*262,29 + 191,8) = 8,39*106 Па
Запорная арматура на нефтепроводе рассчитана на давление Р¶ = 6,4 мПа (Р> Р¶). Необходимо принять к применению ротор меньшего диаметра.
Излишний напор составляет:
Р-Р¶/ Рр*g = (8,39-6,4)* 106/ 874,2*9,81 = 232,4 м
Так как допустимый кавитационный запас насоса составляет 52 м, то напор подпорных насосов можно существенно уменьшить. Принимаем к использованию ротор наименьшего диаметра 550мм:
Н1 = 93,7 – 1,4*10-6*(3273,8)2= 78,69 м; Н2 = 78,69 м ; Н20 = 157,39 м
С учетом данной замены суммарный избыточный напор составляет:
Р-Р¶/ Рр*g = 232,4 - (191,8 –157,39) = 197,99 м
Т.е. избыточный напор одного насоса составляет 65,9 м.
Пологая что будет использоваться ротор с диаметром 430 мм находим:
h= 238,4 – 1,51* 10-6*(6547,6)2 = 173,6 м
Таким образом напор одног основного насоса уменьшился на:
262,29 -173,6=88,69 > 65,9
Проверим возможность использование ротора с диаметром 475 мм:
h= 296,6 – 1,87*10-6*(6547,6)2= 216,43 м
Уменьшение напора одного основного насоса составляет:
216,43 –173,6 = 42,8, что недостаточно.
Таким образом, рабочее давление головной насосной станции составляет:
Р = 874,2*9,81*(3*173,6+ 157,39) = 5,8*106 Па
3.1.6.Находим толщину стенки трубопровода и внутренний диаметр.
Пологая, что нефтепровод строится из труб Челябинского Трубного Завода, ТУ-14-3-1698-90. Для этого диаметра (Dн=1020 мм), давления (Р=5,8*106 Па) и производительности (Q2 = Q1 = 48,081 млн.т /год) подходит сталь Ст 13Г1С-У ( sвр=540 мПа; sт=390 мПа; К1=1,47; Кн =1,005; dн = 15,5…12,9 ). Выбираем нефтепровод I категории ( СНиП 2.05.06-85*, СНиП III-42-80), то mo=0,75.
Вычисляем расчетное сопративление металла трубы:
R1= sвр * mo/ К1*Кн ; R1= 540*0,75/1,47*1,005=276,8 мПа
Вычисляем расчетную толщину стенки трубы:
d= n1*Р* Dн / 2*( n1*Р+ R1)
d= 1,15*5,8*1020/2*(1,15*5,8+276,8)=12 мм
Округляем данное значение до ближайшего большего стандартного значения dн = 12,9 мм.
Определяем внутренний диаметр нефтепровода:
d= Dн – 2*dн; d= 1020-12,9=994,2 мм
3.2. Гидравлический расчет.
Определяем секундный расход нефти и ее скорость:
Q= Qч1 / 3600; Q=6547,6/3600=1,8 м3/с
V= 4* Q/ p* d2 ; V= 4*1,8/ 3,14*(0,9942)2 =2,32 м/с
Определяем число Рейнольдса:
Re= V*d/ nр ; Re= 2,32*0,9942/ 0,8154*10-4= 28287
Режим течения нефти турбулентный Re>2320.
Определяем шероховатость труб:
Кэ =0,02- коэффициент эквивалентный шероховатости труб, для новых чистых труб.