Проектирование газонефтепроводов

Государственный комитет  Российской Федерации

по высшему  образованию

 

 

Российский  Государственный Университет

нефти и газа имени И.М. Губкина

Оренбургский  филиал

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Курсовой проект

по предмету: Проектирование газонефтепроводов

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

:

 

 

 

 

 

 

г. Оренбург

2001 г.

 

 

 

 

СОДЕРЖАНИЕ.

 

Введение…………………………………………………………………..   3

1. Определение  характеристик нефти при расчетной 

температуре перекачки…………………………………………….…..   4

2. Выбор основного  насосно-силового оборудования……………….…   5

3. Механический  расчет……………………………………………….….   7

4. Гидравлический  расчет нефтепровода………………………………..   8

5. Экономический  расчет…………………………………………………  11

6. Построение совмещенной  характеристики нефтепровода и 

перекачивающей станции…………….……………………………….. 12

7. Расчет объема резервуарного парка головной НПС………………… 13

8. Генеральный план  и состав сооружений станций……………………  14

Заключение………………………………………………………………... 14

Технологическая схема………………………………………………..…. 15

Список использованной литературы………………………………….… 16

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

 

 

В технологический расчет нефтепровода входит - решение следующих основных вопросов:

- определение экономически наивыгоднейших параметров (диаметра трубопровода, давления на нефтеперекачивающих станциях, толщины стенки трубопровода и числа нефтеперекачивающих станций);

- определение местонахождения станций на трассе нефтепровода;

- расчет режимов эксплуатации нефтепровода.

При нескольких значениях  диаметра выполняются гидравлический и механический расчеты, определяющие (для каждого варианта) число нефтеперекачивающих станций и толщину стенки трубопровода. Наилучший вариант находят по приведенным затратам, т.е. экономическим расчетом.

Расположение нефтеперекачивающих  станций определяют графически на сжатом профиле трассы.

 

 

 ЗАДАНИЕ:

выполнить технологический  расчет нефтепровода при следующих исходных данных:

вариант № 14

Таблица 1

G, млн.т/год	L, км	Z1, м	Z2, м	t,оС	Перекачиваемый продукт
36	708	197	106	-1	Западнотебукская нефть

 

Теплофизические свойства западнотебукской нефти (§1 Таблица 2 [4]):

Таблица 2

плотность при                       t =20оC, кг/м3	Кинематическая вязкость (м2/с´104)  при температуре, К
	283	293
849	0,18	0,1376

 

1.Определение характеристик  нефти при расчетной температуре  перекачки.

 

1.1. Плотность r_t определяем по формуле:

r_t = r₂₀ - x ( t –20),

где r_t – плотность при 20^оС, кг/м³

      x -- температурная поправка, кг/(м^{3 о}С), x = 1,825 - 0,001315 r₂₀

 

x = 1,825 - 0,001315r₂₀ = 1,825 - 0,001315´849 = 0,71 кг/(м^{3 о}С)

r_-1 = r₂₀ - x ( t –20) = 849 – 0,71 ( -1 - 20) = 864 кг/м³

 

1.2. Определение вязкости нефти.

По формуле Филонова - Рейнольдца :

 

u =

;

где n1 и n2 – известные значения вязкости при температурах t1 и t2.

u =

= = 0.02686

 

По формуле ASTM:

 

,

где

 

 

(cCт.) = 0,251´10 ^-4(м²/с).

 

Графический метод:

 

По известным значениям вязкости, приведенным в Таблице 2, при соответствующих температурах строим график зависимости n(T), (рис.1), и по нему находим значение вязкости при Т=272К, равное  n = 0,245´ 10^-4 м²/с.

Рис. 1

 

Для дальнейших расчетов принимаем значение кинематической вязкости при температуре транспортировки нефти –1^оС, равное n=0,24´10^-4 м²/с.

 

2. Выбор основного  насосно-силового оборудования.

Определяем пропускные способности нефтепровода

 в час:

;

в секунду:

.

По полученной пропускной способности для перекачки нефти  по Таблице 11 §1 [4] выбираем центробежный насос   НМ-10000-210   со сменным ротором на Q_v = 5000 м³/час и подпорный насос    НМП-5000-115   с    Q_v = 1,389 м³/с   и   Dh = 115 м.

 

Рис. 2

 

 По характеристике  H-Q  насоса  (см. рис. 2) при  Q_v = 4960,3 м³/час находим  
Н_нас= 215м.

Для перекачки нефти  Q_v= 4960,3 м³/час головную насосную станцию комплектуем тремя основными насосами НМ-10000-210 со сменным ротором на Q_v = 5000 м³/час (так как требуемая подача насосов больше 360 м³/час) и одним резервным, а также одним основным и одним резервным подпорными насосами НМП-5000-115.

Общий напор, создаваемый  головной насосной станцией, будет  равен:

Н_гнс = 3Н_нас+Dh = 3´215+115 =  760м,

а расчетное  давление в нефтепроводе будет равно:

P = rgH_гнс = 864´9,81´760 =  4,7 МПа.

 

3. Механический  расчет

 

По Таблице 3 §1 [4] для пропускной способности 36 млн. т/год и расчетному давлению 4,7 МПа выбираем конкурирующие диаметры трубопровода:

920 мм с толщиной  стенки 8-16 мм;

820 мм с толщиной  стенки 7-16 мм;

1020 мм с толщиной  стенки 9-18 мм;

изготовленные из стали 14ХГС.

Определяем расчетное  сопротивление металла трубы  и сварных соединений:

 

 

где,  R_1n – нормативное сопротивление равное минимальному пределу прочности (для стали 14ХГС    по Таблице 7 §1 [4]   R_1n = 500 МПа);

m₀ – коэффициент условий работы трубопровода (по Таблице 1 СНиП 2.05.06.-85 [1] для трубопроводов III  категорий m_о = 0,9);

к₁ – коэффициент надежности по материалу (по Таблице 9 СНиП 2.05.06.-85 [1] для стали 14ХГС   к₁ = 1,47);

к_н – коэффициент надежности по назначению (по Таблице 1 СНиП 2.05.06.-85 [4] для трубопроводов с диаметром £ 1000 мм   к_н = 1, для трубопроводов с диаметром > 1000 мм к_н = 1,05).

Тогда для трубопроводов Æ820 мм и Æ920 мм

,

а для трубопровода Æ1020 мм

,

 

Вычисляем расчетное  значение толщины стенки для конкурирующих  диаметров трубопровода:

;

 

 

 

где,

n – коэффициент перегрузки (по Таблице 13 СНиП 2.05.06.-85 [1] для нефтепродуктопроводов диаметром более 700 мм  n = 1,15; во всех остальных случаях n = 1,1).

D_н – наружный диаметр трубопровода, мм;

p – расчетное давление  трубопровода, МПа.

 

.      Труба 920´8 мм.

.     Труба 820´8 мм.

.   Труба 1020´10 мм.

 

 

4. Гидравлический  расчет нефтепровода.

 

Для определения потерь напора в трубопроводе необходимо определить режим течения нефти, характеризующийся критерием Рейнольдса, сравнить его с граничными величинами для каждого диаметра трубопровода и определить коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода.

Величину критерия Рейнольдса вычисляем  по формуле:

 

 

где    Q_v – объемный расход трубопровода, м³/с;

          D –  внутренний диаметр трубопровода, мм;

          n - кинематическая вязкость нефти, м²/с.

 

Определяем режим течения  нефти для трубопровода Æ920´8 мм:

 

Границей между областями трения для нефтепровода Æ920´8 мм будет величина

где к=0,03 мм – абсолютная эквивалентная шероховатость (Таблица 16 §3 [4]).

 

Так как  2000< Re₉₂₀ < Re_1, то режим течения нефти в трубопроводе Æ920´8 мм лежит в области гладкого трения, и для расчета коэффициента гидравлического сопротивления трубопровода применяем формулу Блазиуса:

 

 

Определяем режим течения нефти  для трубопровода Æ820´8 мм:

 

 

Так как  2000< Re₈₂₀ < Re_1, то режим течения нефти в трубопроводе Æ820´8 мм лежит в области гладкого трения, и для расчета коэффициента гидравлического сопротивления трубопровода применяем формулу Блазиуса:

 

 

 

Определяем режим течения  нефти для трубопровода Æ1020´10 мм:

 

 

Так как  2000< Re₈₂₀ < Re_1, то режим течения нефти в трубопроводе Æ1020´10 мм лежит в области гладкого трения, и для расчета коэффициента гидравлического сопротивления трубопровода применяем формулу Блазиуса:

 

 

Расчет  гидравлических потерь напора в нефтепроводе на трение производим по формуле:

 

где L  –  длина нефтепровода, м;

W – средняя по сечению  скорость движения жидкости в  нефтепроводе, м/с. Она определяется  по формуле:

 

м/с;

м/с;

м/с.

Получаем:

,

 

 

Потери напора на преодоление  местных сопротивлений принимаем  равными 1% от величины потерь напора на трение:

 

h_x920= 0,01h_t920 = 0,01´3463 = 34,63 м,

h_x820= 0,01h_t820 = 0,01´6021 = 60,21 м,

h_x1020= 0,01h_t1020 = 0,01´2134 = 21,34 м.

 

 

Перепад высот :    Dz = z₂ – z₁                            Dz = 106 – 197 = - 91 (м).

 

 

Общие потери напора в  нефтепроводе будут равны:

 

 

H₉₂₀ = h_t920+h_x920+Dz = 3463+34,6 –91 = 3406,6 м.

H₈₂₀ = h_t820+h_x820+Dz = 6021+60,2 –91 = 5990,2 м.

H₁₀₂₀ = h_t1020+h_x1020+Dz = 2134+21,3 –91 = 2064,3 м.

 

 

Определяем число насосных станций:

 

 

где      Н  – потеря напора;

Dh – подпор (115 м);

Н_ст – общий напор станции (645 м).

 

 

         Принимаем  5 станций.

      Принимаем 9 станций.

     Принимаем 3 станции.

 

 

 

5. Экономический  расчет.

 

Для определения оптимального диаметра нефтепровода необходимо сравнить приведенные затраты трех вариантов. Вариант с наименьшими приведенными затратами будет являться оптимальным.

Приведенные затраты  определяются по формуле:

 

П=К´Е_н+Э,

 

где К – капитальные  вложения,

      Э –  эксплуатационные расходы,

      Е_н – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений. Для (нефтяной и газовой промышленности Е_н = 0,12 1/год) трубопроводного транспорта Е_н = 0,15 1/год.

 

Эксплуатационные расходы:

 

Э=S´G´L,

 

где S – себестоимость  перекачки нефти, зависящая от диаметра трубопровода (по Таблице §2 [4]     S₉₂₀=0,066 коп./т км, S₈₂₀=0,069 коп./т км, S₁₀₂₀=0,065 коп./т км).

 

Э₉₂₀ = 0,00066´36´10⁶´708 = 16822080 (руб./км).

Э₈₂₀ = 0,00069´36´10⁶´708 = 17586720 (руб./км).