Технологический расчёт магистрального нефтепровода

 

10. Проверка  работы трубопровода в летних  условиях

 

Поскольку летом из-за понижения вязкости нефти смещается рабочая точка на совмещенной характеристике, то возникает необходимость проверки работы трубопровода в летних условиях на предмет непревышения напорами на нагнетательных линиях станций предельно допустимых напоров из условия прочности и непревышения минимально допустимыми подпорами перед станциями реальных подпоров, приходящих на станции.

Для этого на ранее  построенную совмещенную характеристику насосных станций и трубопровода наносят, предварительно рассчитав, координаты трех-четырех точек, напорную характеристику трубопровода при летних условиях. Затем по методу В.Г. Шухова проводят соответствующие линии пьезометрических напоров (гидравлических уклонов). Если напоры или подпоры на какой–либо станции вышли за допустимые пределы, следует изменить ее местоположение, чтобы и в зимних и в летних условиях напоры и подпоры находились в допустимых пределах.

Определение плотности

Произведём перерасчёт плотности на заданную температуру:

,

где:   t = t_max= 10 °С;

r₂₀ – плотность нефти при 20 °С, кг/м³ (852 кг/м³);

x – температурная  поправка, кг/(м³ × °С)

x = 1,825 – 0,001315 r₂₀ = 1,825 – 0,001315 × 852 = 0,705 [кг/(м³ × °С)],

тогда плотность при t = 10 °С:

r_t = 852 – 0,705× (10 – 20) = 859,05 (кг/м³).

Определение вязкости

Вязкость при температуре t определится по формуле:

,

где:     – коэффициент кинематической вязкости при температуре t₁;

U – коэффициент, значение  которого определяется по известным  значениям вязкостей при двух  других температурах.

.

n₁₀ =15×e ^{- 0,017 × (10 – 20)} = 17,78 (cСт).

Определение расчетной  часовой пропускной способности  нефтепровода

где:   N_Р – расчетное число суток работы нефтепровода (355 сут, [3]);

G – годовая пропускная способность нефтепровода, млн т/год.

.

.

Определение режима потока

Определим число Рейнольдса:

Переходные значения числа Рейнольдса:

Так как 2320<Re<Re_1пер, то режим течения турбулентный (зона гидравлически гладких труб).

Определение гидравлического  уклона

Определим гидравлический уклон по формуле:

,

Для построения характеристики сети запишем зависимость между  гидравлическими потерями и расходом:  

 

где H_r – геодезическая высота, м;

h_п – напор необходимый для преодоления гидравлических потерь, м.

Таблица 5. Характеристика работы сети

Q, м3/ч	0	500	1000	1500	2000	2322,69	2500	3000
Hс, м	-59	60,73	343,72	759,78	1295,58	1700,9	1942,69	2695

Рисунок 7. Совмещенная  характеристика работы насосных станций  и сети

Сводная таблица расчётов

№п/п	Параметр	Ед. изм	Вариант
			1	2	3
1	Dн	м	0,529	0,72	0,82
2	Марка стали	-	17Г1С	17Г1С	17Г1С
3	R1н	МПа	510	510	510
4	m	-	0,9	0,9	0,9
5	k1	-	1,47	1,47	1,47
6	kн	-	1	1	1,05
7	R1	МПа	312,24	292,36	292,36
8	p	МПа	5,4	5,4	5,4
9	n	-	1,15	1,15	1,15
10	d	мм	5,16	7,49	8,53
11	d (станд.)	мм	6	7,5	9
12	σN	МПа	35,37	47,54	39,95
13	Dвн	м	0,517	0,705	0,802
14	Re	-	70190	51473	45247
15	Re1пер	-	103400	141000	160400
16	Re2пер	-	5170000	7050000	8020000
17	kэ	м	0,00005	0,00005	0,00005
18	i	м/м	0,0167	0,0038	0,0021
19	Перевальная точка	-	нет	нет	нет
20	Lp	км	440	440	440
21	Δz	м	-59	-59	-59
22	H	м	7392,48	1659,72	904,24
23	Hстдоп	м	634,53	634,53	634,53
24	Δh	м	45	45	45
25	nст	-	13	3	2
26	кт	-	1,18	1,18	1,18
27	ктер	-	0,99	0,99	0,99
28	К	тыс. у. е.	71483,33	56876,15	61331,69
29	Cэ	у. е./кВт ч	0,0128	0,0128	0,0128
30	Зэ	тыс. у. е.	6686,41	1543,017	1028,678
31	Э	тыс. у. е.	13113,395	4822,963	4438,427
32	S	тыс. у. е.	23835,89	13354,386	13638,18

 

Заключение

В результате выполнения работы разработан проект магистрального нефтепровода для перекачки нефти  на расстояние 440 км с производительностью 17 млн. т./год в условиях перепада температур от -2 °С до 10 °С.

Технологический расчет нефтепровода проведен для самых невыгодных условий (какими являются условия с наиболее низкими температурами), т. к. при низких температурах вязкость нефти, а, следовательно, и гидравлические потери максимальны.

Для определения экономически наивыгоднейшего проекта нефтепровода выполнены гидравлический и механический расчеты для 3-х конкурирующих диаметров нефтепровода: 529 мм, 720 мм, 820 мм; определяющие число нефтеперекачивающих станций и толщину стенки нефтепровода.

Оптимальным оказался диаметр 720 мм, для него же был произведен выбор основного оборудования.

Для определения рабочей  точки произведено построение совмещенной  характеристики трубопровода и насосных станций в летних и зимних условиях, что позволяет проверить работу трубопровода при изменении климатических  показателей, и как следствие свойств нефтепродуктов.

 

Список использованной литературы

 

1. Коваленко П.В., Пистунович Н.Н. Методические указания для курсового проектирования по дисциплине «Машины и оборудование газонефтепроводов». Новополоцк, ПГУ, 2007.

2. Коваленко П.В., Рябыш Н.М. Машины и оборудование газонефтепроводов. Часть 1. Новополоцк, ПГУ, 2005.

3. Липский В.К. Методические указания к курсовому проекту по дисциплине «Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов». Новополоцк, ПГУ, 2006.

4. СНиП 2.05.06–85*. Магистральные трубопроводы.