ПОЗНАВАТЕЛЬНОЕ

Оси и плоскости тела человека - Тело человека состоит из определенных топографических частей и участков, в которых расположены органы, мышцы, сосуды, нервы и т.д.

Отёска стен и прирубка косяков - Когда на доме не достаёт окон и дверей, красивое высокое крыльцо ещё только в воображении, приходится подниматься с улицы в дом по трапу.

Дифференциальные уравнения второго порядка (модель рынка с прогнозируемыми ценами) - В простых моделях рынка спрос и предложение обычно полагают зависящими только от текущей цены на товар.

Расчетно-графическая работа

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА

по дисциплине «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов»

Выполнил: ст. гр. БМТ-13-01 В.О. Плешко

Проверил преподаватель В.Н. Муфтахова

Уфа 2016

ЗАДАНИЕ

Задачи расчета:

1. определение оптимальных параметров трубопровода: диаметра трубопровода, толщины стенки трубопровода; определение числа нефтеперекачивающих станций;

2. расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода;

Исходные данные:

1. Годовая производительность нефтепровода G_Г=35,5 млн. т /год;

2. Протяженность нефтепровода (перевальные точки отсутствуют) L=1019 км;

3. Разность геодезических отметок Dz=z_К-z_Н=186-112=74 м;

4. Средняя расчетная температура перекачки t_Р=0,7°С;

5. Плотность нефти при температуре 293К r₂₉₃=841 кг/м³;

6. Вязкость нефти при 273К и 293К n₂₇₃=33,4 мм²/с, n₂₉₃ =4,2 мм²/с.

7. Расчетное число рабочих дней магистрального нефтепровода N_Р=350 суток.

1 определение оптимальных параметров трубопровода

Расчетная плотность при температуре Т=Т_Р:

(1)

где r₂₉₃ – плотность нефти при 293К;

Температурная поправка:

x=1,825 – 0,001315×r₂₉₃; (2)

кг/(м³∙К);

кг/м³.

Расчетная кинематическая вязкость определяется по формуле Вальтера (ASTM):

; (3)

; (4)

(5)

где , - постоянные коэффициенты,

Расчетная часовая производительность нефтепровода при r=r_Т

м³/ч, (6)

где G_год– годовая (массовая) производительность нефтепровода, млн. т/год;

r – расчетная плотность нефти, кг/м³;

N_р – расчетное число рабочих дней;

k_НП – коэффициент неравномерности перекачки.

Выбор насосного оборудования НПС и расчет рабочего давления:

Количество работающих магистральных насосов НМ 7000-210 равно 3, количество работающих подпорных насосов НПВ 3600-90 равно 2.

; (7)

(8)

По их напорным характеристикам вычисляется рабочее давление:

МПа, (9)

где g – ускорение свободного падения, м²/с;

h_п, h_м – напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами, м;

m_м – число работающих магистральных насосов на перекачивающей станции, шт.

МПа – условие выполняется.

Расчетный напор НПС принимается равным

; (10)

м.

Определение диаметра и толщины стенки трубопровода

м,

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

м/с

м³/ч

w₀

где w_o – рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки, определяемая из графика (рис. 1.)

Рисунок – 1 Зависимость рекомендуемой скорости перекачки от плановой производительности нефтепровода

По значению D_o принимаем ближайший стандартный наружный диаметр D_н=1020 мм.

Выбираем марку стали 10Г2ФБЮ с .

Определим расчетное сопротивление металла трубы

МПа, (11)

где s_в=590 МПа– временное сопротивление стали на разрыв, МПа (s_в= R_Н¹);

m_у=0,99– коэффициент условий работы;

k₁=1,34– коэффициент надежности по материалу;

k_н=1,1– коэффициент надежности по назначению;

мм, (12) где P– рабочее давление в трубопроводе, МПа;

n_p– коэффициент надежности по нагрузке (n_p=1,1);

R₁– расчетное сопротивление металла трубы, МПа

Вычисленное значение толщины стенки трубопровода d_о округляется в большую сторону до стандартной величины d из рассматриваемого сортамента труб. Принимаем

Внутренний диаметр трубопровода:

мм. (13)

Гидравлический расчет нефтепровода:

Фактическая средняя скорость течения нефти:

м/с, (14)

где D – внутренний диаметр, м.

Потери напора на трение:

, (15)

где L_р – расчетная длина нефтепровода (равна полной длине трубопровода при отсутствии перевальных точек), м;

λ – коэффициент гидравлического сопротивления, зависит от числа Рейнольдса;

(16)

Определим значения переходных чисел Рейнольдса Re₁ и Re₂

; (17)

, (18)

где – относительная шероховатость трубы;

k_Э – эквивалентная (абсолютная) шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от ее состояния.

Для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации можно принять k_Э=0,2 мм

Так как 50000<60877,98<2500000

Re₁<Re<Re₂ - зона смешанного трения, то коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле Альтшуля:

; (19)

м.

Суммарные потери напора в трубопроводе составляют:

м, (20)

где 1,02 – коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода;

N_Э=2 – число эксплуатационных участков (назначается согласно протяженности эксплуатационного участка в пределах 400…600 км);

h_ост – остаточный напор в конце эксплуатационного участка, h_ост =40 м.

Величина гидравлического уклона магистрали:

. (21)

На основании уравнения баланса напоров, необходимое число перекачивающих станций составит:

. (22)

При округлении НПС в меньшую сторону n=5 гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой дополнительного лупинга. Полагая, что диаметр лупинга и основной магистрали равны, режим течения в них одинаков, найдем значения коэффициента ω и длину l_л.

(23)

где m – коэффициент, зависящий от режима течения.

(24)

При округлении НПС в большую сторону n=6, рассмотрим вариант циклической перекачки с различным числом работающих насосов на НПС

Построим совмещенную характеристику нефтепровода и НПС. Для этого выполним гидравлический расчет нефтепровода постоянного диаметра и оборудованного лупингом в диапазоне расходов 4000 м³/ч до 6400 м³/ч. Результаты запишем в таблицу 1.

Таблица 1 Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций

Расход Q, м³/ч	Напор насосов	Характеристики трубопровода	Характеристика нефтеперекачивающей станции
h_м, м	h_п, м	постоянного диаметра	с лупингом	n=5; m_М=3	n=6; m_М=3	n=6; m_М=2
	232,50	114,88	2435,74	2127,91	3717,22	4414,71	3019,73
	226,20	112,53	2942,23	2566,07	3618,00	4296,59	2939,41
	219,30	109,95	3410,50	2971,17	3509,33	4167,21	2851,44
	211,79	107,14	3898,28	3393,14	3391,21	4026,59	2755,83
	203,69	104,12	4443,92	3865,17	3263,64	3874,72	2652,56
	194,99	100,86	5008,37	4353,47	3126,62	3711,60	2541,64
	185,69	97,39	5604,26	4868,97	2980,15	3537,23	2423,08

Графически совмещенная характеристика нефтепровода и нефтеперекачивающих станции приведена на рисунке 2.

Точка пересечения А характеристики нефтепровода с лупингом длиной l_л и нефтеперекачивающих станций (n=5) подтверждает правильность определения длины лупинга, так как Q_A=Q=5190,797 м³/ч.

При округлении числа НПС в большую сторону n=6 рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и нефтеперекачивающих станций (n=6, m_М =3; рабочая точка A₂) определим значение расхода Q₂=5260 м³/ч. Если на каждой НПС отключить по одному насосу (n=6, m_М=2), то рабочая точка совмещенной характеристики переместится в положение A₁ и нефтепровод будет работать с производительностью Q₁=4850 м³/ч

Так как выполняется условие Q₁<Q<Q₂, по формуле рассчитаем время работы нефтепровода на режимах, соответствующих расходам Q₁ и Q₂:

; (25)

, (26)

где V_г – плановый объем перекачки нефти, V_г=24N_РQ;

, – продолжительность работы нефтепровода на первом и втором режимах.

(27)

(28)

Совмещенная характеристика нефтепровода и нефтеперекачивающей станции приведена в приложении А