ФИМ / Инженерная графика / курсовой проект "Технологический расчёт трубопровода"
(автор - student, добавлено - 5-11-2013, 00:36)
СКАЧАТЬ:
Содержание Введение 4 1 Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода 5 1.1 Расчетные значения вязкости и плотности перекачиваемой нефти 5 1.2 Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающей станции и расчет рабочего давления 6 1.3 Определение диаметра нефтепровода 8 1.4 Определение толщины стенки 9 1.5 Расчет на прочность и устойчивость магистрального нефтепровода 11 2 Гидравлический расчёт трубопровода 17 2.1 Гидравлический расчет нефтепровода, определение числа перекачивающих станций 17 3 Определение оптимальных режимов работы нефтепровода 22 3.1 Графический метод 22 3.2 Численный метод 24 3.3 Определение рациональных режимов перекачки 30 Список использованной литературы 36 Введение Важнейшая роль трубопроводного транспорта при поставках углеводородного сырья на отечественные предприятия, в страны ближнего и дальнего Зарубежья очевидна и является предметом не только научных и экономических исследований, но и политических в том числе. Топливно-энергетический комплекс – основа развития всех отраслей экономики России. Важным его элементом является система магистральных трубопроводов для транспорта нефти, газа и продуктов их переработки. Из-за географического расположения месторождений нефти и газа в России и их потребителей этот вид транспорта выходит на первое место среди всех остальных, поскольку только трубопроводным транспортом можно обеспечить равномерную и бесперебойную поставку значительных количеств нефти, газа и нефтепродуктов при минимальных экономических затратах. По сравнению с другими видами транспорта трубопроводы обладают неоспоримыми достоинствами: • Они могут быть проложены в любом направлении и на любое расстояние, независимо от ландшафта; • Их работа практически не зависит от внешних условий (состояние погоды, времени суток и года); • Они надежнее других видов транспорта энергоресурсов и в наибольшей степени автоматизированы; • Доставка грузов осуществляется практически круглый год, без холостого пробега, характерного при использовании других видов транспорта. Кроме того, использование трубопроводов позволяет высвободить железнодорожный и водный транспорт для перевозки других грузов. 1 Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода 1.1 Расчетные значения вязкости и плотности перекачиваемой нефти Для гидравлического и теплового расчётов необходимо знать теплофизические характеристики нефтепродуктов, такие как вязкость, плотность, теплопроводность, теплоёмкость и т.д. Плотность нефтепродуктов находится в пределах 700-1100 кг/м3. Изменение плотности вследствие изменения температуры Т определяют по формуле Менделеева (3.1.2) где ρТ, ρ293 - плотность нефтепродукта соответственно при температурах Т и 293 К, кг/м3; βр - коэффициент объёмного расширения, 1/К. Довольно часто пользуются также линейной зависимостью по формуле (3.1.3) где ζ – температурная поправка, равная по формуле (3.1.4) тогда Вычисляем значения кинематической вязкости 1) по формуле Рейнольдса-Филонова: , где u коэффициент крутизны вискограммы, определяемый по формуле (3.1.10) тогда 2) по формуле Вальтера: где a,b – коэффициенты определяемые по формуле (3.1.7) и (3.1.8) Тогда из формула 3.15 ν1, ν2 – кинематическая вязкость при абсолютных температурах Т1 и Т2, мм2/с. 1.2 Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающей станции и расчет рабочего давления Определим расчетную часовую пропускную способность нефтепровода по формуле (3.2.1) где GГ – годовая производительность нефтепровода, млн.т/год; ρТ - расчетная плотность нефти, кг/м3; kнп - коэффициент неравномерности перекачки и принимается равным: для трубопроводов, прокладываемых параллельно с другими нефтепроводами и образующих систему – 1,05; NР – расчетное число рабочих дней в году [1, табл. 3.2.1], сутки. В соответствии с найденной расчетной часовой производительности нефтепровода подбирается магистральные и подпорные насосы нефтеперекачивающей станции исходя из условия где Qном - подача выбранного типа насосов при максимальном к.п.д. Согласно приложениям 2 и 3 [1, стр.61-66], выбираем насосы: магистральный насос НМ 5000-210 и подпорный насос НПВ 5000-120. Напор магистрального насоса (D2= 450 мм) составит по формуле (3.2.3) где Н0, a, b – коэффициенты, определяемые по [1, табл. 2.4] Характеристика насоса НМ 5000-210 Напор подпорного насоса (D2= 645 мм) составит: Характеристика насоса НПВ 5000-120 Далее рассчитываем рабочее давление на выходе головной насосной станции по формуле (3.2.3) где g - ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с2; mмн – число последовательно включенных магистральных насосов (обычно равное 3); Нмн, Нпн – напоры магистрального и подпорного насоса при найденной расчетной производительности. Найденное рабочее давление должно быть меньше допустимого из условия прочности запорной арматуры Условие выполняется. 1.3 Определение диаметра нефтепровода Внутренний диаметр нефтепровода вычисляется по формуле (3.3.1) где w0 – рекомендуемая скорость перекачки, определяемая из графика [1, рис.3.3.1] w0 =2,15м/с. По вычисленному значению внутреннего диаметра, принимается ближайший стандартный наружный диаметр нефтепровода - 1020 мм. Значение наружного диаметра также можно определить по таблице [1, рис.3.3.1], в зависимости от производительности нефтепровода. По приложению 1 [1, стр.59-60] выбираем, что для сооружения нефтепровода применяются трубы Волжского трубного завода по ТУ 1104-138100-357-02-96 из стали марки 17Г1С (временное сопротивление стали на разрыв σвр=510 МПа, σт=363 МПа, коэффициент надежности по материалу k1=1,4). Перекачку предполагаем вести по системе «из насоса в насос», то nр=1,15; так как Dн=1020 мм kн=1,05; m=0,9 для трубопроводов III категории. 1.4 Определение толщины стенки Определяем расчетное значение толщины стенки трубопровода по формуле (3.4.1) где nр - коэффициент надежности по нагрузке, равный 1,15 - для нефтепроводов, работающих в системе «из насоса в насос»; 1,1 – во всех остальных случаях. Р - рабочее (нормативное) давление, МПа. R1 – расчетное сопротивление материала стенки трубопровода, которое можно рассчитать по формуле (3.4.2) Полученное значение округляем в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной – 9,5 мм. Расчетное сопротивление металла трубы по формуле (3.4.2) где R1н - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) материала труб и сварных соединений, определяемое из условия работы на разрывы, равное минимальному пределу прочности =σвр МПа; m - коэффициент условий работы трубопровода, для I, II категории трубопроводов m=0,75; для III, IV категории трубопроводов m=0,9; для В категории трубопроводов m=0,6; К1 - коэффициент надежности по материалу (приложение 1[1, стр.59-60]); Кн - коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от его диаметра (для Dн≥1000 мм Кн=1,05). Определяем абсолютное значение максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов по формулам (3.4.7) и (3.4.8) где - коэффициент Пуассона, =0,3(для стали); – коэффициент линейного расширения металла, =1,210-5 1/0С; Е – модуль Юнга, Е=2,06105 МПа. Для дальнейшего расчета принимаем большее из значений, ΔТ=92,83 град. Рассчитаем продольные осевые напряжения пр N по формуле (3.4.5) где Dв – внутренний диаметр трубопровода, м. где δ – толщина стенки трубопровода, м. Знак «плюс » указывает на отсутствие осевых сжимающих напряжений, поэтому толщину стенки принимаем 9,5 мм. 1.5 Расчет на прочность и устойчивость магистрального нефтепровода Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении производят по условию (3.5.1) где R - расчетное сопротивление материала МПа; - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб. При растягивающих осевых продольных напряжениях ( 0) =1,0 , при сжимающих осевых продольных напряжениях ( 2320 режим течения жидкости турбулентный. Определим зону трения. Для этого определяем относительную шероховатость труб при kэ=0,05мм где kэ – эквивалентная шероховатость [1, табл. 3.6.2], м. Первое переходное число Ренольдса Второе переходное число Ренольдса Так как Re< ReI, то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб, поэтому коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по формуле [2, табл.3.6.1] Определяем гидравлический уклон в нефтепроводе по формуле (3.6.7) Определяем полные потери в трубопроводе, приняв Нкп=40 м. Число эксплуатационных участков определяем по формуле (3.6.9) где 1,02 - коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода; ΔZ – разность геодезических отметок конца и начала нефтепровода, м; Нкп – остаточный напор в конце эксплуатационного участка, необходимый для закачки нефти в резервуары. Определяем расчетный напор одной станции по формуле (3.6.11) Расчетное число насосных станций определяем по формуле (3.6.13) Если округлить число НПС в меньшую сторону (6 станции), то гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой лупинга. Приняв диаметр лупинга равным диаметру основного трубопровода, найдем значение ω и длину лупинга по формулам (3.6.15) и (3.6.14) При D=Dл величина где n1 - округленное меньшее целое число перекачивающих станций. Построим совмещенную характеристику нефтепровода постоянного диаметра и нефтепровода, оборудованного с лупингом и нефтеперекачивающих станций. Для этого выполняем гидравлический расчет нефтепровода в диапазоне от 4800 до 6200 с шагом 200 м3/ч. Результаты вычислений представлены в таблице 1. График совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающей станции представлен на рисунке 1. Точка пересечения М характеристики нефтепровода с лупингом и нефтеперекачивающих станции (n=6) подтверждает правильность определения длины лупинга, так как QМ=Q=5860м3/ч. Таблица 1-Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих Расход Напор насосов Характеристика трубопроводов Характеристика нефтеперекачивающих станций магистрального насоса подпорного насоса с постоянным диаметром с лупингом 21 20 19 18 14 4800 163,16 121,95 1922,06 1879,08 3670,21 3507,05 3343,89 3180,73 2528,10 5000 157,65 119,40 2054,69 2008,53 3549,45 3391,80 3234,15 3076,50 2445,90 5200 151,92 116,75 2191,36 2141,92 3423,77 3271,85 3119,93 2968,01 2360,34 5400 145,96 113,99 2332,03 2279,22 3293,15 3147,19 3001,23 2855,27 2271,43 5600 139,78 111,13 2476,67 2420,38 3157,61 3017,83 2878,05 2738,28 2179,16 5800 133,37 108,17 2625,23 2565,38 3017,14 2883,77 2750,40 2617,02 2083,54 6000 126,74 105,10 2777,68 2714,18 2871,74 2745,00 2618,26 2491,52 1984,56 6200 119,88 101,93 2934,00 2866,74 2721,41 2601,53 2481,64 2361,76 1882,23 станций При округлении числа НПС в большую сторону рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и нефтеперекачивающей станции при n=7, m=3 рабочая точка переместится в точку М2, а расход соответствует Q2=6062 м3/ч. Если на каждой НПС отключить по одному насосу n=7, m=2, то рабочая точка переместиться в точку М1, а нефтепровод будет работать с производительностью Q1=5355м3/ч. Так как выполняется условие Q1< QQА рассчитываем значение производной по формуле Значение является наименьшим, поэтому следующей узловой точкой на графике Еуд(Q) будет точка с координатами Q=3113,2 м3/ч и Еуд=1,77 кВт• ч/т. Дальнейшие вычисления продолжаем аналогично, подставив в формулу следующие значения Q и Еуд . Строим график зависимости удельных энергозатрат от производительности перекачки. График зависимости удельных энергозатрат от производительности перекачки представлен на рисунке 3. Заключение В результате проделанного курсового проекта по технологическому расчёту трубопровода получили данные, позволяющие сделать следующие выводы: для сооружения магистральных трубопроводов применяют трубы из стали марки 17Г1С Волжского трубного завода по ТУ 1104-138100-357-02-96, наружным диаметром 1020 мм и толщиной стенок 9,5 мм. Трубопровод III категории. Расчётная производительность нефтепровода Q = 5860 м3/ч, в соответствии с этим для оснащения насосных станций применили насосы: основные НМ 5000-210 и подпорные НПВ 5000-120. Насосы соединяются последовательно по схеме – три работающих плюс один резервный. Всего по трассе трубопровода расположено 7 насосных станций. Перекачивающие станции магистрального нефтепровода относятся к сложным и энергоемким объектам. Доля энергозатрат на перекачку составляет порядка 25-30% от годовых эксплуатационных расходов. При этом возникает задача выбора из ряда возможных режимов наиболее целесообразных, соответствующих наименьшим затратам электро¬энергии на перекачку. В свою очередь, в зависимости от уровня текущей загрузки нефтепровода, из ряда рациональных режимов должны выбираться такие, которые обеспечивали бы выполнение планового объема перекачки за фондовое время. Рассматриваемый нефтепровод может экономично работать только на режимах 1,2,3,5,6,8,15,17,19,20,21,22,25,28,29,30,31,32,33,37,38,40,41,42,45,46,47,48,50,52,54,55,57,60,61,62,63,64,65,66,68,69,70,71,73,76,77,78,79,80,81,82,84,85,86,87,88,89,90,91,92,93,94,95,96,97,98. Таким образом, на сегодняшний день роль трубопроводного транспорта в развитии нашей страны чрезвычайно велика. Кроме того, использование трубопроводов позволяет высвободить железнодорожный и водный транспорт для перевозки других грузов. Протяженность трубопроводных магистралей России постоянно увеличивается, осуществляется модернизация и техническое перевооружение ранее построенных трубопроводов, внедряются современные средства связи и управления, совершенствуются технологии транспорта высоковязких и застывающих нефтей, сооружения и ремонта объектов магистральных трубопроводов. На современном этапе при проектировании систем трубопроводного транспорта нефти необходимо обеспечивать техническую осуществимость в сочетании с передовыми технологиями, экологическую безопасность и экономическую эффективность, а также высокую надежность при эксплуатации, что требует, в свою очередь, высококвалифицированных специалистов в области проектирования, сооружения и эксплуатации магис-тральных нефтепроводов и хранилищ. Список использованной литературы 1. З.Ф. Исмагилова, К.Ф Ульшина. Методическое пособие по выполнению курсового проекта для студентов, обучающихся по специальности 130501.65 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтероводов и газонефтехранилищ», очной формы обучения, для слушателей АЗЦ МРЦПК – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2008. – 68 с. 2. Коршак, А.А. Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа: Учеб. пособие/ А.А. Коршак – Уфа:ДизайнПолиграфСервис, 2005.-516с. 3. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: Учебное пособие для ВУЗов/ П.И. Тугунов [и др.]. – Уфа: ООО «Дизайн ПолиграфСервис», 2002. – 658 с. 4. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы/ Госстрой России.: ГП ЦПП, 1997.- 52с. Похожие статьи:
|
|