Проектирование нефтепровода с пропускной способностью 8,9 млн.тонн/год и длиной трубопровода 840км

Заправку нефтепродуктов в автотранспорт  производят на автозаправочных станциях (АЗС), располагаемых у нефтебаз, или на автотранспортных магистралях. Емкости при этом заполняются  с помощью трубопровода, проложенного от нефтебазы, или с помощью, автоцистерн.

В зависимости от назначения и месторасположения  автозаправочные станции подразделяются на городские, дорожные, парковые, сельские, передвижные. Городские авто заправочные станции располагают на городских магистралях, площадях и в районах крупных автобаз и стоянок автотранспорта. Сельские же, размещают обычно в районных центрах, а дорожные - на основных автомагистралях. Передвижные заправочные станции временно размещают на автомобильных, дорогах, в местах скопления автомобилей, на строительных площадках, в полевых станах, на туристских маршрутах, в пригородах и т. д. Катера и моторные лодки заправляют как передвижные автозаправочные станции, так и плавучие, оборудованные на катерах

Трубопроводный транспорт

Наиболее экономичный вид транспорта нефти и нефтепродуктов - трубопроводный.

Преимущества этого вида транспорта:

1) низкая себестоимость транспорта  продукции на значительные расстояния;

2) непрерывность подачи продукции;

3) широкая возможность для автоматизации;

4) уменьшение потерь нефти и  нефтепродуктов при их транспортировании;

5) возможность прокладки трубопроводов  по кратчайшему расстоянию, если  это экономически целесообразно.

Трубопроводы, перекачивающие продукцию  на значительные расстояния, называются магистральными.

Магистральные трубопроводы в зависимости  от перекачиваемой жидкости соответственно называются: нефтепроводами - при перекачке нефти; нефтепродуктопроводами - при перекачке жидких нефтепродуктов, например, бензина, керосина, дизельного топлива, мазута. При использовании нефтепродуктопровода для транспортирования нефтепродукта одного сорта употребляется термин бензинопровод, керосинопровод, мазутопровод и т.д. (соответственно наименованию перекачиваемого продукта).

Магистральный трубопровод состоит из следующих звеньев: 1) трубопровода; 2) одной или нескольких насосных станций; 3) средств связи.

Магистральный трубопровод характеризуется  следующими, показателями: длиной, диаметром, пропускной способностью и числом перекачивающих станций.

Современные магистральные трубопроводы, протяженность которых достигает  более 1000км, представляют собой самостоятельные  транспортные предприятия, оборудованные  комплексом головных, промежуточных  и перекачивающих (насосных) станций  большой мощности, а также, наливными станциями со всеми необходимыми производственными и вспомогательными сооружениями. Пропускная способность их достигает 50 млн. т. нефти в год и более. Сооружают такие трубопроводы преимущественно из стальных труб условным диаметром 500, 700, 800, 1000, 1200 и 1400мм.

При транспорте нефти и нефтепродуктов на большие расстояния приходится преодолевать значительные гидравлические сопротивления  в трубопроводе. Поэтому, если одна перекачивающая насосная станция не может обеспечить нормальный режим  перекачки при заданном давлении, то строят несколько· станций по длине трубопровода. Трубопроводный транспорт, наряду с экономичностью, обеспечивает круглогодичную работу и почти не зависит от природных условий, чем выгодно отличается от других видов транспорта. В связи с этим с каждым годом увеличивается протяженность магистральных трубопроводов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

 

4.1 Физико-химические  свойства нефтепродуктов

 

Исходные данные:

Исходные данные: физико-химические свойства нефтепродуктов, годовой объем транспортируемого груза, длина трасса, сжатый профиль трассы, разность нивелирных высот начального и конечного пунктов трассы, напорные, качественные и стоимостные параметры насосов, насосных станций и трубопроводов. Остаточный напор в конечных пунктах эксплуатационных участков Н_кп  =30 м

Найти:

Оптимальный тип транспортировки, количество насосных станций и точки  их расположения в сжатом профиле трассы, внутренного и внешнего диаметров трубы нефтепровода, фактической пропускной способности трубопровода.

 

Дано:

;              ;

;     ;

;     ;

;     .

 

 

Физико-химические свойства нефтепродуктов.

Приведем основные физические свойства нефти: плотность ρ, вязкость ν, сжимаемость, испаряемость и др.

Плотность нефти - это масса единицы объема, при температуре 20°С и атмосферном давлении колеблется от 700 до 1040 кг/м³. Нефть с плотностью ниже 900 кг/м³ называют легкой, выше - тяжелой.

При изменении температуры эти  параметры меняются в широких  значениях. С ростом температуры  уменьшается плотность и вязкость нефти и нефтепродуктов. Зависимость плотности от температуры определяется по формуле Менделеева:

,

где ρ и ρ₂₉₃ – соответственно плотности нефти при температурах T и 293К, β_р- коэффициент объемного расширения, который определяется из таблицы;

 кг/м³;

Вязкость нефти и нефтепродуктов определяется свойством жидкости оказывать сопротивление при их движении по трубопроводам. Зависимость вязкости от температуры определяется по формуле Рейнольдса-Филонова:

,

где u – крутизна вискограммы. Если известны вязкости для двух температур, то

; 1/К

 

мм²/с.

 

К исходным данным задачи проектирования относятся масса нефти, нефтепродуктов G, транспортируемые трубопроводом за год; длинна трассы трубопровода Lтр, физико-химические свойства нефти/нефтепродукта, сжатый профиль трассы, разность начальных и конечных нивелирный высот ∆z, рабочая температура, напорные характеристики предполагаемых насосов.

Зная эти исходные данные, можно рассчитать количество нефтеперекачивающих станций, точки их расположения на трассе, внешний и внутренний диаметр трубы трубопровода, фактическую пропускную способность трубопровода.

В первый очередь определяются средние значения суточного Q_сут, часового Q_ч.ср  и секундного Q объемных расходов:

.     

В этих выражениях Т_р – число рабочих дней трубопровода за год, которое определяется при помощи специальной таблицы в зависимости от объема перевозимого груза (если нет данных, то берется Т_р =350 сутки).

  м³/с.

Во-вторых, из таблицы данных выбирается внешний диаметр D_н трубы проектируемого нефтепровода в зависимости от длинны трубопровода L и от массы перекачиваемого продукта в год G: D_н = 630мм.

По среднему значению часового расхода Q_ч.ср подбирается марка насоса (то есть из таблицы находится параметры H₀ и b для магистрального и H₀₂ и b₂ подпорного насосов), для номинальной подачи Q_ном которой, должно выполняться следующее условие:

0,8Q_ном ≤ Q_ч.ср ≤ 1,5Q_ном.     

Если это условие выполняется  для двух типов насоса, то расчеты  ведутся в двух вариантах для  каждого из насосов в отдельности, выбирается наиболее оптимальный вариант. Максимальное рабочее давление будет на выходе ГНПС, и оно равно:

Р=ρg(3h_мн+H₂),      

здесь h_мн и H₂ – напоры основного (магистрального) и подпорного насосов при подаче Q_ч.ср. Они вычисляются при помощи формул:

  , .    

Обычно считается, что в каждой станции есть три последовательно соединенные основные насосы. Согласно условием прочности закрепляющнй арматуры

Р ≤ Р_арм ≈6,4 МПа.      

В нашем случае подбирается марка насоса НМ 1250-260 как основной и НПВ 1250-60 как подпорный. Справочные данные по этим типам насосов:

Нo =289,8м,

b =34,8∙10^-6 ч²/м² (основной) и

Н₀₂ =74,8,8м,

b₂ =9,5∙10^-6 ч²/м² (подпорный).

Далее находим напоры, развиваемые насосами при подаче Q_ч.ср:

= м;

=74,8-9,5 м.

Находим номинальное рабочее давление на выходе ГНПС:

Р=ρg(3h_мн+H₂)= МПа.

Давление маловато. Берем следующий  насос:

Типоразмер	Ро-тор	Н0, м	b, 10-6 ч2/м5
НМ 1250-260*	1	318,8	38,7
НПВ 1250-60*		77,1	11,48

Еще раз находим напоры, развиваемые насосами при подаче Q_ч.ср:

= м;

=77,1-11,48 м.

Находим номинальное рабочее давление на выходе ГНПС:

Р=ρg(3h_мн+H₂)= МПа.

После подбора насоса, рабочее давление которой, удовлетворяет условию  прочности, определяется толщина стенки трубопровода, выдерживающей эту давлению:

,      

где п - коэффициент надежности по нагрузке (для трубопровода, работающей по схеме «из насоса в насос» п =1,15, а в других случаях п =1,1), R₁ – расчетное сопротивление металла сжатию (растяжению):

;       

R_н1=σ_в – нормативная сопротивление, k₁ - коэффициент надежности по материалу (задается в таблице, обычно k₁=1,34÷1,55), k_н - коэффициент надежности по назначению трубопровода (задается в таблице). m - коэффициент условии работы трубопровода. Относительно назначения и диаметров трубы с учетом меры безопастности, магистральные трубопроводы делятся на 5 категорий: В, I, II, III и IV, относительно этих категорий значение m задается в таблице, для линейных участков m =0,9. Пусть для МТП категория II: m =0,75

Выбираем трубу:

Наруж. диаметр, Dн, мм	Рабоч. давление Р, МПа	Толщина стенки δ, мм	Марка стали	σвр,  МПа	σт,  МПа	k1
630	5,4-7,4	8; 9;10;11;12	12 Г2С	490	343	1,4

 

  мм.

После определения толщины стенки трубопровода внутрений диаметр  трубы определяется следующим способом:

D =D_н - 2δ =630 –2∙8=614 мм.

Полные потери напора в трубопроводе для подачи Q_ч.ср находится по формуле:

.    

Здесь коэффициент 1,02 учитывают потери напора в местных сопротивлениях (в ответвлениях трубопровода, на задвижках, и т. д.). п_э – количество эксплуатационных участков в трассе, п_э=L/(400÷600), Н_кп – остаточный напор в конечных пунктах эксплуатационных участков, этот напор расходуется при перекачке нефти, или нефтепродуктов в резервуары. В нашем случае: , значить

п_э=2.

Для нахождения функции потеря напора от трений имеется следующий алгоритм:

- определяются переходные числа Рейнольдса:

.

шерховатость внутренней стенки трубы k_э=0,2 мм, отсюда

.

 

- определяется секундная подача:

=0,3964 м³/с;

- скорость потока течения жидкости в трубопроводе:

м/с;

- число Рейнольдса:

8431.

- определяется коэффициент гидравлического сопротивления от трения:

, если Re≤2320 (формула Стокса),

, если 2320<Re≤Re_I (формула Блазиуса),

, если Re_I < Re < Re_II (формула Альтшуля),  , если Re ≥ Re_II (формула Шифринсона).

В данном случае 2320<8341<30700 и используется формула Блазиуса:

≈0,03302.

- потери напора от трения (g=9,8 м/с²):

= 4130,4 м.

Тогда полные потери напора в трубопроводе для подачи Q_ч= Q_ч.ср находится по формуле:

=4298,0 м. 

Число нефтеперекачивающих станций (НПС) равно:

=6,11≈7. То есть n=7.

Здесь 240,00 м, =53,72 м.

Найдем фактическую пропускную способность Q_р=Q_ч трубопровода при полученном значении числа станции n. Она (так называемая рабочая точка Q_р) соответствует точному решению уравнении при целом п:

H_нпс(3п, Q_р)=H(Q_р),      (33)

Здесь H_нпс(m_н, Q_ч)= m_нh_мн(Q_ч)+ п_эH₂(Q_ч) - суммарный напор всех станций, m_н=3п- количество основных насосов, п_э - количество подпорных насосов,

, .