Файл: 1 Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода 4.docx

Введение 3

1 Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода 4

1.1 Определение диаметра трубопровода, толщина стенки трубопровода 4

1.2 Выбор насосного оборудования (НПС) 8

1.3 Пересчет характеристик основного насоса с воды на вязкую нефть 14

1.4 Пересчет характеристик подпорного насоса с воды на вязкую нефть 18

1.5 Расчет бескавитационной работы основного насоса 21

2 Расчет на прочность и устойчивость магистрального нефтепровода 23

3 Гидравлический расчет нефтепровода 32

4 Регулирование режимов работы нефтепровода 38

5 Расстановка станций по трассе магистрального нефтепровода 39

6 Расчет эксплуатационных режимов магистрального нефтепровода 40

6.1 Графический метод 40

6.2 Численный метод 43

7 Выбор рационального режимов эксплуатации магистрального нефтепровода 47

Заключение 52

Список использованной литературы 53

Введение

Трубопроводный транспорт – неотъемлемая и важнейшая составляющая топливно-энергетического комплекса Российского государства. Страна обладает разветвленной и чрезвычайно развитой сетью магистральных нефтепроводов и газопроводов, которые протянулись на тысячи километров по территории многих субъектов Федерации. На сегодняшний день Россия единственная из промышленно развитых мировых держав не только полностью обеспечивает свои внутренние потребности в нефтепродуктах, но и выступает одним из ведущих экспортеров в мире.Трубопроводы, наряду с такими известными видами транспорта, как автомобильный, железнодорожный, являются основным и наиболее часто применяемым средством для транспортировки углеводородов (преимущественно нефти и газа, а также нефтепродуктов) на длительные расстояния. Данный вид транспорта имеет множество преимуществ. Он финансово выгоден и универсален. Кроме того, его использование практически исключает потерю продукции в процессе доставки. Все этапы работ, присущие данному виду транспорта, полностью механизированы и автоматизированы. Все это приводит к уменьшению себестоимости транспортировки.

1 Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода

1.1 Определение диаметра трубопровода, толщина стенки трубопровода

Внутренний диаметрвычисляетсяпо формуле где . – расчетная часовая производительность магистрального нефтепровода,определяется по формулегде – годовая производительность нефтепровода, млн. т/год; – коэффициент неравномерности перекачки, – для трубопроводов, прокладываемых параллельно с другими нефтепроводами и образующих систему; – расчётное число рабочих дней в году, сутки; – расчётная плотность нефти, кг/м3, определяем по формуле где – температурная поправка, кг/(м³К), которую находим по формулеТогда по формуле (3)Тогда расчетная часовая производительность по формуле (2) будет равна – рекомендуемая скорость перекачки, определяемая из графика (рисунок 1). Рисунок 1 - Зависимость рекомендуемой скорости перекачки от плановойпроизводительности нефтепроводаСледовательно, диаметр нефтепровода по формуле (1) будет равен

По вычисленному значению внутреннего диаметра, принимается ближайшие стандартные наружные диаметры нефтепровода – 1020 мм.Ориентировочно, также можно принять диаметр магистральногонефтепровода по таблице 1, что составляет 1020 мм.Таблица 1 - Ориентировочные параметры МНП

Пропускная способность (грузопоток) , млн.т./год	Диаметр наружный , мм	Допустимое давление
0,7 – 1,2	219	9,8
1,1 – 1,8	273	8,3
1,6 – 2,4	325	7,4
2,2 – 3,4	377	6,4
3,2 – 4,4	1220	6,4
4,0 – 9,0	530	6,3
7,0 – 13,0	630	6,2
11,0 – 19,0	720	6,1
15,0 – 27,0	820	6,0
23,0 – 50,0	1020	5,9
41,0 – 78,0	1220	5,8

Из приложения 1 [1] определяем характеристики трубыТаблица 2 – Характеристики труб для нефтепроводов и нефтебаз

Диаметр, мм		Номиналь- ная толщи- на стенки мм	Характеристика м-ла труб				Констру-кция трубы	Поставщик (ГОСТ)
наруж.	услов.		Характеристика м-ла труб
наруж.	услов.		марка стали	МПа	МПа
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1020	1000	9,5;10;10,5; 11;11,5;12	17Г1С	510	363	1,4	сварные прямошов.	ВТЗ

Определяем расчетное значение толщины стенки трубопровода по формуле где – коэффициент надежности по нагрузке, – для нефтепроводов работающих в системе «из насоса в насос»; – рабочее (нормативное) давление, МПа; – наружный диаметр трубопровода; –расчётное сопротивление металла трубы, МПа, определяем по формулегде – нормативное сопротивление растяжению (сжатию) материала труб и сварных соединений, определяемое из условия работы на разрывы, равное минимальному пределу прочности ; – коэффициент условий работы трубопровода, – для III, IV категории трубопроводов; – коэффициент надежности по материалу, [1, прил.1]; – коэффициент надежности по назначению трубопровода, -для >1000 мм [2, табл.12];Тогда толщины стенки магистрального трубопровода по формуле (5) будет равнаПолученное значение округляем в большую сторону до стандартного значения [1, прил.1].

1.2 Выбор насосного оборудования (НПС)

B соответствии с расчётной часовой пропускной способностью выбираются основные магистральные насосы (НМ) насосных станций так, чтобы значение попало в рабочую область заводской напорной (или Q – H) характеристики насоса, снятой на воде (с = 20°C) (поскольку в данном диапазоне заметного ухудшения к.п.д. не наблюдается (рисунок 2).Рисунок 2 – (Q -H) - характеристика центробежного насосаЗдесь , , – левая и правая границы рабочей зоны насоса.Если границы рабочей области на графике не показаны, то онивычисляются по формуламгде – подача выбранного типа насоса в оптимальном режиме,Так как расчетная часовая производительность составляет м3/ч, то выбираем основные насосы HM 5000-210 с ротором 0,7. Технические характеристики данного насоса приведены в таблице 2.Таблица 2 – Параметры насоса магистрального HM 5000-210 с ротором 0,7

Типоразмер насоса	Номинальный режим на воде						Число ступеней (рабочих колес),
Типоразмер насоса	Подача 0,7 , м³/ч	Напор , м	Частота вращения, , об/мин	Допуст. кавитац. запас , H, м	КПД , %	Мощность привода (эл/двиг.) , кВт
1	2	3	4	5	6	7		8
Насосы спиральные одноступенчатые, с двухстороннем подводом жидкости к рабочему колесу
HM 5000-210 ротор 0,7	5000	210	3000	42	88	3150		1