Пример технологического расчета магистрального нефтепровода.

Выполнить технологический расчет магистрального нефтепровода.

Исходные данные:

Годовая производительность нефтепровода - 24 млн. т/год

Протяженность нефтепровода (перевальные точки отсутствуют) - 800 км

Разность геодезических отметок - 60 м

Средняя расчетная температура перекачки - -0,5⁰С

Плотность нефти при температуре 293К (20⁰С) - 860 кг/м³

Вязкость нефти при 293К (20⁰С) и 323К (50⁰С), мм²/с (сСт) - 25; 15

Трубопровод III категории

Решение

1. Расчетная температуратранспортируемой нефти: t_р = -0,5+273 = 272,5К

2. Плотность нефти при расчетной температуре:

3. Расчетная кинематическая вязкость:

откуда

= 38,5мм²/с=38,5х10^-6 м²/с

1. Расчетное число рабочих дней магистрального нефтепровода: N_p = 345 сут

5. Расчетная часовая производительностьнефтепровода:

6. Ориентировочное значение внутреннего диаметра:

Принимаем ближайший стандартный диаметр трубопровода D_н=820мм

7. Выбираем насосы:

- магистральный НМ 3600-230 производительностью 3600 м³/ч и напором 230 м

- подпорный НПВ 3600-90 производительностью 3600 м³/ч и напором 90 м

Напоры насосов при расчетной производительности:

- магистральный с ротором 1,25 и диаметр рабочего колеса 470 мм - подпорный с диаметром рабочего колеса 610 мм

8. Рабочее давление:

Запорная арматура на нефтепроводах рассчитана на давление Р_ДОП=6,4МПа. Рабочее давление превысило допустимое значение, необходимо выбрать магистральный насос с меньшим диаметром рабочего колеса, например 425 мм

Условие выполнено. К установке принимаем магистральный насос с рабочим колесом 425 мм.

9. Расчетный напор перекачивающей станции:

10. Толщина стенки трубопровода:

Принимаем толщину стенки 9 мм

11. Внутренний диаметр трубопровода:

12. Фактическая средняя скорость течения нефти:

13. Число Рейнольдса:

Первое переходное число Рейнольдса:

Т.к. режим течения нефти турбулентный, в зоне гидравлически гладких труб.

14. Потери напора на трение в трубопроводе:

15. Суммарные потери напора на трение:

16. Величина гидравлического уклона:

17. Необходимое число перекачивающих станций:

18. Округляем число перекачивающих станций в меньшую сторону, примем

Длина лупинга:

Гидравлический уклон лупинга:

Суммарный напор всех насосов:

∑

 

 

Суммарные потери на трение в трубопроводе с лупингом:

∑ ∑ ()≈∑ Н (). Следовательно, необходимая длина лупинга определена правильно.

19. Округляем число перекачивающих станций в большую сторону, примем

Расчеты для построения совмещенной характеристики сводим в таблицу:

 

, м3/ч		при
	2654,0	4454,7	4683,5	4912,3
	3380,7	4146,0	4358,9	4571,8
	3976,2	3885,6	4085,0	4284,5
	7191,9	3600,3	3785,1	3969,9
	8809,9	3181,4	3344,6	3507,8

 

 

Из совмещенной характеристики нефтепровода и насосных станций при общем числе работающих насосов = 19,20,21 видно, что требуемая производительность нефтепровода 3315 м³/ч обеспечивается при работе 20 насосов.

Таким образом, проектная производительность нефтепровода обеспечивается при работе на станциях 19 насосов.

Выбираем следующую схему включения насосов на насосных станциях:

3-3-3-3-3-3-2.

20. Сопоставление приведенных годовых расходов по различным вариантам технически возможных решений.

Вариант 1.

1.Определяем эксплуатационные расходы:

2. Капитальные затраты на сооружение линейной части с лупингом:

3. Капитальные затраты на сооружение насосных станций:

4. Капиталовложения:

5. Приведенные годовые расходы:

Вариант 2.

1.Определяем эксплуатационные расходы:

2. Капитальные затраты на сооружение линейной части:

3. Капитальные затраты на сооружение насосных станций:

4. Капиталовложения:

5. Приведенные годовые расходы:

Как следует из выполненного расчета, оптимальным вариантом сооружения данного магистрального нефтепровода является вариант 2 с округлением количества нефтеперекачивающих станций в большую сторону. Он и рекомендуется к применению.

 

Список использованных источников

 

1. ВНТП 2-86. Ведомственные нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов. М.; Миннефтепром.-1986. - 110с

2. СНиП 2.05.06-85^*. Магистральные трубопроводы. М.; Госстрой России; ГУП ЦПП,1997. - 52с

3. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Коршак А.А., Шаммазов А.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов - Уфа; ООО ДизайнПолиграфСервис, 2002. - 658с.

4. Васильев Г.Г., Коробков Г.Е., Коршак А.А. и др. Трубопроводный транспорт. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – т.1. 407с.

5. Коршак А.А., Нечваль А.М. Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа. - Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис»,2005. – 516 с.

6. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. -Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис»,2005. – 528 с.

Интернет-ресурсы:

7. http://www.iprbookshop.ru/39555.— ЭБС «IPRbooks»

8. http://www.iprbookshop.ru/22389.— ЭБС «IPRbooks»

9. http://www.iprbookshop.ru/15715.— ЭБС «IPRbooks»

10. http://www.iprbookshop.ru/13555.— ЭБС «IPRbooks»

Приложение А

Пример оформления задания на курсовое проектирование

 

 

ФГОУ ВПО Поволжский государственный технологический университет.

 

ЗАДАНИЕ

Для курсового проектирования по дисциплине «Основы нефтегазового дела» студенту __ курса группы ЭТМ____________________________________(вариант № ______)

Тема задания: Линейная часть магистрального нефтепровода

Исходные данные: Годовая производительность - ______млн.т /год; плотность нефти при температуре 293К - _____кг/м³; вязкость нефти при 273К и 293К - _______и_______мм²/с(сСт); средняя расчетная температура перекачки - ________⁰С; протяженность - _____км; разность геодезических отметок - ______м. Нефтепровод III категории.

Курсовой проект на указанную тему должен быть выполнен в следующем объеме:

⇐ Предыдущая123456Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: