Проектирование и расчет эксплуатационного режима работы нефтепровода
Содержание
Введение
.
Описание трассы нефтепровода
.
Характеристика перекачиваемой нефти
.
Исходные данные для расчета
.
Технологический расчет нефтепровода
.1
Расчетные значения плотности и вязкости перекачиваемой нефти
.2
Выбор насосного оборудования и расчет рабочего давления
.3
Определение диаметра и толщины стенки трубопровода
.4
Гидравлический расчет нефтепровода
.5
Определение числа перекачивающих станций
.6
Расстановка станций по трассе нефтепровода
.
Методы регулирования эксплуатационного режима работы нефтепровода
Список
использованных источников
Введение
Трубопроводный транспорт нефти является,
экономичным и прогрессивным способом доставки нефти от месторождений до
нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), обеспечивая независимо от климатических условий
и времени года, бесперебойную и планомерную доставку. От надёжности его
функционирования в значительной степени зависит благополучие народного
хозяйства страны в условиях рыночной экономики.
Преимущества трубопроводного транспорта - это:
дальность перекачки, высокая ритмичность,
практически бесперебойная работа в течение всего года с различной пропускной
способностью и минимальными потерями;
возможность перекачки нефти с вязкостью в
довольно широких пределах;
возможность работы в различных климатических
условиях;
возможность прокладки трубопроводов на большие
расстояния и в любых регионах;
высокий уровень механизации
строительно-монтажных работ при строительстве трубопроводов;
возможность внедрения автоматизированных систем
управления всеми основными технологическими процессами.
Именно эти преимущества позволяют с развитием
сети трубопроводного транспорта стабильно снижать стоимость транспортирования
нефти, нефтепродуктов и газа и послужили развитию трубопроводного транспорта.
Развитию сети трубопроводного транспорта
послужило освоение новых месторождений и обстоятельства, связанные с
удаленностью месторождений от мест переработки и потребления нефти. Выросли не
только объемы перекачек, но и длина трубопроводов, их диаметр, мощность и
рабочее давление перекачивающего оборудования и деталей трубопроводов. В
настоящее время почти вся добываемая нефть транспортируется по магистральным
трубопроводам, а так же большая часть продуктов ее нефтепереработки.
Данный курсовой проект посвящен рассмотрению
некоторых вопросов проектирования и расчету эксплуатационного режима работы
нефтепровода.
1. Описание трассы нефтепровода
Трубопровод «Холмогоры-Омск»
предназначен для транспортировки нефти с Холмогорского месторождения нефти.
Свое начало нефтепровод берет в поселке Холмогоры, находящемся в Ямало-Ненецком
Автономном округе. Конечным же пунктом трубопровода является
нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) в Омске (Омская область). Трасса нефтепровода
по административному делению проходит через Ямало-Ненецкий автономный округ,
Ханты-Мансийский автономный округ, Тюменскую область, Омскую область.
Протяженность трассы
нефтепровода составила 915 километров.
На протяжении трассы
нефтепровода предусмотрены переходы через болота, реки, озера, автомобильные и
железные дороги. На 217 километре нефтепровод пересекает реку Обь, на 855 км -
реку Иртыш. Рельеф территории характеризуется в основном равнинами.
2. Характеристика
перекачиваемой нефти
Нефть Холмогорского
месторождения имеет следующие характеристики:
плотность при 20°С - 856кг/м3;
вязкость при 0 °С - 33,4 мм2/с;
вязкость при 0 °С - 7,5 мм2/с;
молярная масса - 209,4
кг/кмоль;
температура застывания - минус
21°С ;
температура начала кипения - 58
°С;
массовое содержание серы - 1,17
%;
массовое содержание смол
силикагелевых - 11,6%;
массовое содержание асфальтенов
- 0,93 %.
3. Исходные данные для расчета
Проектирование нефтепровода выполняется на
основании проектного задания, в котором указываются:
) годовая производительность нефтепровода GГ
=38 млн. т /год;
) протяженность нефтепровода (перевальные точки
отсутствуют)=915 км;
)геодезические отметки, zК=90м, zН=12
м;
) средняя расчетная температура перекачки, tР=0,4°С.
Расчетная температура транспортируемой нефти,
принимается равной минимальной среднемесячной температуре грунта на глубине
заложения оси трубопровода с учетом начальной температуры нефти на головных
сооружениях, тепловыделений ы трубопроводе, обусловленных трением потока, и
теплоотдачи в грунт. В первом приближении допускается расчетную температуру
равной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на уровне оси
подземного трубопровода;
) плотность нефти при температуре 293К (20°С),
r293
= 856 кг/м3;
) вязкость нефти при 273К (0°С)
и 293К (20°С), n273=33,4мм2/с;
n293
=
7,5 мм2/с;
) коэффициент неравномерности перекачки Кнп
= 1,05;
) допустимое рабочее давление Рдоп =
7,5 МПа.
4. Технологический расчет нефтепровода
.1 Расчетные значения плотности и вязкости
перекачиваемой нефти
Расчетная температура:
Tp=tp
+273,15=0,4+273,15=273,55 К. (1)
Расчетная плотность при температуре Т=ТР
определяется по формуле:
(2)
гдеr293 - плотность
нефти при 293К;
x-
температурная поправка, кг/(м3∙ К) .
x=1,825
- 0,001315×r293, (3)
x=1,825
- 0,001315×856=0,69936кг/(м3∙К).
= 856+0,69936·(293-273,55)=869,603
кг/м3.
Коэффициент кинематической вязкости
нефти определяют по формуле:
, (4)
где u
-коэффициент крутизны вискограммы, 1/К;
- коэффициент кинематической
вязкости нефти при Т=273К;
- коэффициент кинематической
вязкости нефти при Т=293К;
, (5)
.2 Выбор насосного оборудования и расчет
рабочего давления
Расчетная часовая производительность
нефтепровода при r=rТ
определяется по формуле:
, (6)
гдеGг- годовая
(массовая) производительность нефтепровода, млн. т/год;
r
- расчетная плотность нефти, кг/м3;
Nр - расчетное
число рабочих дней (принимаем NР=350 суток);
Kнп -
коэффициент неравномерности перекачки (для трубопроводов, прокладываемых
параллельно с другими нефтепроводами, образующими систему, Кнп=
1,05).
м3/ч.
Исходя из расчетной часовой
производительности нефтепровода, подбираем основное оборудование перекачивающей
станции (подпорные и магистральные насосы). По их напорным характеристикам
вычисляем рабочее давление (МПа):
, (7)
гдеg=9,81 м/с2
- ускорение свободного падения;
hп, hм -
соответственно напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами;
mм- число
работающих магистральных насосов на перекачивающей станции; mм=3;
Pдоп -
допустимое давление ПС из условия прочности корпуса насоса или допустимое
давление запорной арматуры (Pдоп = 6,5 МПа).
Магистральный насос НМ 7000-210 с
ротором 1,0Qн (D2 = 450 мм)
hм=a-b*Qч2 , (8)
где a,b -
коэффициенты характеристики, определяемые при аппроксимации N экспериментально
полученных значений напора и подачи или по заводской характеристике насоса,
снятых на воде при заданном числе оборотов привода.
a = 262,5; b=1,8173∙10-6,
hм =262,5-
1,8173∙10-6∙5202,1582=213,32 м.
Подпорный насос НПВ 5000-120 с
ротором D = 613 мм
hп=a-b*Qч2
, (9)
=137,7;
b=1,2839∙10-6,п = a - b∙Qч2=
137,7 - 1,2839∙10-6∙5202,1582= 102,96 м,
МПа < 7,5МПа.
Условие выполняется. Расчетный напор ПС
принимается равным
Нст=mм×hМ,
(10)
НСТ=3×213,32=639,96
м.
4.3 Определение диаметра и толщины стенки
трубопровода
Ориентировочное значение внутреннего диаметра
вычисляется по формуле:
(11)
где wo -
рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки), wo=2,3 м/с.
м.
Выбираем трубы ВМЗ, изготовленные по
ТУ 14- 3 -1573 -99 из стали 10Г2ФБЮ с наружным диаметром Dн=1020мм.
Вычисляем толщину стенки
трубопровода
(12)
где P- рабочее
давление в трубопроводе, МПа;
np-
коэффициент надежности по нагрузке (np=1,15) при D≥700
мм;
R1- расчетное
сопротивление металла трубы, МПа.
(13)
где sв- временное
сопротивление стали на разрыв, МПа;
= sв =590 МПа;
mу-
коэффициент условий работы, mу=0,9
(нефтепровод III категории);
k1-
коэффициент надежности по материалу, k1=1,34;
kн-
коэффициент надежности по назначению, kн=1,0 (при Dу<1200
мм).
МПа;
мм.
Вычисленное значение толщины стенки
трубопровода dо округляем в
большую сторону до стандартной величины d
из рассматриваемого сортамента труб. Принимаем d=10 мм.
Внутренний диаметр трубопровода определяется
по формуле:
D = Dн
-
2d,
(14)
D = 1020- 2∙10=1000
мм.
.4 Гидравлический расчет нефтепровода
Фактическая средняя скорость течения нефти (м/с)
определяется по формуле
(15)
где Q- расчетная
производительность перекачки, м3/с;
D -
внутренний диаметр, м.
м/с.
Режим течения жидкости
характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса:
, (16)
где w -
Фактическая средняя скорость течения нефти, м/с; D -
внутренний диаметр, м; -
коэффициент кинематической вязкости нефти.
.
Находим относительную шероховатость
трубы:
(17)
где kэ
-
эквивалентная шероховатость стенки трубы;
.
Переходные числа Рейнольдса:
(18)
, (19)
,
.
При значениях Re1<Re<Re2
режим течения является турбулентным в зоне смешанного трения. Коэффициент
гидравлического сопротивления:
, (20)
Потери напора на трение в трубопроводе
определяем по формуле Дарси-Вейсбаха:
, (21)
гдеLр- расчетная длина
нефтепровода (равна полной длине трубопровода при отсутствии перевальных
точек), м.
м.
Суммарные потери напора в трубопроводе
составляют
H = 1,02ht+
Dz
+ NЭ×hост
, (22)
где1,02- коэффициент, учитывающий надбавку на
местные сопротивления в линейной части нефтепровода;
Dz=zК-zН - разность
геодезических отметок, Dz = 90-12=78м;
NЭ -
число эксплуатационных участков (назначается согласно протяженности
эксплуатационного участка в пределах 400-600 км), принимаем NЭ=2;ост-
остаточный напор в конце эксплуатационного участка, hост =30-40 м,
принимаем hост =40.
H = 1,02∙3572,688
+78+4∙40=3802,141 м.
Величину гидравлического уклона магистрали можно
найти из выражения:
, (23)
.
4.5 Определение числа перекачивающих
станций
На основании уравнения баланса напоров,
необходимое число перекачивающих станций составит:
(24)
Округляем до ближайшего целого числа.
При округлении числа станций n
в меньшую сторону (n = 5)
гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой
дополнительного лупинга длиной lл:
, (25)
где - соотношение, равное :
, (26)
где m -
коэффициент, характеризующий турбулентный режим течения жидкости.
В случае округления числа станций в
большую сторону (n = 6) целесообразно предусмотреть
вариант циклической перекачки. Построим совмещенную характеристику нефтепровода
и НПС. Для этого выполним гидравлический расчет нефтепровода постоянного
диаметра и оборудованного лупингом lл=136,773 км в диапазоне
расходов от 4000 до 6400 м3/ч. Данный расчет выполняется в программе
QBasic,
используются следующие пакеты программ: Truba.bas, Station.bas, Pumps.bas, Rabt.bas. Результаты
вычислений представлены в таблице 1.
Значения Q1
и Q2
определяются из совмещенной характеристики.
Точка пересечения А характеристики нефтепровода
с лупингом и НПС (n=5) подтверждает правильность определения величины lл,
так как QА=Q=5202,158м3/ч. При округлении числа НПС в
большую сторону (n=6)
рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики
трубопровода и НПС (n=6,mM=3;
рабочая точка А2) определим значение расхода Q2=5500,494
м3/ч.
Таблица 1 - Результаты расчета характеристик
трубопровода и НПС
Расход,
м3/ч
|
Напор
насосов
|
Характеристика
трубопровода
|
Характеристика
НПС
|
|
hм,
м
|
hп,
м
|
Пост.
диаметра
|
с
лупингом
|
n=5,
m=3
|
n=6,
m=3
|
n=6,
m=2
|
4000
|
233,4232
|
117,1576
|
2410,66
|
2164,158
|
3735,663
|
4435,933
|
3035,394
|
4400
|
227,3171
|
112,8437
|
2837,994
|
2544,731
|
3635,444
|
4317,395
|
2953,492
|
4800
|
220,6294
|
108,1189
|
3299,841
|
2956,04
|
3525,679
|
4187,567
|
2863,791
|
5200
|
213,3602
|
102,9833
|
3795,992
|
3397,898
|
3406,37
|
2766,289
|
5600
|
205,5095
|
97,43689
|
4326,274
|
3870,153
|
3277,516
|
3894,044
|
2660,988
|
6000
|
197,0772
|
91,4796
|
4890,539
|
4372,672
|
3139,117
|
3730,349
|
2547,885
|
6400
|
188,0634
|
85,11145
|
5488,662
|
4905,345
|
2991,174
|
3555,364
|
2426,983
|
Графически совмещенная характеристика
нефтепровода и НПС приведена на рисунке 1.
Рисунок 1- Совмещенная характеристика
нефтепровода и НПС
Если на каждой НПС отключить по одному насосу
(n=6,mM=2;),
то рабочая точка совмещенной характеристики переместится в положение А1
и нефтепровод будет работать с производительностью Q1=4606,244 м3/ч.
Так как выполняется условие Q1<Q<Q2,
рассчитаем время работы нефтепровода на режимах, соответствующих расходам Q1
и Q2:
(27)
ч,
(28)
ч.
4.6 Расстановка станций по трассе нефтепровода
нефтепровод насосный давление эксплуатационный
Расстановка перекачивающих станций выполняется
графически на сжатом профиле трассы.
По известной производительности нефтепровода
определим значение гидравлического уклона i. Величина гидравлического уклона в
случае варианта циклической перекачки вычисляется исходя из наибольшей
производительности нефтепровода, т. е. Q2=5500,494
м3/ч.
Фактическая средняя скорость течения нефти (м/с)
определяется по формуле:
(29)
м/с.
Режим течения жидкости
характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса:
, (30)
;
Re1=16667;
Re2=833333.
При значениях Re1<Re<Re2
режим течения является турбулентным в зоне смешанного трения. Коэффициент
гидравлического сопротивления:
, (31)
.
Потери напора на трение в трубопроводе
определяем по формуле Дарси-Вейсбаха:
, (32)
м.
Величину гидравлического уклона магистрали можно
найти из выражения:
(33)
.
Напоры, развиваемые подпорными и
магистральными насосами при подаче Q2, соответственно равны:
hм=a-b*Qч2=262,5-
1,8173∙10-6∙5500,4942= 207,5168 м;
hп
= a - b∙Qч2=
137, 7- 1,2839∙10-6∙5500,4942= 98,85504 м;
Расчетный напор НПС в этом случае составит
Нст=3* hм=3∙207,5168=622,5504м.
5. Методы регулирования эксплуатационного режима
работы нефтепровода
Режимы работы нефтепровода определяются подачей
и напором насосов ПС в рассматриваемый момент времени, которые характеризуются
условиями материального и энергетического баланса перекачивающих станций и
трубопровода. Любое нарушение баланса приводит к изменению режима работы и
обуславливает необходимость регулирования .
К основным факторам, влияющим на режимы работы
системы «перекачивающая станция - трубопровод», можно отнести следующие:
переменная загрузка нефтепровода, вызванная
различной закономерностью работы поставщиков нефти, нефтепровода и потребителей
(НПЗ);
изменение реологических параметров нефти
вследствие сезонного изменения температуры, а также влияния содержания воды,
парафина, растворенного газа и т. п.;
технологические факторы - изменение параметров
насосов, их включение и отключение, наличие запасов нефти или свободных емкостей
и т.д.;
аварийные или ремонтные ситуации, вызванные
повреждениями на линейной части, отказами оборудования ПС, срабатываниями
предельной защиты.
Некоторые из этих факторов действуют
систематически, некоторые - периодически. Все это создает условия, при которых
режимы работы системы «перекачивающая станция - трубопровод» непрерывно
изменяются во времени.
Из уравнения баланса напоров следует, что все
методы регулирования можно условно разделить на две группы:
) методы, связанные с изменением
параметров перекачивающих станций:
регулирование с помощью применения сменных
роторов или обточенных рабочих колес;
регулирование изменением частоты вращения вала
насоса;
) методы, связанные с изменением параметров
трубопровода
дросселирование;
перепуск части жидкости во всасывающую линию
(байпасирование);
применение противотурбулентных присадок.
Наилучшими характеристиками из существующих
методов обладает метод циклической перекачки, при котором трубопровод
последовательно (циклически) работает с разным числом (или разными параметрами)
насосов. Недостатками такого метода является необходимость выполнения
многочисленных включений и выключений электродвигателей и насосов.
При циклической перекачке выполнение заданной
подачи Q обеспечивается циклической работой трубопровода на двух дискретных
режимах с подачами Q1 и Q2. За время цикла Т время работы
на каждом из режимов составляет:
(34)
(35)
Мощность, потребляемая из сети
нерегулируемым электроприводом насоса,
(36)
где ρ - плотность,
перекачиваемой жидкости, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с2;-
производительность насоса, м3/с;
Н - напор развиваемый насосом, м;
ηнас - КПД
насоса;
ηЭД - КПД
электродвигателя.
В режимах с подачами Q1 и
Q2 КПД насосов и электродвигателей будут различными. При этом будет
изменяться потребляемая из сети электрическая мощность. Причем КПД насосов и
электродвигателей могут быть ниже номинальных значений.
Циклическая перекачка может
осуществляться и без остановок перекачки путем изменения пропускной способности
трубопровода. Уменьшение подачи также приводит к усиленному путевому охлаждению
нефти и опасности его замораживания. Нарушение теплового равновесия приводит к
перераспределению температурного поля вокруг трубопровода. Теплоотдача от нефти
в грунт при этом уменьшается. Некоторое время температура жидкости
поддерживается за счет тепла, аккумулированного грунтом. Но по мере остывания
системы температуры массива и жидкости постепенно выравниваются. В подобных
условиях, когда приходится переходить на режим перекачки с пониженной подачей,
важно уметь рассчитывать допустимую длительность работы с измененными
параметрами. Одним из важнейших факторов, влияющих на время безопасной работы
является продолжительность работы трубопровода до изменения режима. Чем
длительнее время, в течение которого трубопровод работал с устойчивой расчетной
подачей, тем больше тепла аккумулировалось в грунте и тем меньше опасность
замораживания трубопровода.
Если метод дросселирования признан
чрезмерно энергоемким, то циклическая перекачка может успешно конкурировать с
любым методом регулирования производительности. Наиболее существенным
ограничением на применение циклической перекачки является возможное снижение
предельно допустимого давления на линейной части, обусловленное старением
трубопровода и коррозионными явлениями в металле трубы. В этом случае одним из
возможных способов поддержания производительности на необходимом уровне
является регулирование частотой вращения ротора насоса.
Список использованных источников
1 Коршак А.А., Нечваль А.М..
Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: Учебник для вузов.- СПб:
Недра, 2008.-488с.
2 Нечваль А.М.. Основные задачи при
проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов: Учеб. Пособие.- Уфа:
Изд-во УГНТУ, 2005.-81с.
3 СНиП 2.05.06-85*. Магистральные
трубопроводы/Госстрой Росии: ГП ЦПП, 1997.-52с.
Центробежные нефтяные насосы для магистральных
трубопроводов. Каталог.- Изд. 2-е, испр. и доп.- М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ,
1989.-24с.