РГР проектир нефтепроводов

МИНОБРНАУКИ РОССИИ
РГУ НЕФТИ И ГАЗА (НИУ) ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА
Расчетно-графическая работа
ВЫПОЛНИЛ:
Студент группы
ОТЭЗ 18-01
(номер группы)
Базиков Р.Д
(фамилия, имя, отчество)
(подпись)
(дата)
2021
Задание 1. «Способы транспорта нефтяных грузов»
Используя укрупненные экономические показатели уровня цен 1984 г.
обосновать
выбор
оптимального
  870
плотностью
кг/м3,
способа
сравнив
транспорта
речной,
нефтепродукта
железнодорожный
и
трубопроводный транспорты в соответствии с нижеследующими исходными
данными по вариантам.
Таблица 1 – Исходные данные
№№
вариантов
4
G, млн.
т/год
0,9
Dн, мм
n
Lт, км
Lр, км
Lжд, км
τн, сут.
Река
219
10
680
890
795
180
Амур
Наиболее важными показателями для выбора оптимального варианта
транспорта
нефтяного
груза
являются
капиталовложения
(К)
и
эксплуатационные затраты (Э)
Сравнение можно производить по приведенным затратам:
Пi  Ен  К i  Эi
где
Ен
–
нормативный
коэффициент
эффективности
капвложений,
величина обратная нормативному сроку окупаемости капвложений
Ен  1 / Tн
1.
Эксплуатационные
затраты
различных
видов
транспорта
определяются по формуле:
Э  S  Gгод  L
2. Капитальные вложения
2.1 Капитальные вложения в трубопроводный транспорт
Ктр  сл  L  сгнс  спнрс  nпнср  спнс (n  nпнср  1)
где
сл – капитальные вложения в 1 км линейной части;
сгнс
–
капитальные
вложения
нефтеперекачивающей станции;
2
в
строительство
головной
спнс – капитальные вложения в строительство промежуточной
нефтеперекачивающей станции;
n – общее число нефтеперекачивающих станций;
спнср – капитальные вложения в строительство промежуточной
нефтеперекачивающей станции с резервуарным парком
спнрс  спнс  с р  V р
где
с р  стоимость 1 м3 емкости, принимаем равным 30 руб.
Vр – емкость резервуарного парка определяем по формуле:
Vр  (0,3...0,5)Qсут
(0,3...0,5)0,9 103 106
Vр 
 850...1417 м3
870  365
Принимаем Vр  1000 м3.
спнрс  830  30  1000  30830 руб.
К тр  22,8  680  1339  30,830  6  830(10  6  1)  19517,98 тыс. руб.
2.2 Капитальные вложения в железнодорожный транспорт
При их определении учитываются затраты, связанные с расширением
парка локомотивов и вагонов-цистерн, вызванные новым грузопотоком.
К жд  сц  ц  сz  z
Gгод
0,9  103  106
ц
; ц
 421ед.
  nц  60
870  41  60
nц 
365

; nц 
365
 41
9
  (2   дв   п.в. )кж.д. ;
  (2  3,53  24  4)1, 25  216,8 час = 9 сут.
 дв 
795
Lж.д.
 3,53 сут.
;  дв 
225
l ж .д .
3
z
421
ц
 11
; z
40
цм
К жд  10  421  75  11  5035 тыс. руб.
2.3 Капитальные вложения в водный транспорт
При их определении в данном оценочном расчете учитываются только
затраты на баржи, буксиры и береговые резервуары, таким образом
пользуемся формулой
Кв  Кбарж  Кб  К р
Кбарж  сбарж  Г ; Кбарж  40  0,09  106  3600 тыс. руб.
Г
G
nбарж
0,9  103  106
; Г
 0,09 млн. т.
10
n

1
 l1
   Lв  

н
180
 10 ед.
; n
19



1  
1
 1


 пв  кв ;   890  
  1 1, 25  19 сут.
l2 
95
180

 


К б  сб  N б ; К б  2, 6  9000  23400 тыс. руб.
N б  Рб  Г ; Nб  0,1  0, 09  106  9000 кВт
К р  с р  Vо ; К р  30  3000  90000 руб.
2  0,9  103  106 365  180
2  G 365   н

 2992 м3
; Vо 
Vо 

870
365  0,96

365  
К в  3600  23400  90  27090 тыс. руб.
Эксплуатационные затраты:
– трубопроводный транспорт
Э  0,3  0,9  106  680  183600000 коп. = 1836,0 тыс. руб.
– железнодорожный транспорт
Э  0,33  0,9 106  795  236115000 коп. = 2361,15 тыс. руб.
– водный транспорт
4
Э  0,17  0,9 106  890  136170000 коп. = 1361,7 тыс. руб.
Приведенные затраты:
– трубопроводный транспорт
Пi  0,12  19517,98  1836  4178,16 тыс. руб.
– железнодорожный транспорт
Пi  0,12  5035  2361,15  2965,35 тыс. руб.
– водный транспорт
Пi  0,12  27090  1361, 7  4612,5 тыс. руб.
Таким образом, исходя из приведенных затрат наиболее выгодным
является железнодорожный транспорт.
5
Задание 2. Тема «Технологический расчет магистрального
нефтепровода»
При исходных данных и согласно варианту (табл. 2.1) выполнить
технологический расчет нефтепровода в следующей последовательности:
1.
При расчетной температуре перекачки (по данным табл. 2.2)
определить характеристики перекачиваемого продукта:
а)
плотность pt
б)
вязкость определить по графику v-t (для нефти), по формуле
Филонова - Рейнольдса и по формуле ASTM
2.
Выбрать конкурирующие параметры нефтепровода (табл. 2.3)
3.
Выбрать насосно - силовое оборудование (табл. 2.4)
4.
По характеристике насосной станции определить расчетное
давление, выбрать материал труб (табл. 2.5 и 2.6) и выполнить механический
расчет по конкурирующим вариантам.
5.
Определить полные потери напора в трубопроводе и число
нефтеперекачивающих станций для каждого варианта.
6.
Обосновать выбор оптимальных параметров нефтепровода.
7.
Построить совмещенную характеристику НПС- трубопровод для
оптимального
варианта
перекачки
(при
режиме
течения
Блазиуса
характеристику трубопровода строить по формуле Лейбензона).
Таблица 2.1.
Исходные данные по вариантам
№
варианта
G
млн.т/год
L,
км
Z1, м
Z2, м
t, С°
Перекачиваемый
продукт
4
8
704
68
217
28
Небигдагская
6
1 Определение оптимальных параметров трубопровода:
трубопровода,
толщины
стенки
трубопровода;
диаметра
определение
числа
нефтеперекачивающих станций
Расчетная плотность при температуре Т=ТР:
T   293    293  T ,
где
293 – плотность нефти при 293К;
Температурная поправка:
=1,825 – 0,001315293;
  1,825  0,001315  860  0,6941 кг/(м3∙К);
T  860  0,6941 293  275,05  872,459 кг/м3.
Расчетная кинематическая вязкость определяется по формуле Вальтера
(ASTM):
𝑙𝑔𝑙𝑔(𝜈𝑇 + 0,8) = 𝐴𝜈 + 𝐵𝜈 𝑙𝑔𝑇;
𝐴𝜈 = 𝑙𝑔𝑙𝑔(𝜈1 + 0,8) − 𝐵𝜈 𝑙𝑔𝑇1 ;
𝐵𝜈 =
где
lg(𝜈2 +0,8)
]
lg(𝜈1 +0,8)
lg⁡[
𝑙𝑔𝑇2 −𝑙𝑔𝑇1
,
𝐴𝜈 , 𝐵𝜈 - постоянные коэффициенты,
lg⁡(9,2 + 0,8)
lg⁡(24,5 + 0,8)
𝐵𝜈 =
= −4,79;
𝑙𝑔293 − 𝑙𝑔273
lg⁡[
𝐴𝜈 = 𝑙𝑔𝑙𝑔(24,5 + 0,8) − (−4,79)𝑙𝑔273 = 11,817;
𝜈𝑇 = 1010
(11,817−4,79𝑙𝑔275,05)
− 0,8 = 21,78
мм2
.
с
Расчетная часовая производительность нефтепровода при =Т
QЧ 
где
G ГОД k нп
24  N P  
 10 9 
15,9  1,05
 10 9  2278,044 м3/ч
24  350  872,459
Gгод– годовая (массовая) производительность нефтепровода, млн. т/год;
 – расчетная плотность нефти, кг/м3;
Nр – расчетное число рабочих дней;
kНП – коэффициент неравномерности перекачки.
Выбор насосного оборудования НПС и расчет рабочего давления:
7
В соответствии с расчетной часовой производительности нефтепровода
подбираем
основное
оборудование
нефтеперекачивающей
станции
(подпорные и магистральные насосы). Количество магистральных насосов
НМ 2500-230 равно 3, количество подпорных насосов НПВ 2500-80 равно 1.
ℎМ = 𝑎 − 𝑏𝑄2 = 258,7 − 8,5641 × 10−6 × 2278,0442 = 214,258⁡м;
ℎП = 𝑎 − 𝑏𝑄2 = 102,4 − 3,7584 × 10−6 × 2278,0442 = 82,89⁡м.
По их напорным характеристикам вычисляется рабочее давление:
P    g  hп  m м  h м   10 6  872,459  9,81  82,89  3  214,258  10 6  6,21
где
МПа,
g – ускорение свободного падения, м2/с;
hп, hм – напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами,
м;
mм – число работающих магистральных насосов на перекачивающей
станции, шт.
P  6,21  PДОП  6,4 МПа
– условие выполняется.
Расчетный напор НПС принимается равным
НСТ=mМhМ ;
H СТ  mМ  hМ  3  214,258  642,774 м.
Определение диаметра и толщины стенки трубопровода
D0 
где
wo
–
4  QЧ
4  2278,044

 0,7098 м,
3600    W0
3600  3,14  1,6
рекомендуемая
ориентировочная
скорость
перекачки,
определяемая из графика (рис. 1.) wo=1,6 м/с.
Рисунок – 1 Зависимость рекомендуемой скорости перекачки
8
от плановой производительности нефтепровода
По значению Do принимаем ближайший стандартный наружный
диаметр Dн=720 мм.
Выбираем
марку
стали
Выксунского металлургического завода
по
ТУ
13Г2АФ
14-3-1573-99
с
𝜎в =
530⁡МПа, 𝑘1 = 1,4.
Определим расчетное сопротивление металла трубы
R1 
где
 В  my
k1  k Н

530  0,99
 340,714 МПа,
1,4  1,1
в=530 МПа– временное сопротивление стали на разрыв, МПа (в=
RН1);
mу=0,99– коэффициент условий работы;
k1=1,4– коэффициент надежности по материалу;
kн=1,1– коэффициент надежности по назначению;
0 
где
n p  P  DН
2   R1  n p  P 

1,1  6, 21  720
 7,07 мм,
2   340,714  1,1  6, 21
P– рабочее давление в трубопроводе, МПа;
np– коэффициент надежности по нагрузке (np=1,1);
R1– расчетное сопротивление металла трубы, МПа
Вычисленное значение толщины стенки трубопровода о округляется в
большую сторону до стандартной величины  из рассматриваемого
сортамента труб. Принимаем 
 8мм.
Внутренний диаметр трубопровода:
D  DН  2    720  2  8  704 мм.
Гидравлический расчет нефтепровода:
Фактическая средняя скорость течения нефти:
W
где
4Q
4  2278,044

 1,626
2
2
 D
3,14  0,704  3600
D – внутренний диаметр, м.
9
м/с,
Потери напора на трение:
h  
где
w2
,
D 2 g
Lp

Lр – расчетная длина нефтепровода (равна полной длине трубопровода
при отсутствии перевальных точек), м;
λ – коэффициент гидравлического сопротивления, зависит от числа
Рейнольдса;
Re 
W D


1,626  0,704
 52572,501
21,78  10 6
.
Определим значения переходных чисел Рейнольдса Re1 и Re2
Re 1 
Re 2 
где
k
10
10

 35200 ;
2,841  10  4
k
500
500

 1760000 ,
2,841  10 4
k
kЭ
0,2

 2,841  10 4 – относительная шероховатость трубы;
D 704
kЭ – эквивалентная (абсолютная) шероховатость стенки трубы,
зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от ее
состояния.
Для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации можно принять
kЭ=0,2 мм
Так как 35200<52572,201<1760000
Re1<Re<Re2
-
зона
смешанного
трения,
то
коэффициент
гидравлического сопротивления определяется по формуле Альтшуля:
  0,11  (68 / Re  k ) 0, 25 ;
68


  0.11
 2,841  10 4 
 52572,501

2
0.25
 2,19  10 2 ;
1071  10 3 1,626 2
h  

 2,19  10 

 4496,7108 м.
D 2 g
0,704 2  9,81
Lp
2
Суммарные потери напора в трубопроводе составляют:
H  1.02  h    N Э  hОСТ  1,02  4496,7108  93  2  40  4573,645 м,
10
где 1,02 – коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления
в линейной части нефтепровода;
NЭ=2 – число эксплуатационных участков (назначается согласно
протяженности эксплуатационного участка в пределах 400…600 км);
hост – остаточный напор в конце эксплуатационного участка, hост =40 м.
Величина гидравлического уклона магистрали:
i
h
4496,7108

 4,198  10 3 .
Lp
1071  10 3
На основании уравнения баланса напоров, необходимое число
перекачивающих станций составит:
n0 
H  N Э  hП 4573,645  2  82,89

 6,86 .
H СТ
642,774
При округлении НПС в меньшую сторону n=6 гидравлическое
сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой дополнительного
лупинга. Полагая, что диаметр лупинга и основной магистрали равны, режим
течения в них одинаков, найдем значения коэффициента ω и длину lл.
𝜔=
𝜔=
1
5−𝑚 2−𝑚
𝐷л 2−𝑚
[1+( )
]
𝐷
1
22−0,1
;
= 0,268,
где m – коэффициент, зависящий от режима течения.
𝑙Л =
𝑙Л =
(𝑛0 −𝑛)𝐻𝐶Т
1,02𝑖(1−𝜔)
(6,86−6)×642,774
1,02×4,198×10−3 ×(1−0,268)
⁡;
= 175822,89м ≈ 175,823⁡км.
При округлении НПС в большую сторону n=7, рассмотрим вариант
циклической перекачки с различным числом работающих насосов на НПС
Построим совмещенную характеристику нефтепровода и НПС. Для
этого выполним гидравлический расчет нефтепровода постоянного диаметра
и оборудованного лупингом в диапазоне расходов 500 м3/ч до 3500 м3/ч.
Результаты запишем в табл. 1.
11
Таблица
1
Результаты
расчета
характеристик
трубопровода
и
перекачивающих станций
Расход
Q, м3/ч
1800
1900
2000
2100
2200
2300
2400
Напор насосов
hм, м
hп, м
230,9
227,8
224,4
220,9
217,2
213,4
209,4
90,2
88,8
87,4
85,8
84,2
82,5
80,8
Графически
Характеристики
трубопровода
постоянного
с
диаметра
лупингом
2995,2
2635,8
3300,5
2904,6
3619,1
3185,1
3950,8
3477,2
4295,5
3780,8
4653,3
4095,8
5024,0
4422,2
совмещенная
Характеристика
нефтеперекачивающей станции
n=6;
n=7;
n=7;
mМ=3
mМ=3
mМ=2
4337,6
5030,4
3413,8
4277,8
4961,1
3366,6
4214,7
4888,1
3316,9
4148,4
4811,2
3264,7
4078,9
4730,7
3209,9
4006,2
4646,4
3152,6
3930,2
4558,3
3092,7
характеристика
нефтепровода
и
нефтеперекачивающих станции приведена на рисунке 2.
Точка пересечения А характеристики нефтепровода с лупингом длиной
lл и нефтеперекачивающих станций (n=6) подтверждает правильность
определения длины лупинга, так как QA=Q=2278 м3/ч.
При округлении числа НПС в большую сторону n=7 рассчитаем
параметры циклической
перекачки. Из совмещенной
характеристики
трубопровода и нефтеперекачивающих станций (n=7, mМ =3; рабочая точка
A2) определим значение расхода Q2=1290м3/ч. Если на каждой НПС
отключить по одному насосу (n=7, mМ=2), то рабочая точка совмещенной
характеристики переместится в положение A1 и нефтепровод будет работать
с производительностью Q1=1920 м3/ч
Так как выполняется условие Q1<Q<Q2, по формуле рассчитаем время
работы нефтепровода на режимах, соответствующих расходам Q1 и Q2
1)⁡𝑄1 𝜏1 + 𝑄2 𝜏2 = 𝑉г ;
2)⁡𝜏1 + 𝜏2 = 24𝑁р ,
где
Vг – плановый объем перекачки нефти, Vг=24NРQ;
𝜏1 , 𝜏2 – продолжительность работы нефтепровода на первом и втором
режимах.
𝜏1 =
24𝑁𝑃 (𝑄2 −𝑄)
𝑄2 −𝑄1
12
;
𝜏2 =
2290−1920
𝜏2 =
2
–
𝑄2 −𝑄1
24×350×(2290−2278)
𝜏1 =
Рисунок
24𝑁𝑃 (𝑄−𝑄1 )
24×350×(2278−1920)
2290−1920
Совмещенная
;
= 272,43⁡ч = 11⁡дней;
= 8127⁡ч = 339⁡дней.
характеристика
нефтеперекачивающей станции
13
нефтепровода
и
Список использованных источников
1. СП
36.13330.2012
Магистральные
трубопроводы.
Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85* (с Изменениями N 1, 2, 3) –
М.: Госстрой, ФАУ "ФЦС", 2013 год официальное издание
2. Быков, Л.И. Типовые расчёты при проектировании, строительстве и
ремонте газонефтепроводов / Л.И. Быков, Ф.М Мустафин, С.К. Рафиков,
А.М. Нечваль, И.Ш Гамбург: учеб. пособие. – СПб: Недра, 2011. – 748 с., ил.
3. РД 153-39.4-113-01. Нормы технологического проектирования
магистральных нефтепроводов. – М.: ООО “Печатная фирма “ФЕРТ”, 2002. –
106 с.
4. Центробежные
нефтяные
насосы
для
магистральных
трубопроводов. Каталог. – М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1989. – 24 с.
5. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и
нефтепроводов: Учеб. пособие для вузов / П. И. Тугунов, В. Ф. Новоселов, А.
А. Коршак и др. – Уфа: ООО “ДизайнПолиграфСервис”, 2002. – 658 с.
14