Характеристики труб для нефтепроводов и нефтебаз

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

 

Технологический расчет магистрального нефтепровода (МНП), расчет основных параметров нефтяных магистральных (типа НМ) и подпорных насосов и пересчет их характеристик с воды на вязкую нефть.

 

Исходные данные для технологического расчёта

приведены в табл.1

 

Рассмотрим МНП протяжённостью L км(геометрическая длина МНП), по которому планируется перекачивать G_г млн. т нефти в год (другими словами G_г – это плановое задание на перекачку или грузопоток в нефтепроводе).

Известны средневзвешенная температура перекачиваемой по МНП нефти t_п.н (принимается изотермический режим перекачки, при t_п.н = const, считая последнюю равной средневзвешенной температуре грунта вдоль трассы нефтепровода на глубине его заложения до оси трубопровода); плотность r_ст (в кг/м³) и динамическая вязкость m_ст (в мПа ∙ с) нефти в стандартных условиях (нормальном атмосферном давлении Р_ст = 0,1 МПа = 1 атм = 1 кг/см² и температуре t_ст = 20° С); количество эксплуатационных участков n _э, на которые делится трасса МНП; DZ = (Z_к - Z_н) – разность высотных отметок конечного Z_к (резервуары нефтеперерабатывающего завода или нефтеналивного терминала) и начального Z_н (головная нефтеперекачивающая станция) пунктов МНП (в м).

 

Таблица 1

Задания к контрольной работе

№ варианта	tп.н, °C	rст = r20, кг/м^3	mст=m20, мPа∙с	Gг, млн.т/год	L, км	nэ	DZ, м
	- 2,5			3,0

 

Порядок выполнения работы

В соответствии с заданной пропускной способностью МНП G_г по табл. 2 выбираются его ориентировочные параметры: наружный диаметр D_н и допустимое давление Р_доп, определяемое из условий прочности труб и запорной арматуры МНП.

Таблица 2

Ориентировочные параметры МНП

Пропускная способность (грузопоток) Gг, млн.т/год	Диаметр наружный Dн, мм	Допустимое давление Рдоп, МПа
2,2 – 3,4		6,4

 

В соответствии с выбранными значениями D_н и Р_доп, руководствуясь данными табл. 3, определяем расчётную толщину стенки трубопровода d (с округлением до номинальной толщины стенки в большую сторону)

 

,

где = 1,1 коэффициент надёжности по внутреннему рабочему (допустимому) давлению в трубопроводе;

Р_ДОП = 6,4 допустимое давление в трубопроводе, МПа;

D_Н = 377 наружный диаметр трубопровода, мм;

- расчётное (допустимое) сопротивление стали на разрыв, МПа:

 

,

 

где = 650 нормативное (предельное) сопротивление металла трубы и сварных соединений на разрыв (временное сопротивление на разрыв), МПа (принимается по табл.3);

= 0,9 коэффициент условий работы трубопровода, зависящий согласно СНиП 2.05.06 – 85*[1] от категории трубопровода и его участка

 

Категория ……….. В I II III IV

………………. 0,6 0,75 0,75 0,9 0,9

 

= 1,47 коэффициент надёжности по материалу, учитывающий качество материала труб с учётом реальной технологии их изготовления, допусков на толщину стенки, степени контроля сварных соединений (принимается по таблице 3).

Таблица 3

Характеристики труб для нефтепроводов и нефтебаз

Диаметр, мм	Номиналь-ная толщи-на стенки d, мм	Характеристика м-ла труб		Констру-кция трубы	Постав-щик (ГОСТ)
наруж. DН	услов. Dу	марка стали	, МПа	, МПа
		4,5;5;5,5;6;7;8;9;10	К55			1,47	-	-

 

К_Н = 1 коэффициент надёжности, учитывающий внутреннее давление Р, диаметр трубопровода и его назначение (принимается по табл.4).

 

 

Таблица 4

Коэффициент надёжности К_Н по назначению трубопровода

Условный диаметр трубопровода Dу, мм	Газопроводы	Нефте- и нефтепродукто-проводы
Р £ 5,4 МПа	5,4 < Р £ 7,4МПа	7,4< Р £ 9,8МПа
500 и менее

 

Принимаем толщину стенки по табл.3 d = 4,5 мм;

Определяем внутренний диаметр трубопровода

D = D_Н - 2d = 377-2*4,5 = 368 мм;

Плотность перекачиваемой нефти r_t при заданной температуре t = t _П.Н в соответствии с РД 153 – 39 – 019 – 37 [2] определяем по формуле (ГОСТ 3900, [3]) кг/м³:

= 745 – 0,844*(– 2,5 – 20) = 764 кг/м³

 

где g - средняя температурная поправка к плотности , которая принимается из табл.5

Таблица 5

Технические характеристики насосов серии НМ

Типораз- мер насоса	Номинальный режим на воде	Число ступеней (рабочих колёс), nк
Подача QO.H, м^3/ч	Напор НО.Н, м	Частота вращения, n, об/мин	Допуст. кавитац. запас Dhдоп. Н , м	КПД	Мощость привода (эл/двиг.) N О.Н, кВт
Насосы секционные многоступенчатые, с рабочими колесами одностороннего входа ВС = 1
НМ 500-300			3 000	4,5

 

Таблица 8

Список литературы

1. СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы /Госстрой СССР.-М.:ЦИНП Госстроя СССР, 1985.-52 с.

2. Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации: РД 153-39-019-37.-СПб., 2002.

3. ГОСТ 3900-85* «Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности».

4. ГОСТ 12124-87 «Насосы центробежные нефтяные для магистральных трубопроводов».

5. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов (ВНТП 2-86).-М.: Миннефтепром, 1986.-109 с.

6. Методика расчёта напорных характеристик и пересчёта параметров центробежных насосов магистральных нефтепроводов при изменении частоты вращения и вязкости перекачиваемой жидкости: РД39-30-990-84.-Уфа -АК «Транснефть», 1984.

7. Методика расчёта основных физических параметров газонасыщенной нефти для определения характеристик центробежных насосов: РД39-30-1092-84.- Уфа, 1984.- 43 с.

8. Центробежные насосы в системах сбора подготовки и магистрального транспорта нефти /А.Г. Гумеров, Л.Г. Колпаков, С.Г. Бажайкин и др. – М.: Недра-БизнесЦентр, 1999.- 295 с.

9. П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов, А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. Типовые расчёты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для Вузов-Уфа: ООО «Дизайн-Полиграф-Сервис», 2002. – 658 с.

 

 

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

 

Технологический расчет магистрального нефтепровода (МНП), расчет основных параметров нефтяных магистральных (типа НМ) и подпорных насосов и пересчет их характеристик с воды на вязкую нефть.

 

Исходные данные для технологического расчёта

приведены в табл.1

 

Рассмотрим МНП протяжённостью L км(геометрическая длина МНП), по которому планируется перекачивать G_г млн. т нефти в год (другими словами G_г – это плановое задание на перекачку или грузопоток в нефтепроводе).

Известны средневзвешенная температура перекачиваемой по МНП нефти t_п.н (принимается изотермический режим перекачки, при t_п.н = const, считая последнюю равной средневзвешенной температуре грунта вдоль трассы нефтепровода на глубине его заложения до оси трубопровода); плотность r_ст (в кг/м³) и динамическая вязкость m_ст (в мПа ∙ с) нефти в стандартных условиях (нормальном атмосферном давлении Р_ст = 0,1 МПа = 1 атм = 1 кг/см² и температуре t_ст = 20° С); количество эксплуатационных участков n _э, на которые делится трасса МНП; DZ = (Z_к - Z_н) – разность высотных отметок конечного Z_к (резервуары нефтеперерабатывающего завода или нефтеналивного терминала) и начального Z_н (головная нефтеперекачивающая станция) пунктов МНП (в м).

 

Таблица 1

Задания к контрольной работе

№ варианта	tп.н, °C	rст = r20, кг/м^3	mст=m20, мPа∙с	Gг, млн.т/год	L, км	nэ	DZ, м
	- 2,5			3,0

 

Порядок выполнения работы

В соответствии с заданной пропускной способностью МНП G_г по табл. 2 выбираются его ориентировочные параметры: наружный диаметр D_н и допустимое давление Р_доп, определяемое из условий прочности труб и запорной арматуры МНП.

Таблица 2

Ориентировочные параметры МНП

Пропускная способность (грузопоток) Gг, млн.т/год	Диаметр наружный Dн, мм	Допустимое давление Рдоп, МПа
2,2 – 3,4		6,4

 

В соответствии с выбранными значениями D_н и Р_доп, руководствуясь данными табл. 3, определяем расчётную толщину стенки трубопровода d (с округлением до номинальной толщины стенки в большую сторону)

 

,

где = 1,1 коэффициент надёжности по внутреннему рабочему (допустимому) давлению в трубопроводе;

Р_ДОП = 6,4 допустимое давление в трубопроводе, МПа;

D_Н = 377 наружный диаметр трубопровода, мм;

- расчётное (допустимое) сопротивление стали на разрыв, МПа:

 

,

 

где = 650 нормативное (предельное) сопротивление металла трубы и сварных соединений на разрыв (временное сопротивление на разрыв), МПа (принимается по табл.3);

= 0,9 коэффициент условий работы трубопровода, зависящий согласно СНиП 2.05.06 – 85*[1] от категории трубопровода и его участка

 

Категория ……….. В I II III IV

………………. 0,6 0,75 0,75 0,9 0,9

 

= 1,47 коэффициент надёжности по материалу, учитывающий качество материала труб с учётом реальной технологии их изготовления, допусков на толщину стенки, степени контроля сварных соединений (принимается по таблице 3).

Таблица 3

Характеристики труб для нефтепроводов и нефтебаз

Диаметр, мм	Номиналь-ная толщи-на стенки d, мм	Характеристика м-ла труб		Констру-кция трубы	Постав-щик (ГОСТ)
наруж. DН	услов. Dу	марка стали	, МПа	, МПа
		4,5;5;5,5;6;7;8;9;10	К55			1,47	-	-

 

К_Н = 1 коэффициент надёжности, учитывающий внутреннее давление Р, диаметр трубопровода и его назначение (принимается по табл.4).

 

 

Таблица 4

Коэффициент надёжности К_Н по назначению трубопровода

Условный диаметр трубопровода Dу, мм	Газопроводы	Нефте- и нефтепродукто-проводы
Р £ 5,4 МПа	5,4 < Р £ 7,4МПа	7,4< Р £ 9,8МПа
500 и менее

 

Принимаем толщину стенки по табл.3 d = 4,5 мм;

Определяем внутренний диаметр трубопровода

D = D_Н - 2d = 377-2*4,5 = 368 мм;

Плотность перекачиваемой нефти r_t при заданной температуре t = t _П.Н в соответствии с РД 153 – 39 – 019 – 37 [2] определяем по формуле (ГОСТ 3900, [3]) кг/м³:

= 745 – 0,844*(– 2,5 – 20) = 764 кг/м³

 

где g - средняя температурная поправка к плотности , которая принимается из табл.5

Таблица 5