- •1.11 Основание для разработки и исходные данные 7
- •3. Технологические решения
- •4. Линейная часть
- •4.3 Испытание трубопроводов 40
- •Аннотация
- •1 Общая часть
- •1.1 Основание для разработки и исходные данные
- •2 Технологические решения
- •2.1 Выбор насосно-силового оборудования
- •3.2 Определение толщины стенки трубопровода
- •3.3 Гидравлический расчет нефтепровода
- •3.4 Определение числа перекачивающих станций
- •3.6 Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода
- •4 Линейная часть
- •4.2 Переходы через естественные и искусственные препятствия
- •4.3 Испытание трубопроводов
- •Список использованной литературы
2 Технологические решения
2.1 Выбор насосно-силового оборудования
На магистральных нефтепроводах транспорт нефти с температурой не выше 80ºС и вязкостью не ниже 3·10-4м2/с осуществляется центробежными насосами. Среди центробежных магистральных насосов в настоящее время новейшими являются насосы НМ по ГОСТ 12124-80.
В соответствии с расчетной часовой производительностью выбираем насосы: 2 подпорных насоса НПВ 5000-120 и 3 магистральных насоса НМ 10000-210 со сменным ротором на 12500 м3/ч . Условие выбора насосно-силового оборудования по подаче.
Задаваясь наибольшими значениями диаметров рабочих колес D2, определим напоры, развиваемые насосами при расчетной производительности перекачки. Для этого воспользуемся уравнением напорной характеристики насоса:
; (3.2)
Коэффициенты a и b подпорного и магистрального насосов приведены в справочнике[2].
Напор магистрального насоса (D2=530 мм)НМ-10000-210 составит
hМ=360,5-0,9310–612297,762=219,85 м;
Напор магистрального насоса (D2=520 мм)НМ-10000-210 составит
hМ=346,8-0,9910–612297,762=197,08 м;
Напор магистрального насоса (D2=515 мм)НМ-10000-210 составит
hМ=339,8-0,9810–612297,762=191,59 м;
напор подпорного насоса (D2=613 мм)
hП=132,7-0,09910–66148,882=132,7м.
Определим рабочее давление при условии, что число последовательно работающих магистральных насосов на НПС mМ=3. По формуле
(3.3)
где g – ускорение свободного падения;
hп, hм – соответственно напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами при расчетной производительности нефтепровода;
mм – число работающих магистральных насосов на нефтеперекачивающей станции;
Pдоп – допустимое давление НПС из условия прочности корпуса насоса или допустимое давление запорной арматуры. для магистрального насоса НМ 10000-210 [3].
МПа.
МПа
МПа
6,7 8,0
6,1 8,0
6 8,0
Условие P PДОП выполняется.
Выбор магистрального насоса проводим по потребляемой мощности
(3.4)
Выбираем МНА НМ 10000-210 с рабочим колесом D2=530 мм
3.2 Определение толщины стенки трубопровода
Для определения оптимальных параметров нефтепровода обычно задаются несколькими значениями его диаметра, после чего выполняются гидравлический расчет.
Т.к. предварительный оптимальный диаметр оказался 1220мм, то берем меньший к нему диаметр, соответственно 1020мм.
Согласно требованиям СНиП 2.05.06-85*, нефтепроводы диаметром DУ=700 мм и более следует относить к третьей категории (коэффициент условий работы mу=0,9).
Примем для сооружения нефтепровода прямошовные электросварные трубы Харцызского металлургического завода, изготавливаемые по ТУ У-14-8-2-97 из горячекатанной стали марки 10Г2ФБЮ(временное сопротивление стали на разрыв для диаметра 1020мм В=510 МПа, для1220мм=590 МПа); коэффициент надежности по материалу для диаметров 1220мм и 1020мм=1,34). представлены в таблице 3.1.
Допуск по диаметру всех трубопроводов ±1%. Овальность труб не должна быть больше 0,01 нормального наружного диаметра. Трубы должны быть выправлены, и не иметь кривизны более 1 мм на 1 м длины.
Таблица 3.1- Характеристика стальных труб большого диаметра для газонефтепроводов
Наружный диаметр DН, мм |
Номинальная толщина стенки δН, мм |
Характеристики трубной стали |
Завод изготовитель и технические условия на трубы |
|||
марка стали |
σВР, МПа |
σТ, МПа |
k1 |
|||
1020 |
12 |
17Г1С-У |
510 |
363 |
1,34 |
ВТЗ;ТУ1104-138100-357-02-96 |
1220 |
13 |
10Г2ФБЮ |
590 |
441 |
1,34 |
ХТЗ; ТУ У-14-8-2-97 |
Значения коэффициентов надежности по нагрузке np и надежности по назначению kН принимаются равными np=1,2 и kН=1, для 1220 kН=1,05.
Определим расчетное сопротивление металла трубы R1 для двух диаметров по формуле:
Для D=1020мм (3.5)
Для D=1220мм (3.6)
Расчетное значение толщины стенки для двух диаметров трубопровода составляет:
Полученное значение о округляем в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной 1020=12 мм, 1220=13мм.
Внутренний диаметр нефтепровода равен
D = Dн – 2. (3.7)
D = 1020 – 212 =996 мм = 0,996м.
D = 1220 – 213 =1194 мм = 1,194м.
Данные о трубах заносим в таблицу 3.1
Таблица 3.2-Внутренний диаметр нефтепровода
Диаметр мм |
МПа |
МПа |
мм |
мм |
Внутренний диаметр мм |
1020 |
510 |
326,23 |
12 |
10,5 |
0,996 |
1220 |
590 |
377,40 |
13 |
12,5 |
1,194 |