теор / Проектирование газонефтепроводов, Методичка УГТУ

Cпср – капитальные вложения ПНС с резервуарным парком, тыс. руб.

где Ср – стоимость единицы объём резервуарного парка, тыс. руб./м3. Эксплуатационные затраты на нефтепровод при его эксплуатации Эл,

тыс. руб.

где Кл – капитальные вложения в линейную часть, тыс. руб.

где Сл – стоимость одного километра трубопровода, тыс. руб.

Определим приведённые затраты для участка нефтепровода с лупингом и двумя насосными станциями Sл, тыс. руб.,

4.6 Определение количества насосных станций

Определить количество насосных станций магистрального нефтепровода при следующих условиях:

–протяжённость трассы – L, км;

–начальная высота отметки – z1, м;

–конечная высота отметки – z2, м;

–пропускная способность трубопровода – G, млн т / год;

–плотность нефти при температуре 20 С – 20, кг/м3;

–коэффициент кинематической вязкости при температуре 10 С – ν1 , сСт;

–коэффициент кинематической вязкости при температуре 20 С – ν2 , сСт;

–минимальнаятемпературанаглубинезаложенияосинефтепровода– t, С. В соответствии с производительностью трубопровода принимаем наруж-

ный диаметр трубопровода DН , мм, и рабочеедавлениев трубопроводе р, МПа.

Так как технологический расчёт нефтепровода ведётся для самых невыгодных условий, каковыми являются зимние условия с наиболее низкими температурами, свойства нефти определяют для температуры на глубине заложения оси нефтепровода. Расстояние от поверхности грунта до верхней образующей трубопровода принимают равным 0,8 м.

Глубина заложения оси трубопровода НЗ, м,

31

где G – производительность трубопровода, т. год.

Далее для выбора методики расчёта гидравлических сопротивлений необходимо определить режим потока.

Число Рейнольдса Re

где DН ‒ наружный диаметр трубопровода, м;

32

р ‒ рабочее давление в трубопроводе, МПа;

n ‒ коэффициент перегрузки, принимаемый приближённо в зависимости от диаметра нефтепровода диаметром менее 700 мм n = 1,1;

R1 ‒ расчётное сопротивление, МПа,

где R1Н ‒ минимальное значение временного сопротивления металла труб,

МПа;

m – коэффициент условий работы трубопровода; к1 ‒ коэффициент безопасности по материалу; кН ‒ коэффициент надёжности.

Полученное расчётное значение толщины стенки трубы округляем до ближайшего значения, предусмотренного государственными стандартами или техническими условиями. Первое переходное значения число Рейнольдса Re

где к– эквивалентная шероховатость труб, мм.

Далее проверяется режим течения жидкости и определяется гидравлические сопротивления.

Гидравлический уклон i, м/м,

L – длина трубопровода, м. Число насосных станций nст

33

где Нст – напор на выходе насосной станции, м,

ρt g

где р – допускаемое давление в трубопроводе, МПа;

h – дополнительный напор, слагаемый из потерь в коммуникациях станции и величины передаваемого давления, требуемого для обеспечения работы основных насосовбезкавитации, м.

Число станций округляют до ближайшего целого числа. Далее необходимо расположить графическим способом НПС по трассе простого и сложного трубопровода и проверить наличие самотёчных участков на проектируемом нефтепроводе, атакжесуществованиеперевальной точки.

4. 7 Выбор основного оборудования НПС

Выбрать основное оборудование насосных станций магистрального нефтепровода при следующих условиях:

–протяжённость трассы – L, км;

–начальная высота отметки – z1, м;

–конечная высота отметки – z2, м;

–пропускная способность трубопровода – G, млн т / год;

–плотность нефти при температуре 20 С – 20, кг/м3;

–коэффициент кинематической вязкости при температуре 10 С – ν1 , сСт;

–коэффициент кинематическойвязкости при температуре20 С– ν2 , сСт;

–минимальнаятемпературанаглубинезаложенияосинефтепровода– t, С. По заданной пропускной способности определяют марку насосов и да-

лее рассчитывают необходимое их количество (с учётом резерва). Количество магистральных насосов на одной станции N,

N = Нст / Нн.

В соответствии с требуемым кавитационным запасом принимают количество рабочих и резервных подпорных насосов для головной насосной станции и промежуточныхнасосныхстанций, атакжеихэлектродвигатели.

МощностьэлектродвигателяNн, кВт,

34

Список используемой литературы

1.СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*. – М. : Минрегионразвитие, 2012. ‒ 87 с.

2.Сальников, А. В. Дипломная работа. Правила оформления : метод. указания / А. В. Сальников, Р. В. Агиней, М. М. Свирида. – Ухта : УГТУ, 2008. – 45 с.

3.Сальников, А. В. Условные графические и буквенно-цифровые обозначения на технологических схемах : метод. указания / А. В. Сальников. – Ухта :

УГТУ, 2006. – 36 с.

4.Кодочигов, В. В. Технологическая схема магистрального газопровода : метод. указания / В. В. Кодочигов, Н. А. Чикова. – Ухта : УГТУ, 2006. – 22 с.

5.Жуйко, П. В. Состав и основные физические свойства природных газов : метод. указания / П. В. Жуйко, В. В. Кодочигов, О. А. Новикова. – Ухта :

УГТУ, 2000. – 19с.

6.Сальников, А. В. Проектирование объектов транспорта углеводородов : метод. указания / А. В. Сальников, Э. З. Ягубов, Е. В. Исупова – Ухта :

УГТУ, 2014. – 43 с.

7.СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*. – М.: Минрегионразвитие, 2012. ‒ с. 87.

8.Карякин, Е. А. Промышленное газовое оборудование: справочник / Е. А. Карякин. ‒ 6-е изд., перераб. и доп. ‒ М. : Газовик, 2013. ‒ 624 с. : ил.

9.Жуйко, П. В. Магистральные нефтепроводы: метод. указания / П. В. Жуйко, Э.З. Ягубов, О.А. Новикова. – Ухта : УИИ, 1999. – 16 с.

10.Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и продуктопроводов : учебно-практич. пособие / под ред. Ю. Д. Земенкова. – М. : Инфра-Инженерия, 2006. – 928 с.

11.Коршак, А. А. Основы нефтегазового дела : Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ : учеб. пособие

/А. А. Коршак, А. М. Шаммазов. ‒ 2-е изд. ‒ Уфа : Изд-во УфимГНТУ, 2000. ‒ 265 с.

12.Лурье, М. В. Задачник по трубопроводному транспорту нефти, нефтепродуктов и газа : учеб. пособие для студентов высш. учеб. заведений /

М. В. Лурье. ‒ М. : Недра, 2003. ‒ 349 с.

35

Бизнесцентр», 2002. – 407 с.: ил.

14. Типовые расчёты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов : учеб. пособие для вузов / П. И. Тугунов, В. Ф. Новосёлов [и др.] – Уфа : «ДизайнПолиграфСервис», 2002. – 658 с.

15.Агапкин, В. М. Справочное руководство по расчётам трубопроводов / В. М. Агапкин, С. Н. Борисов, Б. Л. Кривошеин – М. : Недра, 1987. – 189 с.

16.Алиев, Р. А. Трубопроводный транспорт нефти и газа / Р. А. Алиев. ‒

М. : Недра, 1988. – 368 с.

36

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1 Примерное содержание проекта на тему: «Проектирование участка ма-

гистрального газопровода»

Введение

1.Задание. Исходные данные

2.Теоретическая часть

3.Расчётная часть

3.1Основные физические свойства перекачиваемого газа

3.2Выбор труб и расчёт толщины стенки

3.3Расчёт пылеуловителей (ПУ) ГКС

3.4Расчёт ГПА ГКС

3.5Расчёт АВО газа ГКС

3.6Расчёт линейного участка

3.7Расчёт пылеуловителей КС

3.8Расчёт ГПА КС

3.9Расчёт АВО газа КС

Заключение Библиографический список

Примерное содержание проекта на тему: «Проектирование участка магистрального нефтепровода»

Введение

1.Задание. Исходные данные

2.Теоретическая часть

2.1Классификация нефтепроводов

2.2Основные объекты и сооружения магистральных нефтепроводов

2.3Технологическая схема перекачивающей станции

2.4Основное оборудование перекачивающих станций

2.5Вспомогательное оборудование НПС

3.Обработка исходных данных

4.Технико-экономическое обоснование способа транспортировки нефти

5.Расчёт нефтепровода на прочность

5.1Расчёт толщины стенки трубопровода

5.2Проверка на наличие осевых сжимающих напряжений

6.Технологический расчёт

37

6.1Определение режима потока

6.2Определение гидравлического уклона

6.3Проверка существования перевальной точки и самотечных участков

6.4Определение количества насосных станций

7.Определение капитальных, эксплуатационных и приведенных затрат 7.1 Определение капитальных затрат 7.2 Определение эксплуатационных затрат 7.3 Определение приведённых затрат

8.Выбор основного оборудования

8.1Выбор магистральных насосов

8.2Выбор подпорных насосов

8.3Выбор электродвигателей для насосов

8.3.1Выбор электродвигателей для магистральных насосов

8.3.2Выбор электродвигателей для подпорных насосов

8.4Построение совмещённой характеристики трубопровода и насосных

станций

8.4.1Построение суммарной напорной характеристики всех рабочих

насосов

8.4.2Построение совмещённой характеристики трубопровода и всех рабочих насосов

Выводы Библиографический список

38

Приложение 2

Необходимая справочная информация

Таблица 1 – Характеристики некоторых газов

Таблица 2 – Зависимость теплоёмкости газа от температуры и давления, ккал/(м3·°С)

39

Таблица 3 – Критические параметры индивидуальных газов