Проектирование нефтепровода «Ухта–Ярославль (511-711 км) » с грузопотоком G=18, 5 млн. 
тонн/год

Содержание Введение

1. Обоснование способа транспорта нефти

1.1 Определение приведенных затрат при трубопроводном транспорте

1.2 Определение приведенных затрат при железнодорожном транспорте

2. Технологический расчет трубопровода с выбором оптимального диаметра

3. Подбор насосно-силового оборудования Заключение Литература

Введение

В настоящее время применяют трубопроводный транспорт нефти. В отличие от железнодорожного и водного транспорта трубопроводный транспорт требует сооружения специальных путей в виде трубопроводов, по которым могут транспортироваться только жидкие нефтепродукты.

Трубопроводный транспорт имеет следующие основные преимущества перед другими видами транспорта: высокая экономичность транспортирования нефти и нефтепродуктов в больших количествах на большие расстояния, затраты на строительство окупаются в короткий срок; отсутствие передвигающихся ёмкостей, что позволяет более совершенно герметизировать транспорт нефти и тем самым снизить их потери в пути; возможность прокладки трубопровода между пунктами отправления и назначения по кратчайшему расстоянию, приближающемуся к воздушной линии, что сокращает работу транспорта по перемещению груза.

Согласно заданию спроектируем нефтепровод «Ухта — Ярославль (511 — 711 км)» с грузопотоком G=18,5 млн. тонн/год.

1. Обоснование способа транспорта нефти Для транспортировки нефтей и нефтепродуктов на дальние расстояния применяют трубопроводный, железнодорожный и водный транспорт. При выборе наивыгоднейшего способа транспортировки сопоставляют приведенные годовые расходы по различным видам транспорта. Оптимальным считается вариант с наименьшими приведенными годовыми расходами.

Рассмотрим два вида транспорта трубопроводный и железнодорожный.

1.1 Определение приведенных затрат при трубопроводном транспорте По пропускной способности находим диаметр трубопровода и давление на насосной станции /1, с.16/.

d = 720 мм.

Р = 5.5 МПа.

Число насосных станции nс, шт.

(1), /3, с. 12 /

где Нст — напор развиваемый насосной станцией, м;

H — полная потеря напора в трубопроводе, м;

(2), /1, с.167/

где с — плотность перекачиваемой нефти, кг/м3; с=870 кг/м3;

g — ускорение свободного падения, м/с2.

Плотность на расчётную температуру определяется по формуле:

сt = с20 — о? (t — 20), (3), /1, с.10/

где о — температурная поправка, кг/м3? 0С;

t — расчетная температура, 0С; tгр. min = 1,50С.

о = 1,825 — 0,1 315? с20; (4), /1, с.10/

о = 1,825 — 0,1 315?870 = 0,681 кг/м3? 0С.

Тогда плотность на расчётную температуру будет равна:

сt = 870 — 0,681? (1,5 — 20) = 882,6 кг/м3.

.

Найдём полную потерю напора в трубопроводе

(5), /1, с.138/

где l — расчетная длина трубопровода, км; l=200 км;

Дz — разность отметок конца и начала трубопровода, м; Дz=z2-z1=143,2−100=43,2 м;

i — гидравлический уклон, м/м.

(6), /1, с.135/

Полагая, что режим движения турбулентный в зоне гидравлически гладких труб, выбираем в — коэффициент; в=0,0247 с2/м /1, с.135/;

m — коэффициент; m= 0,25 /1, с.135/;

х0 — вязкость перекачиваемой нефти, м2/с;

Qc — секундный объемный расход, м3/с;

dвн — внутренний диаметр, м.

Вязкость нефти на расчётную температуру определяется из следующего выражения:

(7), /1, с.12/

где нt1 — кинематическая вязкость нефти, м2/с;

u — коэффициент, который можно определить по следующей формуле:

u = - (8), /1, с.12/

u= - = - = 0,0859.

Тогда вязкость нефти при расчетной температуре:

н1 = 0,195? 10−3? 2,71 -0,0859 (1,5 — 0) = 0,17? 10−3 м2/с.

Определим секундный объёмный расход:

(9), /2, с.42/

.

Задаём внутренний диаметр:

(10), /1, с.132/

где д — толщина стенки, мм; д=0.0075 м /1, с.629/.

.

.

.

Эксплуатационные затраты.

Цены взяты за 1980 г.

(11), /1, с.31/

где S — средняя себестоимость перевозок, руб/т.км; S=0,82*10−3 руб./тыс.км.;

L — длина пути, км.

Капитальные затраты

(12), /1, с.32/

где Сл — удельные капитальные вложения на 1 км трубопровода, тыс.руб./км; Сл=77.5 тыс. руб./км;

Lтр — расстояние транспортировки по трубопроводу, км; Lтр=200 км;

l — длина эксплуатационного участка трубопровода, км; l=200 км;

Сгс, Спс — капитальные вложения соответственно в одну головную станцию (ГС) и промежуточную насосную станцию (ПНС) без резервуарного парка, тыс.руб.; Сгс=8077 тыс. руб.; Спс=2170 тыс. руб. /1, с.33/;

Приведенные затраты

(13), /1, с.31/

где S — приведенные затраты, ;

En — нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений, год -1; Еn=0,12 год -1;

Кi — капитальные затраты для рассматриваемого вида транспорта, тыс.руб.;

Эi — эксплуатационные затраты для рассматриваемого вида транспорта, тыс.руб./год.

1.2 Определение приведенных затрат при железнодорожном транспорте Капитальные затраты

(14), /1,с.37/

где q — вместимость одной цистерны, т; q=50 т;

Lжд — расстояние транспортировки по железной дороге, км; Lжд =200 км;

lжд — среднесуточный пробег цистерны, км/сут.; lжд=230 км/сут.;

фпв — время погрузки и выгрузки железнодорожного состава, сут.; фпв=3 сут.;

чжд — коэффициент неравномерности работы железнодорожного транспорта; чжд=1,13;

Цм — число цистерн в маршруте, шт; Цм=60 шт;

Cz, Cц — стоимость, соответственно, одного локомотива и одной цистерны грузоподъемностью 50 т, тыс.руб.; Cz=120 тыс. руб.; Сц=4,55 тыс. руб.

Средняя себестоимость перевозок, руб/т.км; S=0.33*10−5 тыс. руб./тыс.км. /1,с.32/.

Вывод: Сравнивая приведенные расходы: заключаем, что наиболее экономичным является трубопроводный транспорт нефти, так как в этом случае приведенные годовые затраты наименьшие.

2. Технологический расчет трубопровода с выбором оптимального диаметра Для сравнения экономически наивыгоднейших параметров подбираются два конкурирующих диаметра трубопровода и для них производятся механический и полный технологический расчёты. Для сравнения выбираем диаметры 720 мм и 630 мм.

В дальнейшем все расчёты до выбора оптимального диаметра ведутся параллельно для всех трёх диаметров. Здесь приведены расчёты только для диаметра 820 мм. Результаты расчётов по всем диаметрам сведены в таблицу 1.

Найдём глубину заложения нефтепровода. Расстояние от поверхности грунта до верхней образующей нефтепровода принимают равной 0,8 м.

Расстояние от поверхности грунта до верхней образующей нефтепровода 800 мм.

Нz = 800 + Dнар/2, (15),

где Нz — глубина заложения оси нефтепровода, мм;

Dнар — наружный диаметр нефтепровода, мм; Dнар = 820 мм.

Нz = 800 + 820/2 = 1210 мм.

Расчет трубопровода на прочность Выберем марку стали материала трубопровода 17ГС со следующими прочностными характеристиками: предел прочности не менее 510 МПа, предел текучести не менее 353 МПа /1, с.628/.

Расчётная толщина стенки трубопровода

д =, (16) /1, с.102/

где д — толщина стенки трубопровода, мм;

n — коэффициент надёжности по нагрузке; n = 1,15 /1, с.102/;

R1 — расчётное сопротивление, МПа.

Расчётное сопротивление

R1 =, (17) /1, с.102/

где — нормативное сопротивление растяжению, предел прочности, МПа;

= 510 МПа;

m — коэффициент условия работы трубопровода; m = 0,9 /1, с.102/;

к1 — коэффициент надёжности по материалу; к1 = 1,55 /1, с.103/;

кн — коэффициент надёжности по назначению трубопровода; кн = 1.05 /1, с.103/.

R1 = = 297.376 МПа.

д = = 8.5 мм.

Полученное значение д является стандартным д = 8.5 мм /1, с.629/.

Проверим, нет ли осевых сжимающих напряжений упр N, МПа в трубопроводе по формуле

упр N = - б? Е? Дt + 0.25?, (18), /1, с.104/

где б — коэффициент линейного расширения материала труб, град-1;

б = 1,2? 10−5 град-1;

Е — модуль упругости, МПа; Е = 2,05? 105 МПа;

Дt — расчётный температурный перепад, 0С.

Дt = tmax гр. — tmin гр. (19),

Дt = 8 — 1.5 = 6.50C.

Если Дt < 400C, то Дt = 400C.

упр. N = - 1,2? 10−5? 2,05? 105? 40 + 0,25? = 50.98 МПа.

Если упр. N? 0, то осевые сжимающие напряжения отсутствуют Далее проверяется прочность подземного трубопровода по условию:

упр. N? Ш2· R1, (20), /1, с.109/

где Ш2 — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях.

Если упр. N? 0, то Ш2=1.

50.98? 297.376 МПа.

Вывод: Так как условие выполняется, то трубу с диаметром 820 мм и толщиной стенки 8.5 мм можно использовать для сооружения магистрального нефтепровода.

Расчёт режима потока нефти Режим движения потока в трубопроводе характеризуется числом Рейнольдса

Re =, (21), /1, с.132/,

где Re — число Рейнольдса;

Qc — объёмный секундный расход, м3/с; Qc=0,693 м3/с;

Dвн — внутренний диаметр нефтепровода, м; Dвн = 0,803 м;

нt — кинематическая вязкость нефти, м2/с; н1,5 = 0.17? 10−3 м2/с .

Т.к. Re>2320, то режим течения турбулентный.

Далее выбираем зону трения. Границами этих зон являются переходные числа Рейнольдса. Re1пер=10/е, Re2пер=500/е, где е=к/Dвн, следовательно:

Re1пер= (22), /1, с.133/

где k — эквивалентная шероховатость трубы, мм; k= 0,03 мм.

Режим течения является турбулентным в зоне гидравлически гладких труб, так как выполняется следующее условие:

2320 < Re < Re1пер,

2300 < 6467 < 267 667.

Гидравлический уклон находим из выражения:

i=, (23) /1, с.135/

гдекоэффициент гидравлического трения для зоны гидравлически гладких труб

(24), /1, с.133/

.

i ==0,0042 м/м.

Для определения полной потери напора в трубопроводе необходимо найти расчетную длину трубопровода. Для этого необходимо определить существование перевальной точки. Из приложение № 1 видно, что lр = 200 км.

Расчётная подача насосной станции Найдём полную потерю напора в трубопроводе Рассчитаем капитальные затраты на строительство участка нефтепровода

Клс = Ктр · Кт ·, (25)

где Клс — капитальные затраты на строительство участка нефтепровода, ;

Ктр — капитальные затраты на строительство участка нефтепровода, ;

Ктр = 27 917 .;

Кт — поправочный коэффициент, учитывающий топографические условия трассы;

Кт =1,0, так как трасса проходит по низменно — холмистой местности /1, с.69/;

l — протяжённость участка нефтепровода, проходящего с территориальным коэффициентом, км; l = 200 км;

Ктер — территориальный коэффициент района, по которому проложен

участок нефтепровода; Ктер = 1,14 /1, с.36/.

Клс = 28 467 · 1 · = 32 452.

Затраты на нефтепровод при эксплуатации Эл = (б4 + б2) · Кл + [(б3 + б1) · Кст + Зэ + Зт + Зз +П ] · nст (26), /2,с.62/

где Эл — эксплуатационные затраты для рассматриваемого вида транспорта,/год.

Кл — капитальные вложения в линейную часть, ;

Кст — капитальные вложения в насосную станцию, ;

Кст =2170 /1, с.33/;

б1, б2 — годовые отчисления на амортизацию станции и линейную часть соответственно % /год; б1 = 8,5% /год; б2 = 3,5% /год;

б3, б4 — годовые расходы на текущий ремонт станций и линейной части соответственно %/год; б3 = 1,3%/год; б4 = 0,3%/год;

Зз — заработная плата обслуживающему персоналу, /год;

Зз = 80 /год;

Зт — затраты на воду, горюче-смазочные материалы, /год на 1 станцию;

Зт = 5 /год;

Зэ — затраты на электроэнергию, /год;

Кл = Сл · l· Кт·Ктер = 91.1 · 200· 1· 1,14 = 20 771. (27), /1,с.33/

где Сл — стоимость одного километра трубопровода, ;

Сл = 91.1 .

Кст = 2170· 1·1,14=2473,8

Затраты на электроэнергию Зэ =, (28)

где G — объём годовой перекачки, т/год; G = 18.5 · 106 т/год;

Кс — коэффициент, учитывающий снижение расхода электроэнергии при сезонном регулировании перекачки; Кс = 1;

зн, зэ — соответственно к.п.д. насоса и электродвигателя; зн = 0,89, зэ = 0,95;

Nс — расход электроэнергии на собственные нужды насосной станции, кВт· ч/год; Nс = 2 · 10 6 кВт· ч/год;

Сэ — стоимость одного кВт· ч электроэнергии,; Сэ = 2,07 · 10 -5 ;

П — прочие расходы /год, которые составляют 20% от заработной платы, П = 20 /год.

Зэ = = 825.3/год Эл = (0,003 +0,035) · 20 771 + [(0,013 + 0,085) · 2473,8 + 825.3+ 5 +80 + 20 ] · 2 = 3135 .

Приведённые затраты для участка нефтепровода

Sл = 0,12 · 32 452 + 3135 = 7029 .

Таблица 1

Проведя, расчеты по трем диаметрам пришли к выводу, что трубопровод с диаметром d=820 мм наиболее выгодный.

3. Подбор насосно-силового оборудования Подача насоса Q, м3/ч

Q = Qc · 3600,

где Qс — секундный расход, м3/с.

Q = 0.693 · 3600 = 2494.8 м3/ч.

Так как необходимо обеспечить Q = 2495 м3/ч. Примем насос НМ 2500 — 230 n = 3000 об/мин /1,с.62/.

Необходимый напор, развиваемый на всем участке

(29)

где — подпор,, (Приложение № 2)

Н==932м.

Выполним пересчет характеристики насоса с воды на нефть.

Эквивалентный диаметр рабочего колеса Dэкв, м

Dэкв = (30)

где D2 — диаметр рабочего колеса, D2=0,445 м /1, с.62/;

b2 — ширина рабочего колеса, b2=0,026 м /1, с.62/;

Кл — коэффициент сужения выходного сечения лопасти рабочего колеса Кл=0,9.

Dэкв = = 0,2 м.

Число Рейнольдса

Re =, (31)

где Qн — номинальная подача насоса, м3/с.

Re = = 20 425

Находим коэффициенты перерасчёта: КQ = 1, Кн = 1, Кз = 0.972, /1,с.91/, то есть график изменится. Характеристика насоса НМ 2500−230 показана в приложении № 2.

Из графика (Приложение № 2) видно, что при Q = 2494.8 м3/ч Н = 245 м.

Напор на насосной станции должен быть Нст = 932/2=466 м, таким образом, найдём количество последовательно работающих насосов на одной станции n, шт.:

n =, (32) /1, с.138/

n = = 1.74 шт.

Принимаем 2 рабочих магистральных насоса, а с учётом одного резервного получаем на нефтеперекачивающей станции 3 насоса типа НМ 2500 — 230, включённых последовательно.

Т.к. давление подпора обеспечивает предыдущая НПС, то подпорный насос отсутствует.

Таким образом, всего насосов на трубопроводе:

6 насосов HM 2500−230 (из них 4 рабочих);

Строим суммарную характеристику в координатах Q-H всех рабочих насосов на трубопроводе.

Определяем Re, i и H для нескольких значений Q, близких к проектному.

Если Q = 1000 м3/ч:

Re = .

Qc = Q/3600.

Qc = 1000 / 3600 = 0,28 м3/ч.

Re = =2613

Режим течения является турбулентным в зоне гидравлически гладких труб

2300 < Re < 10 Re1пер,

Re1пер=,

где k — эквивалентная шероховатость трубы, мм; k= 0,03 мм.

Re1пер =.

Получаем неравенство: 2300 < 2613 < 267 667.

л =.

i =.

л ==0,044.

i = =0,854.

Н = 1,01· 0, 854· 200 · 103 + 43,2+40 = 256 м.

Аналогично выполняем расчёт при других значениях Q. Результаты вычислений сведём в таблицу № 3.

Таблица 3

Совмещённая характеристика нефтепровода и рабочих насосов представлена на графике (Приложение № 3). Рабочая точка имеет следующие параметры Q = 2590 м3/ч,

Н = 958 м, то есть результаты выше необходимых Q = 2494,8 м3/ч, Н =932м.

Для приближения полученных результатов к требуемым значениям Q и H могут быть использованы следующие методы:

применением сменных роторов или обточка рабочих колёс;

изменение количества работающих насосов;

изменением частоты вращения вала насоса;

байпасированием (перепуск части нефти из напорной во всасывающую линию);

дросселирование.

Делаем обточку рабочих колёс.

Диаметр рабочего колеса после обточки

(33) /1, с.140/

где Qр — подача насоса до обточки, м3/ч;

Q' - подача насоса после обточки, м3/ч;

— исходный диаметр колеса, м.

— диаметр обточенного колеса, м.

(34)

где Н — необходимый напор, м;

Hр — напор установленных насосов, Hр = 977 м.

.

(35)

м.

Построим совмещённую характеристику рабочих насосов и трубопровода после обточки рабочего колеса (Приложение № 4).

Таблица 5

Выполнив обточку рабочих колёс, получили рабочую точку со следующими параметрами: Q = 2555 м3/ч, Н =932м., теперь результаты максимально приближены к необходимым.

Подбор силового оборудования /1, с.62/.

Зная рабочие параметры насоса (Qр), по графику зависимости Q-N (Приложение № 2), определяем мощность насоса, N=2100 кВт. Выбираем электродвигатель типа

СТДП 2500 — 2УХЛ 4 мощностью 2500 кВт.

Заключение

Спроектирован магистральный нефтепровод «Ухта — Ярославль (511−711 км)» длиной 200 км и диаметром 820 мм.

В результате расчётов для данного трубопровода получили две насосных станции, nст=2, секундный расход нефти Qс=0,693 м3/с, для перекачки нефти выбран магистральный насос марки НМ 2500−230, построена совмещённая характеристика рабочих насосов и трубопровода после изменения количества насосов, до обточки рабочего колеса и после, выполнена расстановка НПС по трассе.

Литература

транспорт нефть затрата трубопровод П. И Тугунов., В. Ф Новоселов., и др. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: Учебное пособие для ВУЗов.- Уфа:

ООО «Дизаин-ПолиграфСервис», 2002. -658 с.

П.И Тугунов., В. Ф Новоселов, Ф. Ф. Абузова и др. Транспорт и хранение нефти и газа. М., «Недра», 1975, с.248

А.А.Бабин., и др. Типовые расчеты по сооружению трубопроводов. М., «Недра», 1979, с.176

СНиП 2.05.06 — 85. Магистральные трубопроводы / Госстрой СССР. — М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1988 — с.52