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

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

Содержание

Введение

. Обоснование способа транспорта нефти

.1 Определение приведенных затрат при трубопроводном транспорте

.2 Определение приведенных затрат при железнодорожном транспорте

. Технологический расчет трубопровода с выбором оптимального диаметра

. 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 Определение приведенных затрат при трубопроводном транспорте

По пропускной способности находим диаметр трубопровода и давление на насосной станции /1, с.16/.

= 720 мм.

Р = 5.5 МПа.

Число насосных станции nс, шт.

 (1), /3, с.12 /  

где Нст - напор развиваемый насосной станцией, м; - полная потеря напора в трубопроводе, м;

 (2), /1, с.167/

где ρ - плотность перекачиваемой нефти, кг/м3; ρ=870 кг/м3;- ускорение свободного падения, м/с2.

Плотность на расчётную температуру определяется по формуле:

ρt = ρ20 - ξ · ( t - 20 ), (3), /1, с.10/

где ξ - температурная поправка, кг/м3 · 0С;- расчетная температура, 0С; tгр.min = 1,50С.

ξ = 1,825 - 0,001315 · ρ20; (4), /1, с.10/

ξ = 1,825 - 0,001315·870 = 0,681 кг/м3 · 0С.

Тогда плотность на расчётную температуру будет равна:

ρt = 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;

Δz - разность отметок конца и начала трубопровода, м; Δz=z2-z1=143,2-100=43,2 м; - гидравлический уклон, м/м.

 (6), /1, с.135/

Полагая, что режим движения турбулентный в зоне гидравлически гладких труб, выбираем

β - коэффициент; β=0,0247 с2/м /1, с.135/;- коэффициент; m= 0,25 /1, с.135/;

υ0 - вязкость перекачиваемой нефти, м2/с;- секундный объемный расход, м3/с;вн - внутренний диаметр, м.

Вязкость нефти на расчётную температуру определяется из следующего выражения:

 (7), /1, с.12/

где νt1 - кинематическая вязкость нефти, м2/с; - коэффициент , который можно определить по следующей формуле:

= -  (8), /1, с.12/= - = -  = 0,0859.

Тогда вязкость нефти при расчетной температуре:

ν1 = 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 δ - толщина стенки, мм; δ=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.;- 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;тр - расстояние транспортировки по трубопроводу, км; Lтр=200 км;- 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, ;- нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений, год -1; Еn=0,12 год -1;

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;жд - расстояние транспортировки по железной дороге, км; Lжд =200 км;жд - среднесуточный пробег цистерны, км/сут.; lжд=230 км/сут.;

τпв - время погрузки и выгрузки железнодорожного состава, сут.; τпв=3 сут.;

χжд - коэффициент неравномерности работы железнодорожного транспорта; χжд=1,13;

Цм - число цистерн в маршруте, шт; Цм=60 шт;, Cц - стоимость, соответственно, одного локомотива и одной цистерны грузоподъемностью 50т, тыс.руб.; Cz=120тыс.руб.; Сц=4,55 тыс.руб..

Средняя себестоимость перевозок, руб/т.км; S=0.33*10-5тыс. 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;нар - 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

δ = , (16) /1, с.102/

где δ - толщина стенки трубопровода, мм;- коэффициент надёжности по нагрузке; n = 1,15 /1, с.102/;- расчётное сопротивление, МПа.

Расчётное сопротивление

=, (17) /1, с.102/

где  - нормативное сопротивление растяжению, предел прочности, МПа;

 = 510 МПа;- 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/.

=  = 297.376 МПа.

δ = = 8.5 мм.

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

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

σпр N = - α · Е · Δt + 0.25· , (18), /1, с.104/

где α - коэффициент линейного расширения материала труб, град-1;

α = 1,2 · 10-5 град-1;

Е - модуль упругости, МПа; Е = 2,05· 105 МПа;

Δt - расчётный температурный перепад, 0С.

Δt = tmax гр. - tmin гр. (19),

Δt = 8 - 1.5 = 6.50C.

Если Δt < 400C, то Δt = 400C.

σпр. N = - 1,2 · 10-5 · 2,05· 105 · 40 + 0,25· = 50.98 МПа.

Если σпр. N ≥ 0, то осевые сжимающие напряжения отсутствуют

Далее проверяется прочность подземного трубопровода по условию:

σпр. N ≤ Ψ2· R1, (20), /1, с.109/

где Ψ2 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях.

Если σпр. N ≥ 0, то Ψ2=1.

.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

=  , (21), /1, с.132/,

где Re - число Рейнольдса;- объёмный секундный расход, м3/с; Qc=0,693 м3/с;вн - внутренний диаметр нефтепровода, м; Dвн = 0,803 м;

νt - кинематическая вязкость нефти, м2/с; ν1,5 = 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/ε, Re2пер=500/ε,

где ε=к/Dвн, следовательно:

пер= (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:

< Re < Re1пер,

< 6467 < 267667.

Гидравлический уклон находим из выражения:

=, (23) /1, с.135/

, (24), /1, с.133/

.==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 = 27917 .;

Кт - поправочный коэффициент, учитывающий топографические условия трассы;

Кт =1,0, так как трасса проходит по низменно - холмистой местности /1, с.69/; - 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 = 28467 · 1 · = 32452.

Затраты на нефтепровод при эксплуатации

Эл = ( α4 + α2 ) · Кл + [( α3 + α1 ) · 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/;

α1 , α2 - годовые отчисления на амортизацию станции и линейную часть соответственно % /год; α1 = 8,5 % /год; α2 = 3,5 % /год;

α3 , α4 - годовые расходы на текущий ремонт станций и линейной части соответственно %/год; α3 = 1,3 %/год; α4 = 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 = 20771 . (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;

ηн , ηэ - соответственно к.п.д. насоса и электродвигателя; ηн = 0,89, ηэ = 0,95;с - 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 ) · 20771 + [( 0,013 + 0,085 ) · 2473,8 + 825.3+ 5 +80 + 20 ] · 2 = 3135 .

Приведённые затраты для участка нефтепровода

л = 0,12 · 32452 + 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

= Qc · 3600,                                                      

где Qс - секундный расход, м3/с.

= 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.

Эквивалентный диаметр рабочего колеса Dэкв, м

экв =                 (30)

где D2 - диаметр рабочего колеса, D2=0,445 м /1, с.62/;- ширина рабочего колеса, b2=0,026 м /1, с.62/;

Кл - коэффициент сужения выходного сечения лопасти рабочего колеса Кл=0,9.экв =  = 0,2м.

Число Рейнольдса

=, (31)

где Qн - номинальная подача насоса, м3/с.

=  = 20425

Находим коэффициенты перерасчёта: КQ = 1, Кн = 1, Кη = 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.:

=, (32) /1, с.138/=  = 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:

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:= .= Q/3600.= 1000 / 3600 = 0,28 м3/ч.= =2613

Режим течения является турбулентным в зоне гидравлически гладких труб

< Re < 10 Re1пер,пер=,

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

Получаем неравенство: 2300 < 2613 < 267667.

λ =.=.

λ ==0,044.= =0,000854.

Н = 1,01·0, 000854·200 ·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.

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;’ - подача насоса после обточки, м3/ч;

 - исходный диаметр колеса, м.

 - диаметр обточенного колеса, м.

 (34)

где Н - необходимый напор, м;р - 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