Расчет магистрального нефтепровода

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство транспорта Российской Федерации

Федеральное агентство железнодорожного транспорта

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

«Дальневосточный государственный университет путей сообщения»

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

курсовому проекту на тему:

РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА

Автор курсового проекта Харченко В.С.

Руководитель проекта Д. В. Кузьминых

Хабаровск, 2018



Исходные данные

? Пропускная способность нефтепровода G=16 млн.т/год;

? вязкость нефтепродукта при 20°С н₂₀ =3,8·10^-6 м²/с;

? вязкость нефтепродукта при 0°С н₀ =21,6·10^-6 м²/с;

? протяженность проектируемого участка трубопровода L=1600 км;

? плотность нефти при температуре 20°С, с=0,8425 т/м³



Содержание

Введение

1. Регулирование работы насосов

2. Расчет и проектирование нефтепровода

2.1 Определение расчетных параметров нефтепродукта и трубопровода

2.2 Определение режима движения потока

2.3 Определение потерь напора в трубопроводе

2.4 Определение гидравлического уклона

2.5 Определение числа насосных станций

Заключение

Список используемой литературы

Приложение



Введение

В настоящее время трубопроводный транспорт относится к одному из наиболее широко распространенных способов транспортировки нефти. Сети нефтепроводов протягиваются на тысячи километров по всему миру.

Проектирование и прокладка трубопровода представляет собой кропотливую, ответственную, совместную работу специалистов различных областей. Только учет всех факторов, оказывающих на него влияние при строительстве и эксплуатации, позволит обеспечить надежность и безопасность поставок нефти из районов добывающей промышленности к местам ее переработки и потребления. Даже незначительные ошибки могут привести как к экономическим потерям, так и к серьезным экологическим катастрофам. трубопровод напор гидравлический насосный

В данной курсовой работе представлен пример технологического и гидравлического расчета нефтепровода по заданным исходным данным, представлен профиль с распределенными по длине трубопровода нефтеперекачивающими станциями.



1. Регулирование работы насосов

Регулированием работы насоса называется процесс искусственного изменения характеристики трубопровода или насоса для обеспечения работы насоса в требуемой режимной точке, т. е. для сохранения материального и энергетического баланса системы.

С развитием и укрупнением систем водоснабжения и канализации возрастает необходимость регулирования подачи насосных станций, поскольку они являются одним из крупнейших энергопотребителей. Кроме того, поддержание требуемого напора в сети приводит к уменьшению утечек и аварий на трубопроводах. В связи с этим в современном насосостроении разрабатываются способы плавного регулирования параметров насосов.

Работа системы «насос -- сеть»; регулируется изменением характеристики сети, частоты вращения рабочего колеса насоса, геометрии проточных каналов насоса и кинематики потока на входе в рабочее колесо. Одним из наиболее распространенных методов изменения характеристики сети является способ дросселирования задвижкой, установленной на напорной линии насоса. Установки дополнительного оборудования в этом случае не требуется, что является основным достоинством данного способа.

Дроссельное регулирование заключается во введении добавочного сопротивления в напорный трубопровод системы, благодаря чему Характеристика Q -- Н сети поднимается более круто Q -- H'rp и пересекает характеристику насоса в режимной точке 2, соответствующей требуемой подаче. При этом энергия теряется вследствие увеличения местного сопротивления в задвижке.

Из-за существенных недостатков (неэкономичность и возможность регулирования только в сторону уменьшения подачи) способ дроссельного регулирования можно применять только на имеющих плавную характеристику небольших насосных агрегатах, где регулирование требуется в течение короткого времени.

Для устранения неустойчивой работы насосов применяют регулирование подачи насоса перепуском жидкости из напорной линии во всасывающую. Наиболее часто такое регулирование применяется в осевых насосах, у которых кривая мощности снижается с увеличением подачи.

Перепуск жидкости во всасывающий трубопровод улучшает кавитационные качества насоса, но наличие циркуляции снижает КПД системы, требует устройства циркуляционного трубопровода и установки дополнительной арматуры, что усложняет коммуникации трубопроводов в помещении насосной станции. Поэтому данный способ не получил распространения в практике городского водоснабжения.

Регулирование подачи впуском воздуха во всасывающий трубопровод является более экономичным, чем дросселирование, но позволяет только ограниченно изменять подачу из-за резкого ухудшения кавитационных качеств насоса. В системах водоснабжения этот способ вообще неприменим, так как нельзя подавать в сеть воду, смешанную с большим объемом воздуха.

Наиболее экономичным является регулирование режима работы насоса изменением частоты вращения рабочего колеса. Изменение частоты вращения ведет к изменению характеристики Q -- H насоса таким образом, что точка пересечения кривой Qi-r-Hi насоса с характеристикой трубопровода соответствует требуемой подаче Qx при напоре Нх, т. е. сохраняется материальный и энергетический баланс системы.

Частоту вращения рабочего колеса насоса можно изменять применением двигателей с переменной частотой вращения (электродвигателей постоянного тока, электродвигателей переменного тока с переключением обмотки на различное число пар полюсов, коллекторных электродвигателей, паровых и газовых турбин, двигателей внутреннего сгорания).

На насосных станциях городского и промышленного водоснабжения наиболее широко применяют короткозамкнутые асинхронные электродвигатели, которые не допускают изменения частоты вращения. В этом случае для изменения частоты вращения рабочего колеса насоса можно соединить насос и электродвигатель с помощью регулируемой гидромуфты или электромагнитной муфты скольжения (ЭМС), либо применить асинхронный электродвигатель с вентильно-каскадным преобразователем.

Введением сопротивления (реостата) в цепь фазного ротора асинхронного электродвигателя переменного тока также можно изменять частоту вращения, что дает существенный экономический эффект по сравнению с дроссельным регулированием. При малых мощностях регулирование включением сопротивления достаточно просто и надежно. При больших мощностях приходится включать крупные реостаты, и экономическая эффективность применяемого способа резко снижается. Кроме того, этот способ обладает следующими недостатками: уменьшаются пределы регулирования при малых нагрузках и усложняются конструкции двигателя вследствие добавления колец и щеток для подключения реостата.

При применении асинхронных электродвигателей, имеющих обмотку на статоре, которая переключается во время работы двигателями на различное число пар полюсов, экономическая эффективность регулирования параметров Q и Н насосов возрастает. Двигатели этого типа выпускаются двух-, трех- и четырехскоростными.

Наиболее простым способом изменения частоты вращения ротора асинхронного электродвигателя является изменение частоты тока. В настоящее время разработаны частотные приводы с полупроводниковыми преобразователями, применение которых значительно повышает экономическую эффективность регулирования параметров насоса.

Регулирование частоты вращения ротора фазного асинхронного электродвигателя возможно также с помощью каскадного соединения его с другими машинами. Различают два типа каскадного соединения:

- электромеханический каскад -- энергия скольжения с ротора регулируемого электродвигателя через выпрямитель подается на якорь двигателя постоянного тока и возвращается (за вычетом потерь) на вал регулируемого электродвигателя с помощью механической связи между ними;

- электрический каскад -- энергия скольжения с ротора регулируемого электродвигателя возвращается непосредственно в электросеть.

Экономическая эффективность этого способа регулирования за последнее время значительно возросла в связи с применением полупроводниковых выпрямителей.

Регулирование частоты вращения рабочего колеса насоса при постоянной частоте вращения ротора электродвигателя можно осуществить с помощью гидродинамической передачи (регулируемой гидромуфты).Рабочими элементами гидромуфты являются колесо центробежного насоса и колесо турбины, размещенные в общем корпусе и предельно сближенные (зазор 3--10 мм). Рабочее колесо центробежного насоса насажено на ведущий вал (электродвигателя). Колесо турбины закреплено на ведомом валу (валу насоса), соосном с ведущим валом. При вращении ведущего вала рабочая жидкость, находящаяся в каналах колеса насоса, получает приращение механической энергии и передает ее лопаткам колеса турбины. При выходе из колеса турбины рабочая жидкость вновь попадает во всасывающие отверстия колеса насоса, и цикл повторяется. Основным способом регулирования частоты вращения ведомого вала является изменение наполнения рабочего пространства колес гидромуфты жидкостью. Потери в гидромуфте составляют около 2--3 %, поэтому полного равенства между частотой вращения ведущего и ведомого вала быть не может.

Разность частоты вращения ведущего и ведомого валов, отнесенная к частоте вращения ведущего вала, называется скольжением гидромуфты.

Из выражения следует, что потери энергии в гидромуфте увеличиваются с уменьшением передаточного числа, т. е. они увеличиваются при возрастании глубины регулирования. Это обстоятельство является недостатком гидравлических муфт. Кроме того, гидравлические муфты конструктивно более сложны, чем насосы, и имеют слишком большие размеры, почти одинаковые с размерами насосов.

Регулирование включением сопротивления в цепь ротора асинхронного электродвигателя и регулирование с помощью гидромуфты экономически равноценны, так как в том и другом случае потери энергии привода прямо пропорциональны передаточному числу.

Основным достоинством регулирования частоты вращения с помощью гидромуфт является бесступенчатое, автоматическое и быстрое изменение частоты вращения ведомого вала.

В последнее время созданы новые системы регулируемого электропривода, которые могут быть применены для изменения частоты вращения рабочего колеса центробежного насоса. К ним относятся приводы с электромагнитными муфтами. Электромагнитная муфта состоит из двух вращающихся частей -- индуктора и якоря. Якорь жестко соединен с валом электродвигателя, имеющим постоянную частоту вращения, а индуктор -- с валом насоса. Якорь и индуктор максимально сближены и имеют между собой небольшой воздушный зазор. При отсутствии электротока в обмотке индуктора крутящий момент электродвигателя не передается на вал насоса. При включении индуктора возникает электромагнитное поле, под воздействием которого индуктор с некоторым скольжением вращается вслед за якорем и передает крутящий момент от электродвигателя рабочему колесу насоса. Частота вращения индуктора зависит от силы тока возбуждения.

В нашей стране выпускаются асинхронные, панцирные, индукторные и порошковые ЭМС. Анализ механических характеристик и конструкций ЭМС показывает, что в системах водоснабжения и канализации наиболее приемлемы ЭМС индукторного типа, коэффициент полезного действия которых при полном возбуждении ЭМС составляет 0,98.

Регулирование параметров насоса изменением геометрии проточных каналов применяется в осевых насосах типа ОП.

Регулирование режима работы насоса изменением кинематики потока на входе в рабочее колесо насоса осуществляется установкой поворотно-лопастного направляющего аппарата у входа в рабочее колесо.

Поворотно-лопастный направляющий аппарат изменяет момент скорости (закрутку) потока на входе в рабочее колесо. При этом закрутка по направлению вращения рабочего колеса (положительная) уменьшает напор насоса, а против вращения (отрицательная) увеличивает напор. Этот способ регулирования допускает изменение подачи на 25 % при понижении напора на 15 % и уменьшении потребляемой мощности на 30 % номинальной. КПД насоса при указанной глубине регулирования снижается на 2--3 %. Регулирование параметров насоса входным направляющим аппаратом наиболее эффективно в системах с малым статическим напором.

На основании анализа работ по регулированию частоты вращения рабочего колеса центробежного насоса можно сделать следующие выводы:

1. Применение регулируемого привода значительно повышает экономические показатели насосных станций -- экономия электроэнергии достигает 10--15 %.

2. Применение регулируемого центробежного насоса позволяет уменьшить число насосов на насосных станциях.

3. На группу из трех-четырех рабочих насосов достаточно иметь один регулируемый насос.

4. Из существующих способов регулирования электропривода следует рекомендовать привод с ЭМС индукторного типа, каскадные приводы различных типов и многоскоростные электродвигатели. Каскадные приводы следует применять для регулирования мощных агрегатов на крупных насосных станциях. На средних и малых насосных станциях более целесообразно применять простые и дешевые приводы с ЭМС индукторного типа и частотные.

2. Расчет и проектирование нефтепровода

2.1 Определение расчетных параметров нефтепродукта и трубопровода

Пропускная способность данного нефтепровода составляет G=5 млн.т/год. Для обеспечения заданного расхода в соответствии с таблицей 1 необходим трубопровод диаметром Dн=426 мм.

Табл. 1

Нефтепродуктопроводы	Нефтепроводы
Диаметр, мм	Давление Мпа	Пропускная способность, млн.т/год	Диаметр, Мм	Давление, Мпа	Пропускная способность, млн.т/год
219 273 325 377 426 529	9,0-10,0 7,5-8,5 6,6-7,4 5,4-6,4 5,4-6,4 5,4-6,4	0,7-0,9 1,3-1,6 1,8-2,3 2,5-3,2 3,5-4,8 6,5-8,5	529 630 720 820 920 1020 1220	5,3-6,4 5,1-6,1 4,9-5,9 4,7-5,7 4,5-5,5 4,5-5,5 4,3-5,3	6-8 10-12 14-18 22-26 32-36 42-50 70-78

Исходя из ориентировочно принятого в соответствии с табл.1 значения диаметра 720 мм и минимальной глубины укладки до верхней образующей трубы hз=1800 мм, рассчитаем глубину заложения Нз трубопровода до оси трубы, исходя из следующей зависимости:

Нз=

Нз=720/2+1440= 1800 мм=1,8 м

В соответствии со справочными данными на этой глубине в районе прохождения трубопровода минимальная температура составляет 3⁰С. Тогда tр=276 К.

Следующим шагом вычислим расчетную толщину стенки нефтепровода:

,

где R₁ - расчетное сопротивление металла труб растяжению (сжатию), определяемое по формуле:

где -нормативное сопротивление растяжению (сжатию) равное временному сопротивлению стали на разрыв, МПа;

-коэффициент условий работы;

К₁-коэффициент надежности по материалу;

К_н-коэффициент надежности по назначению.

В соответствии со СНиП 2.05.06-85 для данного трубопровода установлены следующие значения коэффициентов: =540 МПа; =0,9; К₁=1,47; К_н=1,0.

R1==330,6 МПа

Таким образом, толщина стенки нефтепровода составляет:

д==11,5 мм

Внутренний диаметр трубопровода при этом равен:

Dв=Dн-2?д=720-2*11,5=697 мм

Для рассчитанных значений необходимо проверить возможность развития пластических деформаций. Проверку на прочность подземных и наземных (насыпи) трубопроводов в продольном направлении согласно СНиП 2.05.06-85 следует производить из условия:

где p=5 МПа-рабочее давление (избыточное);

R₂^н - нормативные сопротивления сварных соединений, следует принимать равными минимальным значениям предела текучести, принимаемым по государственным стандартам и техническим условиям на трубы. Изготовление и техническая характеристика принятых проектом труб отвечает требованиям СниП 2.05.06.-85* п.13 «Материалы и изделия» и ГОСТ 20295-85 «Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов». Для стали марки К55: = 540 МПа, = 370МПа;

(1,15?5?697/2?11,5=166 < 333 - удовлетворяет условию, следовательно, возможна безопасная эксплуатация нефтепровода.

Следующим этапом определим плотность при расчетной температуре:

, где -температурная поправка

=1,825-0,001315*842=0.717

Тогда, с_t=842+0,717(293-276)=830,3 кг/м³

Пересчет вязкости производят по формуле:

,

где u - коэффициент крутизны пикограммы, значение которого определяют по известным значениям вязкостей при двух температурах, 1/К

= 1/К

Тогда, н_t=3,8?10^-6*=0,25?10^-4 м²/с

Объемный секундный расход нефти в трубопроводе составляет:

Q==м³/с

2.2 Определение режима движения потока

Режим движения потока в трубопроводе характеризуется числом Рейнольдса

,

где D - внутренний диаметр нефтепровода,

н - расчетная кинематическая вязкость нефти, м/с².

Re=-зона шероховатости

Коэффициент эквивалентной шероховатости k_э в соответствии с табл. 8 для стальных сварных труб с небольшой коррозией после очистки составляет:

Кэ=0,1/0,15=0,667

е=Кэ/D_вн=

Табл. 8

Эквивалентная шероховатость стальных труб

Материал и вид трубы	Состояние трубы	, мм
Бесшовные стальные трубы Сварные стальные трубы	Новые и чистые После нескольких лет эксплуатации. Новые и чистые С незначительной коррозией после очистки Умеренно заржавленные. Старые заржавленные Сильно заржавленные или с большими отложениями

Рассчитаем переходные значения чисел Рейнольдса:

Re_I=10/(0,1-(0,0210/0,0014))= 1,75

Re_II=500/(0,1-(0,0210/0,0014))=87,5

Т.к. Re_I> Re>Re_II течение нефти происходит в зоне смешанного трения.

В зоне смешанного трения для нахождения коэффициента гидравлического трения л используется формула А. Д. Альтшуля:

л=0,11*(=0,047

2.3 Определение потерь напора в трубопроводе

Общие потери напора определяем по формуле:

Н=h_ф +h_м.с +?Z,

где ?Z=30 м - разность геодезических отметок конца (или перевальной точки) и начала трубопровода;

h_ф - потери напора от трения, определяемые с помощью обобщенной формулы Л.С.Лейбензона:

h_ф=,

где в и m - коэффициенты, зависящие от режима потока и для зоны смешанного трения принимают следующие значения:

m=0,125;

в=0,0055342

h_м.с - коэффициент, учитывающий местные сопротивления на трубопроводе можно принять в размере 10% от общих потерь,h_м.с=18

Тогда, h_ф=0,0055342?((0,669*0,0025*1600*=428,43 м.

Общие потери в трубопроводе составляют:

Н=428,43+18+30=471,3 м.



2.4 Определение гидравлического уклона

Гидравлический уклон i представляет собой потерю напора на трение, отнесенную к единице длины трубопровода:

i=

Я=0,005342*()=0.000003180

2.5 Определение числа насосных станций

Число насосных станций n_ст определяют приближенно по формуле:

n_ст=,

где Нст - напор на выходе насосной станции, принимаемый по справочным данным, ориентировочно определяется по формуле

Н_СТ=

Дh - дополнительный напор, слагаемый из потерь в коммуникациях и величины передаваемого давления, требуемого для обеспечения работы основных насосов без кавитации.

n_ст==1

Число станций округляют, как правило, до ближайшего большего целого числа.

По исходным данным высотных построен профиль нефтепровода, определены участки лупингов, расставлены нефтеперекачивающие станции.

,

где i_Л - гидравлический уклон лупингового участка

в зоне смешанного трения i_Л = 0,25i

Необходимая длина лупинга:

Xл=593,74м-=121,9 км.

Координата x, км	Высотная отметка Z, м
0	9
121,9	9
243	21



Заключение

В данной курсовой работе были проведены механический и гидравлический расчеты магистрального нефтепровода общей протяженностью 2000 км. По трассе располагается девять нефтеперерабатывающих станций, обеспечивающих постоянство напора. Выбраны магистральный и подпорный насосы следующих марок: МН 3600-230, НПВ 3600-45. По результатам технологического расчета установлены наружный диаметр трубопровода D_н=820 мм. Кроме того была проведена проверка проектируемого нефтепровода на прочность с учетом факторов, влияющих на его устойчивость и нормальную эксплуатацию. Расчет показал, что трубопровод соответствует установленным нормам, и его характеристики не требуют корректировки. Также на трассе трубопровода были предусмотрены лупинги, по данным высотных отметок построен профиль нефтепровода, приведенный в приложении.



Список использованной литературы

1. Техническая документация

2.1. СНиП 2.05.06-85

2.2. ГОСТ Р 51164-98 "Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии"

3. Технология строительного производства. / ред. О.О. Литвинова, Ю.И. Белякова

4. Расчет нефтепровода. - А.А. Коршак / Санкт-Петербург, 2010.

5. Типовые расчеты при сооружении и проектировании газонефтепроводов. / ред. Л.И. Быкова, Санкт-Петрбург, 2006.

6. Центробежные и осевые компрессоры, воздуходувки и вентиляторы. М. Машгиз, 1960.

7. Насосы, вентиляторы, компрессоры. - Черкасский В.М./ Недра, 1972.

Размещено на Allbest.ru