Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5млн. т/год

АИНГ. Специальность 5В071300 – ТТТиТ. Кафедра “Транспорт и организация перевозок”.  Группа ТХНГ – 11 -2 к/о

Жасмагамбет.А.П

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

 

Введение……………………………………………………………………………...4

1. Характеристика  магистральных  НП…………………………………………….5

2. Технологические  расчеты………………………………………………………...9

2.1 Определение диаметра и толщины стенки трубопровода…………………….9

2.2 Расчет потерь напора  по длине нефтепровода……………………………….10

2.3 Подбор насосного оборудование……………………………………………...11

2.4 Построение гидравлического  уклона, профиля и расстановка  НС…………12

Заключение………………………………………………………………………….14

Список литературы…………………………………………………………………15

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

В практике проектирования расчеты магистральных нефтепроводов  называют также технологическими расчетами, т.е. имеется в виду комплекс расчетов, связанных с технологическим процессом транспорта нефти. В состав технологического расчета входит собственно гидравлический расчет нефтепровода, выбор оборудования, механические и теплотехнические расчеты, а также технико-экономический расчет, включающий выбор оптимального диаметра трубопровода, с учетом сравнительных технико-экономических показателей различных вариантов. Технологические расчеты выполняют в соответствии с «Нормами технологического проектирования и технико-экономическими показателями магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов». По технологическим расчетам решаются основные технические вопросы наиболее рациональной схемы сооружения магистрального нефтепровода при минимальных затратах на строительство и эксплуатацию. Исходными данными для расчета является: требуемая подача нефти, определяемая заданием на проектирование и технико-экономическими проработками; физические характеристики нефти при температуре перекачки; среднемесячные температуры грунта на глубине заложения трубопровода; механические свойства материала труб, направление, протяженность и высотное расположение трубопровода, определяемое по плану трассы, нанесенной на топографическую карту, и сжатому профилю трассы.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 ХАРАКТЕРИСТИКА МАГИСТРАЛЬНЫХ  НЕФТЕПРОВОДОВ

 

Магистральные нефтепроводы (МН) – инженерные сооружения, состоящие из подземных, подводных, наземных и надземных трубопроводов и связанных с ними нефтеперекачивающие станции (НПС), приёмосдаточных пунктов (ПСП), нефтебаз (НБ) для хранения нефти и других технологических объектов, обеспечивающих транспортировку, приемку, сдачу нефти потребителям или перевалку на другой вид транспорта;

По магистральным  нефтепроводам нефть и нефтепродукты  транспортируются на значительные расстояния, нередко до 2000 км и более. Диаметр магистрального нефтепровода от 200 до 1220 мм, давление, как правило, 5—6 Мн/см2 (50—60 кгс/см2). Подводящие нефтепроводы предназначаются для транспортировки нефти с промыслов на головные сооружения магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов с нефтеперерабатывающих заводов на головные сооружения магистральных нефтепродуктопроводов: они имеют протяжённость до нескольких десятков км. Основные параметры магистрального нефтепроводов : протяжённость, производительность, диаметр, давление и число перекачечных станций. Первые два параметра задаются, остальные определяются расчётом. Для сооружения нефтепроводов применяют трубы из углеродистой и низколегированной стали, в основном сварные, с продольным и спиральным швами. При расчёте магистрального нефтепровода большое значение имеют вязкость и плотность перекачиваемых нефти и нефтепродуктов. Для предохранения труб от почвенной коррозии и блуждающих токов применяют антикоррозийную изоляцию и электрохимические методы защиты: катодную защиту, электрополяризованные протекторы, электродренаж. По всей длине нефтепровода устанавливаются линейные секущие задвижки. Расстояние между задвижками определяется в зависимости от рельефа местности, но составляет не более 20 км. При перекачке высоковязкой и высокозастывающей нефти применяют её подогрев на перекачечных станциях и промежуточных пунктах подогрева. Стоимость строительства магистральных нефтепроводов окупается в относительно короткие сроки (обычно 2—3 года).  
В состав магистральных нефтепроводов входят: линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции и резервуарные парки (рис. 20.1). В свою очередь линейные сооружения согласно СНиП 2.05.06 — 85 включают: трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной нефти) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения нефтеперекачивающих станций, узлами пуска и приема очистных устройств и разделителей при последовательной перекачке, установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопровода, линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов, и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов; противопожарные средства, противоэррозионные и защитные сооружения трубопровода; емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов; постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопровода; пункты подогрева нефти указатели. 
     Основные элементы магистрального трубопровода — сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод. Как правило, магистральные трубопроводы заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глубина заложения не диктуется особыми геологическими условиями или необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне (например для исключения возможности замерзания скопившейся воды) Для магистральных трубопроводов применяют цельнотянутые илы сварные трубы диаметром 300—1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением в трубопроводе, которое может достигать 10 МПа.

На пересечениях крупных рек нефтепроводы иногда утяжеляют закрепленными на трубах грузами или сплошными бетонными покрытиями закрепляют специальными анкерами и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной, укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр которых на 100—200 мм больше диаметра трубопровода. 
      С интервалом 10—30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные задвижки для перекрытия участков в случае аварии. 
     Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в основном имеет диспетчерское назначение. Ее можно использовать для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления. Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением

к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода. 
Нефтеперекачивающие станции (НПС) располагаются на нефтепроводах с интервалом 70—150 км. Перекачивающие (насосные) станции нефтепроводов и нефтепродуктопроводов оборудуются, как правило, центробежными насосами с электроприводом. Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 12500 м3/ч. В начале нефтепровода находится головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов или один промысел разбросанный на большой территории, ГНПС отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода. Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплекс вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая подаваемое по линии электропередач (ЛЭП) напряжения от 110 или 35 до 6 кВ, котельная, а также системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т.д. Если длина нефтепровода превышает 800 км, его разбивают на эксплуатационные участки длиной 100—300 км, в пределах которых возможна независимая работа насосного оборудования. Промежуточные насосные станции на границах участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным 0,3—1,5 суточной пропускной способности трубопровода. Как головная, так и промежуточные насосные станции с резервуарными парками.  
Тепловые станции устанавливают на трубопроводах, транспортирующих высоко застывающие и высоковязкие нефти и нефтепродукты иногда их совмещают с насосными станциями. Для подогрева перекачиваемого продукта применяют паровые или огневые подогреватели (печи подогрева) для снижения

тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены

теплоизоляционным   покрытием. 
      Конечный пункт нефтепровода — либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо перевалочная нефтебаза, обычно морская, откуда нефть танкерами перевозится к нефтеперерабатывающим заводам или экспортируется за границу.

Ремонтопригодность  формируется на стадии осуществления  проектных решений и достижения высокого качества их исполнения в  процессе строительства. Но реализуется ремонтопригодность как свойство надежности в процессе эксплуатации, когда происходит поддержание, а в необходимых случаях и повышение надежности магистральных трубопроводов, за счет активного, направленного воздействия эксплуатационных служб трубопроводных предприятий на контролируемые ими параметры оборудования, технических средств и процессов. 
Изменение значений параметров качества трубопровода при эксплуатации вызывает закономерное изменение его состояния, характеризующегося вполне определенными критериями. Научно обоснованное предсказание конструктивно-технологических и эксплуатационных свойств трубопровода, опирающееся на такие критерии, составляет одну из наиболее важных задач прогнозирования надежности магистрального трубопровода.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

     2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

 

Таблица 1

Исходные данные

№	Производительность   G, млн т/год	Плотность Транспортируемого нефти, кг/	Вязкость нефти, /с	м	м	Длина нефте- проводаL,км
5	4,5	850	0,5×	20	80	800

 

 

2.1 Определение  диаметра и толщины стенки  трубопровода

          

Дано:

G=Q=4,5 млн т/год

р=850 кг/

v=0,5× /с

Нужно найти: D-?; G-?

                      

                               

N-расчетное  число  рабочих  дней  магистральных   нефтепроводов [Абузова, таблица-5.1, 50стр]

                                

Диаметр нефтепровода можно выбрать [Абузова, таблица-5.2, 51стр] или рассчитать по следующий  формуле:

                                 D=

Определим диаметр  по второму варианту, принимая

                                 D=

По ГОСТу  выбираем диаметр D=530мм.

Пересчитаем  скорость движение  нефти относительно выбранного диаметра:

                                 =

По ориентировочным  параметрам  магистральных  нефтепроводов  [Абузова, таблица-5.2, 51стр] выбираем для данный  производительности  расчетное рабочее давление  трубопровода. Оно нужно  для  определение  толщины  стенки нефтепровода. Выбираем рабочее  расчетное давление Р=5,7МПа.

Теперь можно определить толщину  стенки трубопровода:

                                  

Где : n-коэффициент  надежности  трубы  по нагрузки. Для  подземных  магистральных  трубопроводов  n=1,15.

-расчетное сопротивление   металла  труб  растяжению и сжатию.

                                        (МПа)

Где нормативное  сопротивление  растяжению сжатию металла труб, оно равна  значению временного сопротивления, то ест [Абузова, таблица-11.1, 198стр].

МПа

m- коэффициент  условий работы трубопровода,(выбираем  по СНиП 2.05.06-85), для линейных участков m=0,9

-коэффициент надежности по  материалу,(для стальных труб  -1,45)

- коэффициент надежности по назначению трубопровода,(выбираем из справочника  

                                      =366 МПа

                                     

                 

 

2.2 Расчет  потерь напора по длине нефтепровода

 

Определяем  фактическую скорость движение  нефти:

                                    = =0,848м/с

Находим  режим  движение нефти по трубопроводу:

                                     Re=

 Находим  переходное число Re:

                                   

-относительное шероховатость.

                                    =

Получили  Re < поэтому коэффициент гидравлического сопротивления λ определяем по формуле Блайзуса:

                                

Теперь определяем потери напора по длине трубопровода:

                  =0,033

Определим  расчетный  напор одной  станций:

                                            (м)

Здесь Р- расчетное  рабочее  давление  в трубопроводе, которое выбираем из  [Абузова, таблица-5.2, 51стр]. Р=5,7МПа