Автор работы: Пользователь скрыл имя, 08 Мая 2013 в 15:58, курсовая работа
Степень надежности трубопроводов во многом определяет стабильность обеспечения регионов России важнейшими топливно-энергетическими ресурсами. Одним из путей решения проблемы повышения надежности газонефтепроводов является использование новых эффективных научно - обоснованных технологий строительства и ремонта трубопроводных систем. Основной особенностью строительства и ремонта трубопроводов является разнообразие природно-климатических и гидрологических характеристик местности вдоль трассы, что требует значительного разнообразия конструктивных и технологических решений при прокладке и эксплуатации линейной части трубопроводов.
Введение 4
1.Нормы инженерного проектирования 5
1.1. Выбор категории магистральных нефтепроводов 5
1.2 Основные требования к трассе нефтепровода 8
1.3 Конструктивные требования к нефтепроводам 17
1.4 Подземная прокладка нефтепроводов 21
1.5 Защита нефтепровода от коррозии 25
1.6 Материалы и изделия для строительства магистрального нефтепровода 32
1.7 Испытание нефтепроводов 43
2. Основные показатели магистрального нефтепровода 49
2.1 Состав расчетов 49
2.2 Расчет толщины стенки трубопровода 50
2.3 Проверка на прочность подземного трубопровода в продольном направлении 52
2.4 Проверка на предотвращение недопустимых пластических деформаций (по 2 условиям) 53
2.5 Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении 54
3. Гидравлический расчет нефтепровода 59
3.1.Исходные данные для гидравлических расчетов. 59
3.2 Определение длины нефтепровода 61
3.3 Определение расчетной пропускной способности 61
3.4 Расчет диаметра нефтепровода 62
3.5 Построение эпюры рабочих давлений 63
3.6 Определение расчетной вязкости, плотности и температуры перекачиваемой нефти 63
3.7 Определение количества насосных станций и их размещение 64
3.8 Нефтеперекачивающие станции 65
3.9 Расчет переходных процессов 68
3. 10 Система защит по давлению, обеспечивающая безопасную эксплуатацию нефтепровода 68
3.11 Определение границ и протяженности технологических участков, количества и вместимости резервуарных парков. 70
4. Определение объема резервуарных парков магистральных нефтепроводов 71
Схема расстановки насосных станций по трубопроводу 73
Схема расстановки насосных станций по трубопроводу с лупингами 74
Список использованной литературы 75
d = D -2∙δ = 1220-2∙14
= 1192 м
3.1.3. Средняя скорость течения нефти по трубопроводу рассчитывается по формуле:
3.1.4. Проверка режима течения:
По необходимости, находим ReI и ReII:
где ε – относительная шероховатость труб:
Определяем зону и режим течения трубопровода.
ReI < Re < ReII
61000 < 493787.1646 < 3050000, следовательно, зона смешанного трения
3.1.5. Находим коэффициент гидравлического сопротивления
3.1.6. Гидравлический уклон находим по формуле:
3.1.7. Потери напора на трение в трубопроводе:
м (46)
Потери напора на местные сопротивления:
Полные потери напора в трубопроводе:
(48)
Длина нефтепровода должна определяться по профилю трассы с учетом следующих основных данных: начального и конечного пунктов трассы, протяженности трассы, особенностей рельефа, инженерно-геологических и гидрологических условий, особо охраняемых природных территорий, норм проектирования, наличия на территории прохождения трассы памятников и др.
Трассы магистральных нефтепроводов должны прокладываться из условия снижения капитальных затрат на строительство, а также эксплуатационных затрат. При определении величины капитальных затрат на строительство и эксплуатационных затрат необходимо учитывать общую протяженность трассы с учетом рельефа, стоимость труб, стоимость всех работ по сооружению трубопровода (сварка, рытье траншей и т.д.) количество НПС, долю участков надземной прокладки и прокладки с выполнением защитных мероприятий, участков прокладки в горных условиях, на болотах III категории, количество переходов через естественные и искусственные препятствия, отчисления на амортизацию, расходы на электроэнергию, удаленность от дорог общего пользования источников внешнего электроснабжения, удаленность от населенных пунктов постоянного проживания. Для выбранного варианта трассы должны составляться сжатые профили трассы и план трассы.
3.3.1 Расчетная пропускная способность должна определяться по формуле:
где qi – пропускная способность нефтепровода по каждому месяцу должна определяться для заданных значений давлений на выходе НПС при расчётных значениях вязкости и плотности,
G – заданный объем
перекачки для
kн – коэффициент неравномерности перекачки.
3.3.2 При определении расчётной пропускной способности режим работы магистральных нефтепроводов должен приниматься непрерывным, круглосуточным. Расчетное время работы магистрального нефтепровода (фонд рабочего времени) с учетом остановок на регламентные и аварийно-восстановительные работы должно приниматься равным 8400 часов или 350 дней в году.
3.3.3 Значение коэффициента неравномерности перекачки должен приниматься в пределах от 1,00 до 1,10, исходя из особенностей эксплуатации нефтепровода и определяться в техническом задании на проектирование. Если оно не указано, то коэффициент неравномерности перекачки можно принимать, исходя из особенностей нефтепровода:
− для нефтепровода, идущего
параллельно с другими
−
для однониточного
нефтеперерабатывающему заводу, а также для однониточного нефтепровода, соединяющего существующие нефтепроводы − 1,07;
−
для однониточного
Диаметр магистрального
нефтепровода должен определяться на
основании технико-
Выбор значений диаметров должен осуществляться из условия, чтобы скорость движения нефти в магистральном нефтепроводе была не более скорости указанной в таблице 26 (Пропускные способности, приведенные в таблице, получены при значении коэффициента неравномерности перекачки 1,07 и плотности нефти 0,85 т/м3.) Скорость движения нефти должна быть не менее 0,31 м/сек.
Таблица 26
3.5.1 Эпюра рабочих давлений для нефтепроводов с НПС с рабочим давлением до 6,4 МПа должна определяться по технологическим участкам нефтепровода между соседними станциями с емкостью. При I категории электроснабжения промежуточных НПС эпюра давлений должна строиться через станцию при внеплановом ее отключении. В противном случае эпюра давления должна строиться из условия подачи нефти от каждой промежуточной НПС на НПС с емкостью последующего эксплуатационного участка, или на промежуточную НПС, имеющую I категорию электроснабжения. Построение эпюры рабочих давлений должно производиться с учетом этапов развития нефтепровода. При этом во всех случаях эпюра рабочих давлений должна строиться с учетом возможности отключения любой НПС.
На участке от НПС с резервуарным парком, ведущей перекачку на резервуарный парк, не оборудованном системой автоматического регулирования давления, эпюра рабочих давлений строится с учетом возможного повышения требуемого рабочего давления на выходе НПС на 0,3 МПа.
3.5.2 Эпюра рабочих давлений для нефтепроводов с НПС с номинальным давлением 10,0 МПа должна строиться с учетом срабатывания предохранительных устройств на последующей НПС при давлении 3,0 МПа.
3.5.3 Эпюра рабочих давлений от последней станции технологического участка до конечного пункта должна строиться с учетом срабатывания предохранительных клапанов в конечном пункте при давлении не менее 1 МПа.
3.5.4 Эпюра рабочих давлений для технологического участка должна быть представлена на сжатом профиле трассы нефтепровода в графической форме с указанием значений гидравлического уклона.
3.5.5 Требуемое рабочее давление на выходе НПС должно определяться по средним значениям за год вязкости и плотности и по среднегодовой пропускной способности.
3.6.1 При определении требуемого давления на выходе НПС для заданного диаметра нефтепровода обеспечивающих годовую пропускную способность должны использоваться годовая расчетная вязкость и плотность, полученные при расчетной температуре нефти по каждому месяцу.
где ρi – расчетная плотность нефти по каждому месяцу,
νi – расчетная вязкость нефти по каждому месяцу.
3.6.2 В качестве расчетной температуры нефти должна приниматься минимальная температура нефти в данной точке трубопровода, определяемая по среднемесячной температуре грунта на глубине оси трубопровода.
3.7.1. Напор, развиваемый одной насосной станцией:
3.7.2. Необходимое число насосных станций:
3.7.3. Округляем число станций в большую сторону n1=9
Размещение насосных станций по трассе нефтепровода выполняем по методу В.Г.Шухова
ΣНст=Нст*nст=542.6∙9=4883.4 м.
Фактическая производительность:
где m=0,123 коэффициент [2, табл 5.3]
3.7.4. Если нет ресурсов для увеличения расчетного расхода, то станции будут работать на пониженном напоре, а именно:
3.7.5. Выполним округление расчетного числа станций в меньшую сторону n2. В этом случае суммарного напора недостаточно для компенсации гидравлических потерь в трубопроводе. Уменьшим гидравлическое сопротивление с помощью лупинга, приняв его диаметр равным диаметру основной магистрали.
Гидравлический уклон лупинга для переходной зоны:
Необходимая длина лупинга:
3.8.1 Нефтеперекачивающие станции магистрального нефтепровода делятся на НПС с резервуарным парком и промежуточные (без РП).
3.8.2 При размещении НПС проектируемого нефтепровода на одной площадке с НПС действующего нефтепровода в КПП СОД следует предусматривать соединительные трубопроводы (блокировочные трубопроводы относящиеся к линейной части МН) между нефтепроводами. При этом на подводящем трубопроводе должна быть предусмотрена установка дополнительных задвижек обеспечивающих подключение одной из НПС к двум и более нефтепроводам.
3.8.3 Количество НПС, число рабочих МНА, напор каждого агрегата должны определяться гидравлическим расчетом. На каждую группу до трех рабочих МНА следует предусматривать один резервный агрегат. Для перекачки нефтей по магистральным нефтепроводам может использоваться последовательная, параллельная и параллельно-последовательная схемы включения насосов МН. Если при отключении одного магистрального насоса при последовательной схеме включения происходит остановка потока, необходимо применять параллельную схему включения насосов.
3.8.4 В проекте должно предусматриваться применение сменных роторов для магистральных насосов для каждого этапа развития.
3.8.5 Для поддержания заданных величин давлений (минимального на входе и максимального на выходе НПС) должна предусматриваться система регулирование давления:
− дросселированием потока для НПС с номинальным давлением 6,3 МПа;
− изменением частоты вращения электропривода для НПС с номинальным давлением 10,0 МПа.
Скорость закрытия регулятора давления установленного на выходе МНС должна определяться расчетом переходного процесса вызванного отключение НПС расположенной как выше, так и ниже по потоку нефти и выбираться из диапазона времени закрытия регулятора давления от 8 до 40 сек.
Скорость изменения частоты вращения частотно-регулируемого электропривода должна обеспечивать изменение 30 оборотов в минуту за секунду при последовательной схеме включении агрегатов и 100 оборотов в минуту за секунду при параллельной схеме включения агрегатов.
На головной НПС с резервуарным парком система регулирования не
предусматривается, если на следующей по потоку станции также имеется резервуарный парк и на обеих станциях не предусмотрена схема работы «из насоса в насос».
3.8.6 Объем резервуаров сборников для сброса нефти от ССВД должен быть не менее сброса от двух последовательных срабатываний ССВД.
3.8.7 На НПС с РП необходимость в подпорных насосах для подачи перекачиваемой нефти к магистральным насосам, должна определяться гидравлическим расчетом. В группе до четырех подпорных насосов необходимо устанавливать один резервный. Минимальное количество подпорных насосов – 3.
3.8.8 На выходных линиях подпорных насосов до магистральных насосов должны устанавливаться арматура и оборудование, рассчитанные на давление не ниже 2,5 МПа (25 кгс/см2).
3.8.9 Технологические трубопроводы резервуарных парков должны проектироваться на рабочее давление 1,6 МПа. Для защиты трубопроводов по давлению должны предусматриваться узлы с предохранительными устройствами и автоматически открывающиеся задвижки при превышении давления. Задвижки должны также автоматически открываться при переполнении резервуаров. Сброс нефти через предохранительные устройства и задвижки осуществляется в специальные резервуары аварийного сброса. Число резервуаров аварийного сброса должно быть не менее двух.
3.8.10 На участке трубопровода после магистральной насосной до узла регулирования (методом дросселирования) должен устанавливаться быстродействующий обратный клапан с временем закрытия до 2 секунд. В коллекторе магистральной насосной между агрегатными задвижками устанавливаются затворы, которые должны иметь время закрытия затвора от 2 секунд до 5 секунд и плавную посадку диска на седло при его закрытии и открытии.
3.8.11 Параметры регулирующих устройств (при регулировании методом дросселирования) должны определяться с учетом обеспечения работы при отключении одного из регулирующих устройств и перепада давления при отсутствии регулирования, равного 0,02 МПа при двух работающих устройствах. Максимальный перепад давления на узле регулирования принимается равным полному напору одного магистрального насоса при подаче, равной пропускной способности нефтепровода.