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
3.8.12 Рабочий диапазон регулирования частоты вращения вала насоса должен составлять от 0,5 до 1,05 от расчетной частоты вращения. Скорость изменения частоты вращения вала насоса в пределах диапазона ее регулирования (с возможностью настройки) должна находиться в диапазоне от 30 до 100 об/мин за 1 сек.
3.8.13 Технологическая схема НПС с РП должна предусматривать возможность работы по схеме «из насоса в насос».
3.8.14 Испытание трубопроводной обвязки магистральных насосных агрегатов на прочность и герметичность должно проводиться совместно с насосами с учетом ограничений по испытательному давлению заводов-изготовителей оборудования, арматуры, труб и соединительных деталей. Трубопроводная обвязка испытывается на прочность Рисп = 1,25 Ру.
3.8.15 Коллектор магистральной насосной от входа первого насоса до узла регулирования (методом дросселирования) должен рассчитываться на давление, превышающее рабочее давление в магистральном нефтепроводе на величину от 1,0 до 1,5 МПа, но не более предельного рабочего давления МНА. При использовании частотно-регулируемого привода (регулирование изменением числа оборотов электропривода насосного агрегата) коллектор магистральной насосной должен рассчитываться на предельное рабочее давление магистрального нефтепровода, независимо от схемы включения магистральных насосных агрегатов.
3.8.16 Для привода насосов должны применяться электродвигатели во
взрывозащищенном исполнении, в соответствии с категорией помещения (общий машинный зал с насосами, машинный зал с противопожарной стенкой/перегородкой) или на открытых площадках.
3.8.17 Скорости движения нефти в технологических трубопроводах должны составлять:
– во всасывающих и дренажных трубопроводах – от 0,5 до 1,5 м/с;
– в подводящих и напорных трубопроводах НПС, коллекторах подпорных и магистральных насосных агрегатов, приемных трубопроводах резервуарного парка, трубопроводах сброса давления и откачки утечек – до 7,0 м/с.
3.8.18 Места расположения НПС должны определяться гидравлическим расчетом с учетом благоприятных топогеологических и гидрогеологических условий, а также как можно ближе к районам с развитой инфраструктурой.
3.9.1 Для определении необходимости установки ССВД при проектировании должны выполняться расчёты переходных процессов (нестационарных режимов). На участке от промежуточной НПС до НПС с резервуарным парком с предохранительными клапанами на входе расчет переходного процесса не производится. Расчеты должны выполняться для случая отключения промежуточной НПС технологического участка в соответствии с 6.10.1. Если технологическая схема НПС с емкостью предусматривает перекачку «из насоса в насос», то рассматривается также отключение этой станции при снижении рабочего давления на предыдущей НПС до безопасного уровня.
3.9.2 По результатам расчёта переходных процессов и срабатывания защиты по давлению на предыдущей от отключенной НПС, должна быть построена эпюра максимальных давлений при переходных процессах, на которой должны быть указаны значения максимальных давлений в каждой точке нефтепровода, возникающие при переходных процессах.
Значения максимальных давлений в каждой секции нефтепровода, возникающие при переходных процессах, не должны превышать давления, принимаемого минимальным из двух значений:
– 97 % от испытательного давления секции на прочность (для участков III – IV
категорий), 88 % от испытательного давления секции на прочность (для участков I – II категорий), 73 % от испытательного давление секции на прочность (для участков категории«В»)
– 110 % от несущей способности секции.
Эпюра максимальных давлений при переходных процессах и эпюра допустимых давлений при переходных процессах должны быть приведены на сводном графике расчётных давлений при переходных процессах.
3.10.1 Для защиты магистрального нефтепровода от повышения давления в переходных процессах должны предусматриваться следующие защиты:
− отключение одного насоса на МНС при превышении допустимого рабочего давления на выходе НПС на 0,2 МПа;
− отключение НПС при повышении давления в нефтепроводе до величины равной 1,09 от допустимого рабочего давления на выходе НПС, но не более чем на 0,4 МПа от допустимого рабочего давления;
− сброс
через предохранительные
значение составляет 0,7МПа. При этом максимальное рабочее давление в технологическом трубопроводе резервуарного парка должно быть не более 1,0 МПа;
− срабатывание ССВД при повышении давления в нефтепроводе на величину не более 0,4 МПа от давления настройки ССВД, происходящем со скоростью выше 0,2 МПа/сек.
Регулирующий клапан ССВД должен обеспечивать настройку скорости роста давления в диапазоне от 0,01 до 0,06 МПа/с. Давление в пневмоаккумуляторах должно определяться по расчёту переходного процесса с учетом технической характеристики ССВД. На промежуточных насосных станциях с рабочим давлением на выходе НПС 6,3 МПа должна устанавливаться ССВД с горизонтальными подземными сбросными резервуарами.
Необходимость установки ССВД должна определяться технико-экономическим расчётом.
3.10.2 На всех НПС должна предусматриваться двухступенчатая (отключение отдельных насосов и станции в целом) защита по максимальному давлению на выходе станции. Ступени (контуры) защиты должны быть независимы друг от друга. На НПС с резервуарным парком для защиты коммуникаций РП и подводящего нефтепровода должна предусматриваться защита сбросом нефти в специальные резервуары через предохранительные устройства и через электроприводную задвижку.
3.10.3 Для нефтепровода с рабочим давлением на выходе НПС 10 МПа защита должна обеспечивать срабатывание предохранительных устройств для ограничения давления на входе НПС в случае её отключения и одновременную передачу сигнала на отключение предыдущей НПС для ограничения объёма сброса через предохранительные устройства.
Передача сигнала осуществляется по каналам телемеханики или (и) по специально выделенному каналу. Для повышения надежности передачи сигнала должно предусматриваться дублирование канала связи.
3.10.4 На промежуточных НПС с рабочим давлением на выходе НПС 10,0 МПа, где предусмотрен аварийный сброс нефти от предохранительных устройств, должны быть предусмотрены не менее двух отдельно выделенных вертикальных стальных резервуаров с полезной ёмкостью, обеспечивающей сброс с максимальной пропускной способностью в течение 1 часа.
3.10.5 Предельное максимальное давление на выходе НПС (после узла
регулирования) должно быть не более 1,05 допустимого рабочего давления на выходе НПС.
Аварийное максимальное давление на выходе НПС (после узла регулирования давления) должно быть не более 1,09 допустимого рабочего давления на выходе НПС, но не превышающее допустимое рабочее давление на выходе НПС более чем на 0,4 МПа для НПС с рабочим давлением на выходе 6,3 МПа и 0,7 МПа для НПС с рабочим давлением на выходе 10,0 МПа.
3.11.1 Суммарный полезный объем резервуарных парков нефтепровода должен распределяться следующим образом.
Головная
нефтеперекачивающая станция
На НПС с емкостью, расположенных на границе эксплуатационных участков, а также в месте перераспределения потока нефти между нефтепроводами должна предусматриваться резервуарная емкость в размере 0,3 – 0,5 суточной производительности нефтепроводов. При выполнении приемосдаточных операций на НПС резервуарная емкость должна быть в пределах 1,0 – 1,5 суточной производительности нефтепровода.
При необходимости проектируются дополнительные парки так, чтобы длина технологического участка не превышала:
– 600 км при регулировании давления на входе и выходе НПС методом
дросселирования с применением регулирующей заслонки;
– 1200 км при регулировании давления изменением числа оборотов насосов с применением частотно-регулируемых электроприводов.
3.11.2 При нескольких параллельных нефтепроводах суммарный полезный размер резервуарной емкости должен определяться от суммы суточных производительностей каждого нефтепровода.
3.11.3 При последовательной перекачке нефтей объем резервуарных парков каждой НПС с емкостью и конечного пункта должен определяться с учётом количества циклов смены сортов перекачиваемой нефти в году.
3.11.4 Полезная емкость (объем) резервуарных парков для расчета емкости при новом проектировании должна определяться по таблице 6.1 с учетом коэффициента использования емкости, который равен отношению полезного объема резервуара к строительному номиналу.
Полезный объем резервуара определяется по нормативным верхним и нижним уровням, рассчитываемым по времени, необходимому для выполнения оперативных действий.
Таблица 28
3.11.5 На объекте нефтедобычи или нефтепереработки, подключаемому к магистральному нефтепроводу, должна предусматриваться резервуарная емкость из расчета 3-х суточной расчетной пропускной способности соединительного нефтепровода от объекта нефтедобычи или до объекта нефтепереработки.
3.11.6 Число резервуаров в резервуарном парке должно быть не менее двух.
3.11.7 Для опорожнения и зачистки резервуаров и коллекторов резервуарного парка должны использоваться подпорные насосы.
3.11.8 Замеры количества поступающей нефти должны осуществляться с применением СИКН.
3.11.9 Проектирование вертикальных стальных резервуаров для хранения нефти должно выполнятся в соответствии с требованиями ГОСТ Р «Магистральный трубопровод. Резервуары вертикальные стальные для хранения нефти и нефтепродуктов. Нормы проектирования»
На магистральных нефтепроводах резервуарные парки размещаются:
- на головной насосной станции;
- на границах эксплуатационных участков;
- в местах
подкачки нефти с ближайших
месторождений или сброса
Суммарный объем резервуарных парков в системе магистрального нефтепровода равен:
где – суточный объем перекачки нефти по трубопроводу (Vсут = 206653.8008); nэ – число эксплуатационных участков протяженностью 400…600 км; nу – число насосных станций на границе эксплуатационных участков (где выполняются приемо–сдаточные операции).
Для определения необходимого общего объема резервуарных парков величину их полезного объема надо поделить на коэффициент использования емкости ηр определяем из источника [2, табл. 2.2].
Выбираем резервуар без понтона, объемом 50000 м³, и коэф. Ηр = 0,88
Рассчитываем
общий объем вместимости
Vобщ =
Vобщ =
Полученный результат обычно удовлетворяет рекомендуемым суммарным полезным объемом резервуарных парков.
Определяем количество резервуаров:
nрез =
где nрез – количество резервуаров для данного нефтепровода;
Vг – геометрическая вместимость резервуара, м³ [2, табл. 1.8].
Принимаем
количество резервуаров, равное 12.
Заключение
В процессе выполнения данного курсового проекта нами были решены конкретные инженерные задачи, которые потребовали привлечения комплекса знаний, полученных при изучении профильных дисциплин.
В ходе выполнения работы мы провели гидравлический расчет нефтепровода, осуществили проверку прочности и устойчивости участка нефтепровода, определили количество НПС и разместили станции по трассе нефтепровода, а также рассчитали объем резервуарных парков в системе магистральных нефтепроводов.