Нормы проектирования и изыскания магистральных трубопроводов реферат
Обновлено: 05.05.2024
Система магистральных нефтепроводов на территории бывшего СССР сформировалась в особых условиях размещения пунктов добычи и переработки нефти. Известно, что с экономической точки зрения трубопроводный транспорт является наиболее выгодным по сравнению с другими видами транспортировки нефти.
1. Характеристика трассы проектируемого нефтепровода. Основные проектные решения
Проектом предусматривалось строительство магистрального нефтепровода протяженностью 430 км и мощностью 25 млн. тонн в год с возможностью последующего расширения до 50 млн. тонн в год, реконструкция двух НПС, строительство трех НПС на полное развитие.
Ванкорское месторождение — перспективное нефтегазовое месторождение в Красноярском крае России, вместе с Лодочным, Тагульским и Сузунским месторождениями входит в Ванкорский блок. Расположено на севере края, включает в себя Ванкорский (Туруханский район Красноярского края) и Северо-Ванкорский (расположен на территории Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа) участки. Для разработки месторождения создан вахтовый посёлок Ванкор.
Открыто в 1991 году. Лицензию на разработку месторождения получила в 2003 году получила компания Роснефть. Запасы нефти на месторождении превышают 260 млн.т., газа — около 90 млрд.куб.м. Проектная мощность — 14 млн т нефти в год — ожидается к 2012. По оценке на середину 2005, расходы на проект составят около $4,5 млрд. По состоянию на август 2009 года выручка от проекта составила 80 миллиардов долларов. Инфраструктура в районе месторождения полностью отсутствует.
Поставки нефти с месторождения планируется осуществлять на Дальний Восток страны через Восточный нефтепровод через нефтепровод Пурпе-Самотлор.
Рисунок 2 – Ванкорские месторождения
В проекте заложен более высокий уровень контроля всех видов работ, выполняемых при монтаже оборудования и трубопроводов.
Поскольку новый нефтепровод имеет стратегическое значение для стабильного развития экономики страны, к строительству привлечены крупные строительные организации, обладающие значительным опытом в области сооружения магистральных нефтепроводов.
Этот проект реализуется в соответствии со всеми требованиями промышленной и экологической безопасности. Разработаны нормы и требования как в отношении проектных решений, так и применяемых технологий, оборудования и материалов – трубам, насосным агрегатам, запорной и регулирующей арматуре, другому технологическому оборудованию, нормы которых на порядок жестче требований федеральных нормативно-технических документов.
К технологическим мероприятиям в период эксплуатации объекта, направленным на сокращение вредных выбросов в атмосферу, относятся применение запорной арматуры с максимально высоким классом герметичности, строительство резервуаров с понтоном. На объектах строительства были запроектированы высокоэффективные очистные сооружения для дождевых и хозяйственно-бытовых сточных вод.
Линейная часть и объекты нефтепровода Пурпе – Самотлор концентрируют в себе все передовые достижения науки в области трубопроводного транспорта нефти. Используются новейшие технологические и технические решения, современное оборудование, качественные комплектующие материалы и техника. Для строительства трубопроводной системы предусматривается использовать трубы с повышенной прочностью. Это особенно важно в северных природно-климатических условиях.
2. Расчетная часть
2.1 Исходные данные
Годовая производительность нефтепровода,GГ=15 млн.т /год;
Протяженность нефтепровода (перевальные точки отсутствуют),
Разность геодезических отметок,
Средняя расчетная температура перекачки, tР=2°С;
Плотность нефти при температуре 293К (20°С), r293=851 кг/м3;
Вязкость нефти при 293К (20°С) и соответственно 323К (50°С),
2.2 Определение диаметра трубопровода, выбор насосного оборудования, расчет толщины стенки трубопровода, определение числа перекачивающих станций
Определим расчетную температуру
, (1)
где L – полная протяженность нефтепровода;
li – длина i-го участка с относительно одинаковой температурой Ti;
n – число участков.
.
Определим расчетную плотность при температуре Т=ТР
, (2)
где r293 – плотность нефти при 293К, кг/м3;
x=1,825 – 0,001315×r293, кг/(м3∙К) – температурная поправка; (3)
x=1,825 – 0,001315×851 = 0,706 кг/(м3∙К).
.
Определим расчетную кинематическую вязкость нефти по формуле Вальтера, потому что нам нужно найти вязкость при температуре, которая не входит в диапазон известных нам величин
, (4)
где А и В – постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости и при двух температурах Т1 и Т2.
; (5)
; (6)
(7)
Определим расчетную часовую производительность нефтепровода при
(8)
где Gгод – годовая (массовая) производительность нефтепровода, млн. т/год;
r – расчетная плотность нефти, кг/м3;
Nр – расчетное число рабочих дней (принимаем NР=350 суток);
kНП – коэффициент неравномерности перекачки, kНП=1,05.
;
Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле
(9)
где wo – рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки, определяемая из графика, wo=1,5 м/с;
;
Исходя из расчетной часовой производительности нефтепровода, подбираем основное оборудование перекачивающей станции (подпорные и магистральные насосы).
По их напорным характеристикам вычисляем рабочее давление (МПа)
(10)
где g = 9,81м/с2 – ускорение свободного падения;
hп, hм – соответственно напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами;
mм – число работающих магистральных насосов на перекачивающей станции; mм=3;
Pдоп – допустимое давление ПС из условия прочности корпуса насоса или допустимое давление запорной арматуры Pдоп= 6,4 МПа.
- магистральный НМ 2500 - 230;
- подпорный НПВ 2500 - 80.
Напор магистрального насоса(D = 405 мм) составит
м, (11)
где a,b – постоянные коэффициенты.
Напор подпорного насоса(D = 540 мм) составит
м.
Расчетный напор ПС принимается равным
Нст= mм×hм= 3×218,34 =655,02 м.
Для каждого значения принятых вариантов стандартных диаметров вычисляется толщина стенки трубопровода:
(12)
где P – рабочее давление в трубопроводе, МПа;
np – коэффициент надежности по нагрузке, без подключения емкостей np=1,15;
R1 – расчетное сопротивление металла трубы, МПа.
(13)
где sв– временное сопротивление стали на разрыв, для стали К60
sв= RН1 = 588 МПа;
mу – коэффициент условий работы mу=0,9;
k1 – коэффициент надежности по материалу k1=1,34;
kн – коэффициент надежности по назначению kн=1,0;
,
Вычисленное значение толщины стенки трубопровода dо округляем в большую сторону до стандартной величины d из рассматриваемого сортамента труб.
Принимаем d=7 мм.
Внутренний диаметр трубопровода определяется по формуле:
D = Dн – 2d= 720 – 2×7 =706 мм.
Фактическая средняя скорость течения нефти (м/с) определяется по формуле
(14)
– расчетная производительность перекачки, м3/с;
Q= 2170,9 / 3600= 0,603 м3/с,
D – внутренний диаметр, м
Потери напора на трение в трубопроводе определяем по формуле Дарси-Вейсбаха
, (15)
где Lр – расчетная длина нефтепровода (равна полной длине трубопровода при отсутствии перевальных точек), м;
l – коэффициент гидравлического сопротивления.
Режим течения жидкости характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса
(16)
режим течения турбулентный.
– относительная шероховатость трубы;
kЭ – эквивалентная (абсолютная) шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от ее состояния. Для нефтепроводов из новых сварных труб принять kЭ=0,1 мм.
. (17)
Напор, развиваемый магистральными hмн и подпорными hпн перекачивающими агрегатами, определяется по формуле (1.2).
Напор на выходе с-й перекачивающей станции определяется из соотношения:
Ннс = Нвсс + Нмнс, (26)
где Нвсс – напор на входе с-й перекачивающей станции;
– напор, создаваемый работающими насосами с-й перекачивающей станции.
Напор на входной линии с-й перекачивающей станции определяется как разность между напорами, создаваемыми (с-1) перекачивающими станциями и потерями напора в трубопроводе, состоящем из (с-1) линейных участков.
. (27)
Напоры на входе и выходе перекачивающих станций должны удовлетворять условию, накладываемому ограничениями:
; , (28)
где Рн max с – максимальное допустимое давление на нагнетании с-й НПС;
Рвс min с, Рвс max с – соответственно минимальное и максимальное допустимые давления на входе с-й НПС;
g – ускорение свободного падения.
2.4.2 Расчет возможных режимов работы нефтепровода
Конфигурация работающих основных насосов (карта возможных режимов) представлена в таблице 4
Таблица 4 – Карта возможных режимов
| Номер режима | Перекачивающая станция | |
| Пурпе | №2 | |
| 1 | 2 | 3 |
| 1 | 1,1,1,0 | 1,1,1,0 |
| 2 | 1,1,1,0 | 1,1,0,0 |
| 3 | 1,1,1,0 | 1,0,0,0 |
| 4 | 1,1,0,0 | 1,1,0,0 |
| 5 | 1,1,0,0 | 1,0,0,0 |
| 6 | 1,0,0,0 | 1,0,0,0 |
Расчет возможных режимов работы нефтепровода выполним по программе RАBT_BAS.
Задаваясь числом магистральных насосов равным трем, с помощью программы расчета совместной работы трубопровода и нефтеперекачивающих станций RABT.BAS определим потери напора на эксплуатационном участке, производительность перекачки, гидравлический уклон, а также напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами. После полученные результаты проверим по условиям. Ниже приведены результаты вычислений.
Рассмотрим режим перекачки 3-2, то есть на ГПС-1 работают 3 насоса и на НПС-2 работают 2 насоса.
Результаты вычислений представлены ниже.
Внутренний диаметр трубопровода - D = .706 м
Длина трубопровода - L = 424 км
Эквивалентная шероховатость - k = .1 мм
Разность геодезических отметок - dz = -61 м
Напор остаточный - ho = 40 м
Кинематическая вязкость - v = 8.37 мм2/с
Минимальный расход - Q1 = 1500 куб.м/ч
Максимальный расход - Q2 = 2800 куб.м/ч
Точность расчета - EPS = .01 м
Количество работающих магистральных насосов km = 5
Напор в рабочей точке - Hp = 1355.809 м
Расход в рабочей точке - Qp = 2232.837 м3/ч
Гидравлический уклон - 1.02*i = 1.006784E-03
Напор подпорного насоса - hп = 83.66227 м
Напор магистрального насоса - hм = 254.4303 м
Если на ГНПС-1 будет находиться в работе один магистральный насос, расчетный напор головной перекачивающей станции составит
м,
что не превышает величину допустимого напора, который равен
Величина подпора на станции НПС-2
Величина подпора превышает допустимый кавитационный запас.
Haпоp на выходе НПС-2 равен
=+1=114,03+1·218,34=332,37 м
Величина остаточного напора на НПС-3 составит
332,37 - 1,006784*10 * 223,9*10 - (54- -100)= 152, 86 м
Остаточный напор на станции положительный, данный режим перекачки с одним магистральным насосом на ГНПС-1 подходит.
Список использованных источников
1 СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России.: ГП ЦПП, 1997.– 52 с.
2 Центробежные нефтяные насосы для магистральных трубопроводов. Каталог.– М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1981.– 18 с.
3 А.М. Нечваль. Основные задачи при проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2005.-81с.
Читайте также: