Проектирование магистральных трубопроводов реферат

Обновлено: 05.07.2024

В данной курсовой работе содержится краткая информация о проектировании магистральных нефтепроводов необходимая студентам высших учебных заведений для получения минимальных знаний о проектировании магистральных нефтепроводов.

Содержание работы

Введение………………………………………………………………………5
1. Определение оптимальных параметров нефтепровода………………….6
1.1. Расчетные значения вязкости и плотности перекачиваемой нефти….6
1.2. Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающей станции и расчет рабочего давления…………………………………………………………. 6
1.3. Определение диаметра и толщины стенки трубопровода…. ………..7
1.4 Расчет прочности и устойчивости нефтепровода……………………. 9
2. Гидравлический расчёт трубопровода………………………………….13
2.1 Гидравлический расчет нефтепровода, определение числа перекачивающих станций………………………………………………………….13
2.2 Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода……15
3. Определение оптимальных режимов работы нефтепровода………….16
3.1. Графический метод…………………………………………………….16
3.2. Численный метод………………………………………………………..17
3.3 Определение рациональных режимов перекачки………………..……19
Вывод…………………………………………………………………………23
Список литературы…………………………………………………………..24

Файлы: 1 файл

Курсовая работа по проектированию магистральных нефтепроводов.doc

По формуле 3.7.4 определяем подпор на входе НПС-2

Определяем напор на выходе НПС-2

Аналогично определяем значение подпора и напора для НПС-3

В табл. 5 приведены результаты расчетов подпоров и напоров нефтеперекачивающих станций при различном количестве работающих насосов и их комбинациях.

Таблица 5 - напоры и подпоры нефтеперекачивающих станций при различных числах работающих насосов и комбинаций их включения

Общее число основных насосов

Комбинации включения основных насосов

3.3 Определение рациональных режимов перекачки

Подпорные насосы укомплектованы асинхроннымы электродвигателями ВАОВ800L-4АУ1, мощностью 2000 кВт, а магистральные насосы – синхронными электродвигателями СТДП3150-2УХЛ4, мощностью 3150 кВт. Для возможных режимов перекачки определим значения удельных энергозатрат. В качестве примера рассмотрим один из режимов перекачки, например режим №1 (3-3-3) с производительностью 5280 м 3 /ч.

По формулам 3.2.3 и 3.8.2 определяем напоры и к.п.д. подпорного и магистрального насосов

Н_мн=227,9–2,81х10 -6 х5280 2 =149, 562 м,

Н_пн=115,3–1,3х10 -6 х5280 2 =79, 058 м.

По формулам 3.8.3 и 3.8.4 определяем коэффициенты загрузки и к.п.д. электродвигателей подпорного и магистрального насосов

По формуле 3.8.1 рассчитываем значения потребляемой мощности подпорного и магистрального насосов

Удельные энергозатраты на 1 тонну нефти, определяемые по формуле

В дальнейшем, аналогично предложенному расчету, находим значения удельных энергозатрат для выделенных режимов в табл. 5.

Возможный режим №29 соответствует наименьшему значению энергозатрат, поэтому первой узловой точкой на графике зависимости удельных затрат от производительности будет точка А.

Для каждого возможного режима перекачки, при котором выполняется условие Q_i>Q_А по формуле 3.8.11 рассчитываем значение производной

Значение является наименьшим, поэтому следующей узловой точкой на графике Е_уд(Q) будет точка с координатами Q=2853 м 3 /ч и Е_уд=1,816 кВт ч/т.

Значение является наименьшим, поэтому следующей узловой точкой на графике Е_уд(Q) будет точка с координатами Q=3382 м 3 /ч и Е_уд=2,162 кВт ч/т.

Значение является наименьшим, поэтому следующей узловой точкой на графике Е_уд(Q) будет точка с координатами Q=3838 м 3 /ч и Е_уд=2,449 кВт ч/т.

Значение является наименьшим, поэтому следующей узловой точкой на графике Е_уд(Q) будет точка с координатами Q=4191 м 3 /ч и Е_уд=2,727 кВт ч/т.

Значение является наименьшим, поэтому следующей узловой точкой на графике Е_уд(Q) будет точка с координатами Q=4514 м 3 /ч и Е_уд=2,967 кВт ч/т.

Значение является наименьшим, поэтому следующей узловой точкой на графике Е_уд(Q) будет точка с координатами Q=4780 м 3 /ч и Е_уд=3,200 кВт ч/т.

Значение является наименьшим, поэтому следующей узловой точкой на графике Е_уд(Q) будет точка с координатами Q=5036 м 3 /ч и Е_уд=3,398 кВт ч/т.

Строим график зависимости удельных энергозатрат от производительности перекачки. Из расчета видно, что все из возможных режимов перекачки являются рациональными.

График зависимости удельных энергозатрат от производительности перекачки представлен в приложении 3.

В результате проделанного курсового проекта по технологическому расчёту трубопровода, получила данные, позволяющие сделать следующие выводы: для сооружения магистральных трубопроводов применяют трубы из стали марки 17 Г1С Челябинского трубного завода по ВТЗ ТУ1104-138100-357-02-96, толщиной стенок 11,5 мм. Трубопровод III категории.

Расчётная производительность нефтепровода Q = 4999 м 3 /ч, в соответствии с этим для оснащения насосных станций применили насосы: основные НМ 5000-210 и подпорные НПВ 5000-120. Всего по трассе трубопровода расположено 7 насосных станций.

На сегодняшний день роль трубопроводного транспорта в системе НПГ чрезвычайно высока. Этот вид транспорта нефти является основным и одним из самых дешевых, от мест добычи на НПЗ и экспорт. Магистральный трубопровод в то же время позволяет разгрузить железнодорожный транспорт, для других важных перевозок грузов народного хозяйства.

Исмагилова З.Ф., Ульшина К.Ф.Технологический ра счет

А.А.Коршак., А.М.Нечваль. Трубопроводный транспорт нефти,

СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой

России.: ГП ЦПП,1997.- 52с.

Г.Г.Васильев., Г.Е.Коробков., А.А.Коршак., и др.; Под ред. С.М.

А.А.Коршак., А.М.Шаммазов., Г.Е. Коробков и др. Основы

трубопроводного транспорта нефтепродуктов. – Уфа: Реактив, 1996. – 158 с.

Содержание

Работа состоит из 1 файл

Реферат.docx

Введение………………………………………………………… ………………………………. 3 с.
Основные требования…………………………………………………… ………………….4 с.
Виды применяемых сталей……………………………………………………………… .7 с.
Основные производители и их продукция……………………………………….11 с.
Заключение…………………………………………………… …………………………………..13с.
Список использованной литературы………………………………………………… 14 с.

Строительство магистральных трубопроводов представляет собой весьма сложную и ответственную операцию. К их прокладке и конструированию применяются жёсткие требования, отступления от которых являются недопустимыми. Регламентации подлежат все технологические параметры.Требования прописаны и законодательно закреплены в СНиП-ах, ГОСТ-ах, а также в СТО(стандарты организации) отдельных предприятий. В них указано множество важных характеристик, таких как способ сварки плетей, глубина засыпки, рабочее и испытательное давления и так далее. Но одним из наиболее важных параметров является выбор материалов для изготовления труб. Их характеристики должны обеспечивать безаварийное, надёжное функционирование трубопровода при заданных параметрах в течение всего срока эксплуатации. Сооружения магистральных трубопроводов являются объектами повышенной опасности, к тому же в отдельных местах нитки трубопроводов пересекают подземные коммуникации, автодороги, железнодорожные линии. В случае аварии и инцидентов на трассе МГ возможны не только перебои в газоснабжении (что в отопительный период уже само по себе представляет серьёзную опасность), но и нанесение вреда здоровью людей, вплоть до летального исхода. Всё это заставляет обращать повышенное внимание к выбору материалов для изготовления труб. Основное внимание здесь уделяется прочностным характеристикам ( рабочее давление, предел текучести, коэффициент упругости), но на производстве не менее важны и экономические показатели. Так как строительство трубопроводов сопряжено с большими материальными затратами, то выбор того или иного материала для производства труб осуществляется также из соображений экономической рентабельности.

Технологически, последнее слово в выборе материала остаётся за производителями труб, но фактически, рационалистически обоснованные требования потребителей заставляют производителей искать всё новые, более эффективные методы производства.

2.Основные требования.

Качество стали характеризуется следующими основными показателями: пределом текучести (σ_τ), временным сопротивлением разрыву (σ_Βр), относительным удлинением (δ), ударной вязкостью (а_н) и относительным сужением (ψ). Для труб из углеродистых сталей отношение предела текучести к временному сопротивлению должно быть не более 0,75, для труб из низколегированных сталей — не более 0,8 и для труб из специальных дисперсионно твердеющих и термически упроченных сталей — не более 0,85.

Основные физические характеристики стали для труб следует принимать:

Нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений и следует принимать равными соответственно минимальным значениям временного сопротивления и предела текучести, принимаемым по государственным стандартам и техническим условиям на трубы.

Пластическая деформация металла в процессе производства труб должна быть не более 1,2 %.

Размер труб характеризуется условным диаметром (D_y), наружным диаметром (D_н), толщиной стенки (s) и длиной (/). Условный диаметр — номинальный диаметр изделия по присоединительным концам. Условный диаметр для стальных труб с постоянным наружным диаметром для различных давлений отличается от внутреннего диаметра, который изменяется в зависимости от толщины стенки. Например, для труб D_н= 1020 мм и S= 12 мм Dy=1000 мм, для труб D_н= 1220 мм и S= 12 мм D_y=1200 мм.

Для магистральных трубопроводов применяют бесшовные (ГОСТ 8731—74 и ГОСТ 8733—74) и электросварные (ГОСТ 20295—74) трубы диаметром до 800 мм (табл. 3.1.4.). В строительстве широко используют трубы зарубежной поставки (табл. 3.1.5.).

В связи с разнообразием климатических условий, в которых осуществляют строительство и эксплуатацию магистральных трубопроводов, трубы разделяют на две группы:

к первой относятся трубы в обычном исполнении, предназначенные для прокладки в средних и южных районах с температурами: при строительстве от —40 0 C и выше, при эксплуатации от 0 0 C и выше;
ко второй относятся трубы, предназначенные для прокладки в районах с отрицательными температурами (северные районы): при строительстве до —60 0 C, при эксплуатации до —20 и —40 0 C.

Трубы должны иметь сварное соединение, равное по прочности основному металлу трубы. Сварные швы должны быть плотными, без непроваров и трещин (допуски на размеры шлаковых включений и пор устанавливают государственные стандарты или технические условия на данный вид труб). Отклонения от номинальных размеров наружных диаметров торцов электросварных труб на длине не менее 200 мм не должны превышать для труб диаметром 800 мм включительно величин, приведенных в ГОСТ 20295—74, а для труб диаметром более 800 мм — ±2 мм.

Овальность концов труб (отношение разности между наибольшим и наименьшим диаметрами в одном сечении к номинальному диаметру) не должна превышать 1 %, а кривизна труб— 1,5 мм на 1 м длины. Длина поставляемых заводом спиральношовных труб оговаривается заказом и должна быть не менее 12 м, а труб с продольным швом — не менее 10,5 м.

В металле труб не допускается наличие трещин, плен, расслоений, рванин и закатов. Зачистка внешних дефектов труб (кроме трещин) допускается при условии, что толщина стенки труб после зачистки не выходит за пределы допусков.

Сварные швы должны обеспечивать плавный переход от основного металла к шву без острых углов, подрезов и других дефектов формирования шва. Усиление наружного шва должно находиться в пределах 0,5—2,5 мм для труб с толщиной стенки до 10 мм включительно и 0,5—3 мм для труб с толщиной стенки более 10 мм. Высота усиления внутреннего шва должна быть не менее 0,5 мм.

Концы труб должны быть обрезаны под прямым углом и иметь разделку кромок под сварку. Косина реза для труб диаметром до 800 мм включительно должна соответствовать требованиям ГОСТ 20295—74, а для труб диаметром более 800 мм должна быть не более 2 мм. Основной металл и сварные соединения труб диаметром 1000 мм и более полностью проверяют физическими неразрушающими методами контроля (ультразвуком с последующей расшифровкой дефектных мест рентгеновским просвечиванием), а концы труб длиной 200 мм должны проходить дополнительный рентгеновский контроль.

На заводе-изготовителе каждую трубу в течение 20 с подвергают гидравлическому испытанию на давление р_и, определяемое по формуле p_и = 200sR/D_вн, где R — расчетное напряжение, принимаемое равным 90 % минимального нормативного предела текучести;

d_вн — внутренний диаметр трубы.

3.Виды применяемых сталей.

Трубы для строительства магистральных трубопроводов и отводов должны отвечать требованиям СНиП 2.05.06-85* (ранее СНиП II-45—75), ГОСТа или техническим условиям. Для их изготовления применяют следующие стали: углеродистую обыкновенного качества; углеродистую обыкновенного качества конверторную (у); углеродистую качественную конструкционную (ГОСТ 1050—74); низколегированную конструкционную (ГОСТ 19281—73, ГОСТ 19282—73). Трубы диаметром до 500 мм изготавливают из спокойных и полуспокойных углеродистых сталей, более 500 мм — из спокойных и полуспокойных низколегированных сталей. СНиП 2.05.06-85* задаёт основные требования и определяет значения расчеты характеристик.

Расчетные сопротивления растяжению (сжатию) R₁ и R₂ следует определять по формулам:

где m	—	коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по табл. 4;
k₁, k₂	—	коэффициенты надежности по материалу, принимаемые соответственно по табл. 2 и 3;
k_н	—	коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый по табл. 5.

Примечание: допускается применять коэффициенты 1,34 вместо 1,40; 1,4 вместо 1,47 и 1,47 вместо 1,55 для труб, изготовленных двуслойной сваркой под флюсам или электросваркой токами высокой частоты со стенками толщиной не болев 12 мм при использовании специальной технологии производства, позволяющей получить качество труб, соответствующее данному коэффициенту k₁ .

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
Номер режима	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.

Топливно-энергетический комплекс – основа развития всех отраслей экономики России. Важнейшим его элементом является система магистральных трубопроводов для транспорта нефти, газа и продуктов их переработки. Географическое расположение месторождений нефти и газа в России и их потребителей ставит трубопроводный транспорт на первое место среди всех остальных видов. Только трубопроводный транспорт способен гарантировать бесперебойную и равномерную поставку значительных грузопотоков нефти, нефтепродуктов и газа, обеспечивая при этом наименьшие экономические затраты.

Содержание

Основная часть:
1. ИСТОРИЯ
Дореволюционный период
Период до Великой Отечественной войны
Период Великой Отечественной войны
Период до распада СССР
Современный период

2. Состав сооружений магистральных нефтепроводов

3. Состав сооружений нефтепровода

4. Ремонт и замена технологического оборудования трубопроводов

5. Порядок проектирования магистральных трубопроводов

Заключение
Список используемых источников

Прикрепленные файлы: 1 файл

Федерально государственная бюджетна1.doc

При перекачки высоковязких нефти и нефтепродуктов в состав линейной части трубопроводов входят тепловые станции.

В состав насосных перекачивающих станций (НПС) входят здания и сооружения:

здание насосной станции с насосными агрегатами, технологические трубопроводы, манифольды и градирни;
резервуарный парк с очистными сооружениями;
административные и санитарно-бытовые здания;
вспомогательные цеха;
жилые поселки и другие сооружения.

В начале нефтепровода находится головная насосная станция (НПС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживает несколько промыслов или один промысел, разбросанный на большой территории. Головная насосная станция отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным трехсуточной пропускной способностью нефтепровода.

Промежуточные насосные станции на границах участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным 0,3…1,5 суточной пропускной способности трубопровода и объемом одного перегона трубопровода на случай аварийного освобождения трубопровода от нефти. Все станции оборудуются подпорными насосами.

Насосные перекачивающие станции (НПС) на нефтепроводах и продуктопроводах располагаются с интервалом 50…150 км. Оборудуются современные НПС, как правило, центробежными насосами с электрическим приводом, производительность которых достигает 12000 м3/ч. При отсутствии государственных линий электропередач в качестве приводов применяются дизельные двигатели.

Конечным пунктом нефтепровода является, как правило, сырьевой пункт НПЗ. Конечными пунктами магистрального трубопровода могут быть перевалочные нефтебазы, с которых нефть различными видами транспорта отгружается на НПЗ на переработку или на экспорт.

Ремонт и замена технологического оборудования трубопроводов

Ремонтные работы на трубопроводах бывают плановыми в соответствии с графиками ППР (планово-предупредительного ремонта) и внеплановыми, как правило, при аварийных ситуациях. Ремонтные работы проводятся в соответствии с руководящими документами (РД), техническими условиями (ТУ) или методическими указаниями и рекомендациями, которые разрабатываются и утверждаются нефтяными компаниями. В этих же рекомендациях устанавливаются виды работ текущего и капитального характера, сроки их промедления.

Поскольку магистральные нефтепроводы продуктопроводы и газопроводы являются опасными производственными объектами техногенного характера, на всех участках трубопровода должны быть установлены перечни опасных мест и опасных работ, определены методики по их проведению.

Перечни работ текущего или капитального характера и сроки их проведения указываются в РД (руководящие документы) по производству ремонтных работ. Основными задачами плановых ремонтов являются:

обеспечение максимальной длительности работы трубопровода без остановок;
обеспечение безаварийной работы трубопровода;
пополнение резерва труб, фланцев, арматуры, материалов и запасных частей.

В перечень работ капитального характера входят:

рытье контрольных шурфов по трассе трубопровода и проведение электрометрических измерений;
вскрытие и осмотр подлежащих ремонту участков трубопровода, замена бракованных труб и деталей трубопровода;
нанесение нового изоляционного покрытия;
внутренняя очистка трубопровода от коррозии, парафина и других различных отложений;
замена изношенной регулирующей и запорной арматуры;
проведение берегоукрепительных работ в районе водных переходов;
восстановительные работы, вызванные размывами грунта по трассе трубопровода;
ремонт магистральных колодцев;
ремонт станций катодной защиты;
ремонт автомобильных дорог и систем связи и управления.

В состав капитальных ремонтов на насосных и компрессорных станциях входят работы:

ремонт конструкций зданий и сооружений;
ремонт и замена технологического оборудования;
ремонт резервуаров и замена фланцевых соединений сосудов и аппаратов;
ремонт трансформаторных подстанций и электротехнического оборудования;
ремонт котельных установок;
ремонт систем АСУ ТП;
ремонт инженерных сетей.

Капитальный ремонт производит ся по заранее разработанному графику, продолжительность капитального ремонта устанавливается в зависимости от объема работ и возможности перерыва в работе нефтепровода, продуктопровода или газопровода.

В минувшем году на самом высоком государственном уровне была обозначена актуальная проблема — прогрессирующая изношенность основных производственных фондов, которая может в самом недалеком будущем привести к экономическому коллапсу. И ведущие специалисты, и топ - менеджеры компаний солидарны в том, что только ощутимое увеличение инвестиций на воспроизводство мощностей может предотвратить катастрофические последствия.

Неоспорим тот факт, что выход страны из кризиса и перспективы ее поступательного развития тесным образом связаны с успешным функционированием нефтегазовой отрасли. Между тем именно в этой сфере процент износа основных фондов даже выше, чем в целом ряде менее значимых секторов промышленности. Именно сегодня важно точно и своевременно реагировать на запросы времени.

Акционерная компания по транспорту нефти

Порядок проектирования магистральных трубопроводов

Начиная с 1996 г. введен новый порядок организации проектных работ объектов трубопроводного транспорта нефти и газа. Разработка проектной документации осуществляется на основе утвержденных (одобренных) обоснований инвестиций в строительство магистральных трубопроводов. Обоснования инвестиций регламентируются строительными нормами и правилами СНиП 11-01-95 "Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений", а также сводом правил СП 11-101-95 "Порядок разработки, согласования, утверждения и состав обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений".

В соответствии с этими документами процесс проектирования объектов трубопроводного транспорта разбивается на три основных этапа (рисунок).

Первый этап работ начинается с разработки ходатайства (декларации) о намерениях, которое составляется заказчиком или по его поручению проектной организацией на договорной основе

Ходатайство (декларация) о намерениях разрабатывается на основании:

рекомендаций, принятых в схемах развития трубопроводного транспорта на ближайшую перспективу;
материалов предварительных исследований и изучения перспективной потребности и мощности сырьевой базы нефти или газа с учетом разведанных и утвержденных запасов;
возможности сбыта на внутреннем и внешнем рынке.

В ходатайстве (декларации) о намерениях должно содержаться:

наименование инвестора (заказчика);
наименование трубопровода, его производительность;

Схема организации проектных работ

предполагаемые сроки строительства и ввода в эксплуатацию;
намечаемая трасса трубопровода (по материалам изучения топографических карт);
ориентировочная потребность в земельных, водных и энергетических ресурсах;
ориентировочная потребность в трубах и других материалах для строительства;
примерная численность рабочих и служащих;
возможное влияние проектируемого трубопровода на окружающую среду;
ориентировочная стоимость строительства, источники финансирования.

Ходатайство (декларация) о намерениях представляется заказчиком на рассмотрение органам исполнительной власти.

По результатам положительного рассмотрения органами исполнительной власти ходатайства (декларации) о намерениях заказчик принимает решение о разработке обоснования инвестиций в строительство.

В состав второго этапа проектных работ по обоснованию инвестиций входят:

основные решения по трубопроводу, включая его производительность и перспективную потребность исходя из наличия сырьевой базы, а также основные технологические и строительные решения;
потребность в необходимых ресурсах для строительства и источники их получения;
анализ вариантов трасс трубопровода с обоснованием выбранной трассы и краткая ее характеристика;
сроки и очередность строительства, его организация;
потребность в трудовых ресурсах;
стоимость строительства, определяемая по аналогам и укрупненным показателям;
оценка эффективности инвестиций и уточнение возможных источников их финансирования.

На основании материалов обоснования инвестиций и предварительного согласованного с органами исполнительной власти места расположения трассы производится оформление акта выбора земельных участков трассы и площадок перекачивающих станций под строительство.

Следует иметь в виду, что работа по обоснованию инвестиций выполняется, в основном, на основании изучения топографических карт, карт-схем природных компонентов (почвенных, геоботанических, геологических, животного мира и др.). Полевые технические изыскания производятся при этом в минимальном объеме при прохождении трассы нефтепровода в особо сложных условиях.

На третьем этапе проектных работ осуществляется разработка технико-экономического обоснования (ТЭО) проекта строительства трубопровода. ТЭО выполняется на основе одобренных обоснований инвестиций в строительство, наличия утвержденного решения о предварительном согласовании места размещения объекта и материалов инженерных изысканий, а также разработки рабочей документации после рассмотрения ТЭО государственной экспертизой и утверждения его в установленном порядке.

Проектная документация разрабатывается преимущественно на конкурсной основе, в том числе через торги подряда (тендер).

Следует иметь в виду, что двойное обозначение стадии (ТЭО и проект), единой по составу и содержанию, принято в целях преемственности действующей законодательной и нормативной базы и совместимости с терминологией, применяемой в зарубежной практике.

В ТЭО (проекте) детализируются решения, принятые в обоснованиях, и уточняются основные технико-экономические показатели.

Детализация решений по трассе трубопровода и площадкам перекачивающих станций выполняется, в основном, с использованием данных технических изысканий.

При этом уточняются:

протяженность трассы трубопровода и ее плановое положение;
продольной профиль трассы, позволяющий установить окончательное местоположение промежуточных перекачивающих станций;
створы подводных переходов, переходов железных и автомобильных дорог, их техническая характеристика;
геологические свойства грунтов:
ведомость угодий, пересекаемых трассой трубопровода, а также другие данные, позволяющие уточнить решения, заложенные в обоснованиях.

Состав работ по ТЭО (проекту) аналогичен перечню, приведенному выше в обосновании инвестиций.

При разработке ТЭО (проекта) помимо детализации технических решений, заложенных в обоснованиях, особое внимание уделяется вопросам:

Читайте также: