Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12 Реферат

Курсовая работа: проектирование магистрального нефтепровода на участке пурпе-самотлор —

Министерство образования и науки Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Уфимский государственный нефтяной технический университет

Кафедра «Транспорт и хранение нефти и газа»

Пояснительная записка к курсовой работе

по дисциплине: » Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов»

0200. 074609. О62ПЗ

Проектирование магистрального нефтепровода на участке Пурпе-Самотлор

Выполнил

студент группы МТ-06-04

А.И. Шайхаттарова

Проверил канд. техн. наук, доцент

М.А. Иляева

Уфа 2021

Содержание

Введение

1. Характеристика трассы проектируемого нефтепровода. Основные проектные решения

2. Расчетная часть

2.1 Исходные данные

2.2 Определение диаметра трубопровода, выбор насосного оборудования, расчет толщины стенки трубопровода, определение числа перекачивающих станций

2.3 Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода

2.4 Расчет режимов работы нефтепровода

2.4.1 Методика определения режимов

2.4.2 Расчет возможных режимов работы нефтепровода

Список использованных источников

Введение

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.

Проект нефтепровода «Пурпе — Самотлор» предназначен для транспортировки нефти Ванкорского месторождения и месторождений севера Красноярского края на нефтеперерабатывающие заводы России и на мировые рынки.

В технологической части проекта определен диаметр трубопровода. По требуемому грузообороту подобрано насосное оборудование. Произведен расчет толщины стенки трубопровода и определение числа перекачивающих станций. В результате построений линии гидравлического напора была произведена расстановка перекачивающих станций по трассе трубопровода. Были рассмотрены все возможные варианты эксплуатационных режимов нефтепровода «Пурпе-Самотлор».

1. Характеристика трассы проектируемого нефтепровода. Основные проектные решения

Трасса нефтепровода проходит по территории Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского (Югры) автономных округов. Начальной точкой нефтепровода является головная НПС «Пурпе», конечной – НПС «Самотлор». Таким образом, нефтепровод является «перемычкой» между западной и восточной составляющей российской трубопроводной системы. Благодаря этому нефтяники могут по кратчайшему маршруту поставлять нефть с новых месторождений Западной Сибири в направлении ВСТО.

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.

Трасса нефтепровода проходит вне зон особо охраняемых природных территорий и мест традиционного природопользования малочисленных народов Севера. Поэтому ни местной экосистеме, ни жизненному укладу коренных обитателей лесотундры строительство нефтепровода не угрожает. Кроме этого, проект обеспечил создание новых рабочих мест и даст ощутимую прибавку в региональные бюджеты. Заказчик проекта – ОАО «Сибнефтепровод», генеральная проектная организация ОАО «Гипротрубопровод».

Функции централизованного управления проектируемым нефтепроводом Пурпе – Самотлор (рисунок 2) будет выполнила АК «Транснефть».

Оперативный контроль осуществили из Территориального диспетчерского пункта ОАО «Сибнефтепровод». Из районного диспетчерского пункта «Ноябрьск» все объекты могут контролироваться и управляться в штатном режиме. Проект обеспечил создание новых рабочих мест и дал ощутимую прибавку в региональные бюджеты, а нефтяники могут по кратчайшему маршруту поставлять нефть с новых месторождений Западной Сибири, в том числе и Ванкорского месторождения в направлении трубопроводной системы ВСТО.

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12

Рисунок 1 – Проектируемый нефтепровод «Пурпе — Самотлор»

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 2021. 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.

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12

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),

L=424 км;

Разность геодезических отметок,

Dz=zК-zН=54-115=-61;

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),

n293= 4,94 сСт,

n323 =2,49 сСт.

2.2 Определение диаметра трубопровода, выбор насосного оборудования, расчет толщины стенки трубопровода, определение числа перекачивающих станций

Определим расчетную температуру

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12, (1)

где L – полная протяженность нефтепровода;

li – длина i-го участка с относительно одинаковой температурой Ti;

n – число участков.

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12.

Определим расчетную плотность при температуре Т=ТР

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12, (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).

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12.

Определим расчетную кинематическую вязкость нефти по формуле Вальтера, потому что нам нужно найти вязкость при температуре, которая не входит в диапазон известных нам величин

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12, (4)

где А и В – постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12и Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12 при двух температурах Т1 и Т2.

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12; (5)

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12; (6)

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12 (7)

Определим расчетную часовую производительность нефтепровода при

r=rТ

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12 (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.

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12;

Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12 (9)

где wo – рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки, определяемая из графика, wo=1,5 м/с;

Рефераты:  Развитие ЭВМ - реферат по информатике

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12;

По значению Do принимаем ближайший стандартный наружный принимаем Dн = 720мм по инструкции по применению стальных труб на объектах ОАО «ГАЗПРОМ» выбираем для нефтепровода трубы, выпускаемые Волжским трубным заводом из стали ТУ 14-3-1976-99 марки К60 со следующими характеристиками: временное сопротивление разрыву sв=588 МПа, предел текучести sт = 441МПа, коэффициент надежности по металлу трубы к1 = 1,34.

Исходя из расчетной часовой производительности нефтепровода, подбираем основное оборудование перекачивающей станции (подпорные и магистральные насосы).

По их напорным характеристикам вычисляем рабочее давление (МПа)

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12 (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.

Подбираем насосы:

— магистральный НМ 2500 — 230;

— подпорный НПВ 2500 — 80.

Напор магистрального насоса(D = 405 мм) составит

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12 м, (11)

где a,b – постоянные коэффициенты.

Напор подпорного насоса(D = 540 мм) составит

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12 м.

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12

6,4МПа >6,27МПа

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:

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12 (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.

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12 (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;

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12,

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12

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

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12 (14)

где

Q = QЧ/3600

– расчетная производительность перекачки, м3/с;

Q= 2170,9 / 3600= 0,603 м3/с,

D – внутренний диаметр, м

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12

Потери напора на трение в трубопроводе определяем по формуле Дарси-Вейсбаха

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12, (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

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12 (16)

режим течения турбулентный.

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12

где

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12

– 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.

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12. (17)

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12

При значениях Re1<Re<Re2 – зона смешанного трения.

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12

Суммарные потери напора в трубопроводе составляют:

H = 1,02ht Dz NЭ× hост , (18)

где 1,02 – коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода;

Dz = zк–zн

– разность геодезических отметок, Dz = -61 м;

NЭ – число эксплуатационных участков (назначается согласно протяженности эксплуатационного участка в пределах 400…600 км);

принимаем NЭ=1;

hост – остаточный напор в конце эксплуатационного участка,

hост =30…40 м, принимаем hост = 40м.

H = 1,02ht Dz NЭ× hост=1,02∙ 1286,76-61 40= 1265,76м.

Величину гидравлического уклона магистрали можно найти из выражения

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12.

На основании уравнения баланса напоров, необходимое число перекачивающих станций составит

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12. (19)

Округляем до целого числа в меньшую сторону n = 1.

При округлении числа станций n в меньшую сторону (n<n0) гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой дополнительного лупинга длиной lл

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12 (20)

где

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12.

Принимаем D = DЛ, тогда величина

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12. (21)

где m = 0,1 – для зоны смешанного трения;

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12,

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12.

Построим совмещенную характеристику нефтепровода и перекачивающих станций. Для этого выполним гидравлический расчет нефтепровода постоянного диаметра и оборудованного лупингом в диапазоне расходов от 1900 до 2400м/ч. Результаты вычислений приведены в таблице 1.

Таблица 1- Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций.

Расход Q,м/чНапор насосовХарактеристика трубопроводаХарактеристика нефтеперекачивающих станций
Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-121)постоянного диаметра2)с лупингом

3)n=1;

m=3

4)n=2;

m=3

5)n=2;

m=2

500256,56101,4648,6346,37871,141640,81500
1000250,1498,64257,53248,49849,051599,461000
1500239,4393,94605,69585,35812,241530,531500
2000224,4487,371093,121056,95760,701434,032000
2500205,1778,911719,811663,30694,431309,962500
1774,1201,1081,76855,65827,19685,061288,371774,1

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12

1 — характеристика трубопровода постоянного диаметра

2 — характеристика нефтеперекачивающих станций n=1

3 — характеристика нефтеперекачивающих станций n=2

4 — характеристика нефтеперекачивающих станций n=2

Рисунок 4 – Совмещенная характеристика нефтеперекачивающих станций и трубопровода.

2.3 Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода

Расстановка перекачивающих станций выполняется графически на сжатом профиле трассы.

По известной производительности нефтепровода определим значение гидравлического уклона i. Величина гидравлического уклона в случае варианта циклической перекачки вычисляется исходя наибольшей производительности нефтепровода, т. е. Q2.

Фактическая средняя скорость течения нефти (м/с) определяется по формуле

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12

где

Q=QЧ/3600

– расчетная производительность перекачки, м3/с;

Q= 2350 / 3600= 0,653 м3/с,

D – внутренний диаметр, м.

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12

Потери напора на трение в трубопроводе определяем по формуле Дарси-Вейсбаха:

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12,

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.

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12

При значениях Re1<Re<Re2 –зона смешанного трения.

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12

Суммарные потери напора в трубопроводе составляют

H = 1,02ht Dz NЭ× hост=1,02∙1283,9-61 40= 1288,6 м.

Величину гидравлического уклона магистрали можно найти из выражения:

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12

Строится треугольник гидравлического уклона (с учетом надбавки на местные сопротивления) в принятых масштабах длин и высот сжатого профиля трассы.

Напор станции составит

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12,

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12

Таблица 2 — Расчетные значения высотных отметок НПС и длин линейных участков нефтепровода.

Нефтеперекачивающая станцияВысотная отметкаРасстояние от начала нефтепровода, кмДлина линейного участка, км
ГНПС-1115200,1
НПС-2100200,1223,9
КП54223,9

2.4 Расчет режимов работы нефтепровода

Расчет возможных технологических режимов перекачки нефти по рассматриваемому участку нефтепровода выполняется на основании расчетных значений плотности и кинематической вязкости нефти, которые составляют:

плотность нефти ρ=863,7 кг/м3;

вязкость нефти ν=8,37∙10–6 м2/с.

Расчетные параметры линейных участков нефтепровода приведены в таблице 2.

2.4.1 Методика определения режимов

Режим работы перекачивающих станций определяется совместным решением уравнений, описывающих гидравлическую характеристику линейных участков трубопровода и характеристику перекачивающих станций.

Производительность трубопровода определяется из системы уравнений:

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12, (23)

где Hтр – полные потери напора на преодоление гидравлического сопротивления трубопровода, разности геодезических отметок и создание остаточного напора в конце трубопровода;

Hнс – напор, развиваемый всеми работающими насосами при заданном режиме перекачки;

Dzj – разность геодезических отметок на j –м линейном участке;

n – число линейных участков (перекачивающих станций);

Hост – остаточный напор в конечном пункте трубопровода, Hост =40 м;

htj – потери напора на трение в j – м линейном участке трубопровода;

1,02 – коэффициент, учитывающий местные сопротивления на линейном участке;

Рефераты:  Пищевые добавки в кондитерском производстве, их влияние на здоровье человека

nмнj – число магистральных насосов, установленных на j-й перекачивающей станции;

hпн – напор, развиваемый подпорными насосами;

hмнjk – напор, развиваемый k-м магистральным насосным агрегатом j-й перекачивающей станции;

fjk – индекс состояния k-го насосного агрегата j-й ПС (если насос находится в работе fjk=1; если остановлен fjk=0).

Потери напора на трение определяются по формуле Лейбензона:

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12, (24)

где n – расчетная вязкость нефти;

Q – расход нефти;

Lj – длина j-го линейного участка;

D – внутренний эквивалентный диаметр j-го линейного участка.

Значения коэффициентов b и m в формуле Лейбензона зависят от режима течения нефти и шероховатости внутренней поверхности стенки трубопровода.

Режим течения определяется безразмерным критерием Рейнольдса:

Re =Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12. (25)

В таблице 3 приведены значения коэффициентов b и m для различных режимов течения жидкости.

Таблица 3 – Зависимость коэффициентов b и m от режима течения

Режим теченияRemb
ЛаминарныйRe<232014,153
ТурбулентныйГидравлически гладкие трубы2320<Re<10/e0,250,0246
Смешанное трение10/e<Re<500/e0,1230,802×10(0,0552×lne-0,627)
Квадратичное трениеRe>500/e9,089×103×e0,25

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;

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12

– 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.

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12. (27)

Напоры на входе и выходе перекачивающих станций должны удовлетворять условию, накладываемому ограничениями:

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12; Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12, (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 режимаПерекачивающая станция
Пурпе№2
123
11,1,1,01,1,1,0
21,1,1,01,1,0,0
31,1,1,01,0,0,0
41,1,0,01,1,0,0
51,1,0,01,0,0,0
61,0,0,01,0,0,0

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

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА:

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

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12м,

что не превышает величину допустимого напора, который равен

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12

Величина подпора на станции НПС-2

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12

Величина подпора превышает допустимый кавитационный запас.

Haпоp на выходе НПС-2 равен

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12=Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12 1Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12=114,03 1·218,34=332,37 м

Величина остаточного напора на НПС-3 составит

Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12332,37 — 1,006784*10Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12 * 223,9*10Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год. Курсовая работа (т). Другое. 2013-11-12 — (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.

4 Инструкции по применению стальных труб на объектах ОАО «ГАЗПРОМ».- М.: СТО Газпром, 2007

Магистральные нефтепроводы

    ФЕДЕРАЛЬНОЕ 
АГЕНСТВО ПО НАУКЕ И ОБРАЗОВАНИЮ

    РОССИЙСКОЙ 
ФЕДЕРАЦИИ
 

    РОССИЙСКИЙ 
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

    НЕФТИ
И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА
 

    КАФЕДРАЭКОНОМИКИ
НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
 

    Реферат

    НА 
ТЕМУ:
 

     Магистральные
нефтепроводы
 

ВЫПОЛНИЛ:       ПРОВЕРИЛА:

Студент гр. ЭНМ-10-06     асс.

Шайхутдинов Т.Р.
     Морозова Е.В.
 

     Можно,
используя последние достижения
науки и техники, добыть очень 
дешевое сырье. Но нельзя забывать,
что  большинство нефтепромыслов
в настоящее время находится 
далеко от нефтеперерабатывающих предприятий.

      
Можно, конечно, использовать 
традиционные виды транспорта. На 
море грузить добываемую нефть 
в танкеры, на суше в железнодорожные 
цистерны. Но это не выгодно.

     Даже 
на море, где современные супертанкеры
забирают в трюмы сразу сотни тысяч
тонн топлива, такое решение транспортной
проблемы нельзя назвать наилучшим. Ведь
подобная транспортировка не так уж дешева.
Вдобавок, частые аварии танкеров приводят
к загрязнению окружающей среды, уничтожают
все живое на сотни миль вокруг, да и регулярность
такого сообщения могла бы быть лучшей:
как известно, и по сию пору скорость движения
морского транспорта во многом зависит
от погоды.

     Еще
хуже дела обстоят на суше. Для перевозки 
топлива нам понадобилось бы с 
каждым годом строить все новые и
новые железные дороги, по которым сновали
бы бесчисленные составы цистерн. А уж
с газом еще хуже: вместо цистерн пришлось
бы заводить целый парк специальных «термосов»,
в которых бы постоянно поддерживалась
температура минус 80 градусов Цельсия
и ниже при давлении 5—б МПа — только так
можно перевозить газ в жидком состоянии.

      
Собственно так и поступают, 
например, при транспортировке метана 
из Алжира в США. Создан целый 
флот танкеров-метановозов. У 
них на борту работают специальные 
компрессорные и холодильные установки,
поддерживающие нужный режим в танкерах,
с тем, чтобы метан был в нужном (жидком)
агрегатном состоянии. Во время рейса
часть перевозимого метана расходуется
на работу холодильных установок.

      
Число таких плавучих «термосов» 
исчисляется десятками. В то же время трудно
представить себе такую транспортную
технологию в сухопутном исполнении.

     По 
счастью, мы можем обо всем этом говорить
в сослагательном наклонении. Специалисты 
нашли другое решение транспортной
проблемы. По всей стране и за ее рубежи
проложена мощная и разветвленная сеть
трубопроводов, и развитие этой сети продолжается.

     Трубопроводы 
в нашей стране по темпам роста 
грузооборота намного опередили 
другие виды транспорта. Доля их в общем 
объеме перевозок быстро росла и 
достигла почти трети общего грузооборота
страны. Столь стремительные темпы объясняются
исключительно высокой экономичностью
трубопроводов. Достаточно сказать, что
на доставку каждой тонны нефти по трубам
требуется в 10 с лишним раз меньше трудовых
затрат, чем для ее перевозки по железным
дорогам. Этот прогрессивный вид транспорта
экономит ежегодно труд примерно 750 тысяч
человек!

     В
настоящее время трубопроводный
транспорт становится средоточием 
новейших достижений отечественной 
науки и техники. Казалось бы, что 
тут хитрого: труба она и есть труба…
Но само по себе изготовить трубу, да еще
большого диаметра — достаточно сложная
инженерно-техническая задача. Тем не
менее, в короткий срок производство таких
труб было налажено на предприятиях нашей
страны.

Рефераты:  ТЕХНОЛОГИЯ ИЗГОТОВЛЕНИЯ КОМПОЗИЦИОННЫХ МАТЕРИАЛОВ, ВОЛОКНА. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОИЗВОДСТВА И СВОЙСТВА - Материаловедение и технология металлических, неметаллических и композиционных материалов

     Другая 
проблема при строительстве нефтегазопровода
— все трубы необходимо герметично сваривать
в единую нитку, и притом довольно длинную:
тот же газопровод Уренгой — Помарьи —
Ужгород имеет протяженность около 4500
километров!

     А
общая протяженность сварных 
швов, как показывают расчеты, в 1,5 раза
превышает длину самого трубопровода.

     Систематическое
сооружение нефтепроводов в районах 
добычи нефти — в Урало-Поволжье
и Закавказье было начато в середине
60-х годов, прошлого века В этот период,
в частности, были построены трансконтинентальные
нефтепроводы Туймазы—Омск (впервые применены
трубы диаметром 530 мм), Туймазы — Омск
— Новосибирск — Иркугск диаметром 720
мм и длиной 3662 км, нефтепроводы Альметьевск
— Горький (первая нитка) Альметьевск
— Пермь, Ишимбай — Орск, Горький — Рязань,
Тихорецк — Туапсе, Рязань — Москва и
др. Необходимо особо отметить, что в 1955
г. был введен в эксплуатацию первый «горячий»
нефтепровод Озек-Суат — Грозный диаметром
325 мм и протяженностью 144 км; по нему впервые
в нашей стране стали транспортировать
нефть после предварительного подогрева
в специальных печах.

      
В 1964 г. был введен в эксплуатацию 
крупнейший в мире по протяженности 
(5500 км вместе с ответвлениями) 
трансевропейский нефтепровод «Дружба»,
соединяющий месторождения нефти 
в Татарии и Куйбышевской области
с восточно-европейскими странами (Чехия,
Словакия, Венгрия, Польша, Германия).

     Открытие 
крупнейших месторождений нефти 
в Западной Сибири в корне изменило
приоритеты трубопроводного строительства.
Транспортировка нефти из данного 
региона до существовавших промышленных
центров была крайне затруднена. Расстояние
от месторождений до ближайшей железнодорожной
станции составляло более 700 км. Единственная
транспортная магистраль — река Обь и
впадающая в нее река Иртыш — судоходны
не более 6 мес. в году. Обеспечить транспортировку
все возрастающих объемов нефти мог только
трубопроводный транспорт.

     В
декабре 1965 г. было завершено строительство 
и введен в эксплуатацию первый в 
Сибири нефтепровод Шаим — Тюмень
диаметром 529— 720 мм и протяженностью
410 км. В ноябре 1965 г. начато и в октябре
1967 г. завершено строительство нефтепровода
Усть-Балык — Омск диаметром 1020 мм и протяженностью
964 км (в США трубопроводов такого диаметра
еще не было) Осенью 1967 г. начато и в апреле
1969 г. завершено строительство нефтепровода
Нижневартовск — Усть-Балык диаметром
720 мм и протяженностью 252 км. В последующие
годы на базе Западно-Сибирских месторождений
были построены трансконтинентальные
нефтепроводы Усть-Балык — Курган — Уфа
— Альметьевск (1973 г.), Александровское
— Анжеро-Судженск — Красноярск — Иркутск
(1973 г.), Нижневартовск — Курган — Куйбышев
(1976 г.), Сургут — Горький — Полоцк (1979 г.)
и др.

     Продолжалось 
строительство нефтепроводов и 
в других регионах. В 1961 г. на месторождениях
Узень и Жетыбай (Южный Мангышлак)
были получены первые фонтаны нефти, а
уже в апреле 1966 г. вступил в строй нефтепровод
Узень — Шевченко длиной 141,6 км. В дальнейшем
он был продлен сначала до Гурьева (1969
г.), а затем до Куйбышева (1971 г.). Ввод в
эксплуатацию нефтепровода Узень — Гурьев
— Куйбышев диаметром 1020 мм и протяженностью
1750 км позволил решить проблему транспорта
высоковязкой и высокозастывающей нефти
Мангышлака. Для этого была выбрана технология
перекачки с предварительным подогревом
в специальных печах. Нефтепровод Узень
— Гурьев — Куйбышев стал крупнейшим
«горячим» трубопроводом мира.

     Были 
продлены нефтепроводы Альметьевск 
— Горький и Туймазы — Омск
— Новосибирск на участках соответственно
Горький — Ярославль — Кириши
и Новосибирск — Красноярск — 
Иркутск.

     На 
других направлениях в 1971 — 1975 гг. были
построены нефтепроводы Уса — 
Ухта — Ярославль — Москва, Куйбышев
— Тихорецкая — Новороссийск и 
другие. В 1976— 1980 гг. — нефтепроводы
Куйбышев — Лисичанск — Одесса,
Холмогоры — Сургут, Омск — Павлодар,
Каламкас — Шевченко, Самгори — Батуми
и другие, в 1981— 1985 гг. — нефтепроводы
Холмогоры — Пермь — Альметьевск — Клин,
Возей — Уса — Ухта, Кенкияк — Орск, Павлодар
— Чимкент — Чардар — Фергана, Прорва
— Гурьев, Красноленинский — Шаим, Тюмень
— Юргамыш, Грозный — Баку.

     В
настоящее время все магистральные 
нефтепроводы России эксплуатируются 
ОАО «АК Транснефть», которое 
является транспортной компанией и 
объединяет 11 российских предприятий 
трубопроводного транспорта нефти,
владеющих нефтяными магистралями,
эксплуатирующих и обслуживающих их. При
движении от грузоотправителя до грузополучателя
нефть проходит в среднем 3 тыс. км. ОАО
«АК Транснефть» разрабатывает наиболее
экономичные маршруты движения нефти,
тарифы на перекачку и перевалку нефти
с утверждением их в Федеральной энергетической
комиссии (ФЭК).

     Взаимоотношения
ОАО АК «Транснефть» с грузоотправителями
регулируются «Положением о приеме
и движении нефти в системе 
магистральных нефтепроводов», утвержденным
Минэнерго РФ в конце 1994 г. Этот документ
включает методику определения оптимальных
объемов поставки нефти и газового конденсата
на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ)
России, квот нефтеперерабатывающих предприятий
для поставки на экспорт, порядок составления
ежеквартальных графиков транспортировки
нефти для каждого из производителей (с
разбивкой по месяцам). Документ провозглашает
равнодоступность всех грузоотправителей
к системе трубопроводного транспорта.

     По 
состоянию на 2002 г. ОАО АК «Транснефть»
эксплуатировала 48,6 тыс. км магистральных 
нефтепроводов диаметром от 400 до 1220
мм, 322 нефтеперекачивающие станции, резервуары
общим объемом по строительному номиналу
13,5 млн м3. 32% нефтепроводов имели срок
эксплуатации до 20 лет, 34% — от 20 до 30 лет
и свыше 30 лет эксплуатируется 34% нефтепроводов.
Компания выполняет собственными силами
и средствами практически весь комплекс
профилактических и ремонтно-восстановительных
работ на всех объектах магистральных
нефтепроводов. В состав нефтепроводных
предприятий входят 190 аварийно-восстановительных
пунктов, 71 ремонтно-строительная колонна
для выполнения капитального ремонта
линейной части, 9 центральных (региональных)
без производственного обслуживания и
ремонта и 38 баз производственного обслуживания.
В мае 1991 г. в компании создан Центр технической
диагностики, ОАО ЦТД «Диаскан», который
обеспечивает проведение диагностики
магистральных нефтепроводов.

     К
настоящему времени нефть различных 
месторождений поступает на отечественные 
нефтеперерабатывающие заводы и 
экспорт по системе нефтепроводовОАО
«Транснефть».

     Рис.1

     Нефтепроводом
принято называть трубопровод, предназначенный 
для перекачки нефти и нефтепродуктов
(при перекачке нефтепродукта 
иногда употребляют термин нефтепродуктопровод).
В зависимости от вида перекачиваемого
нефтепродукта трубопровод называют также
бензино-, керосин-, мазутопроводом и т.д.

     По 
своему назначению нефте- и нефтепродуктопроводы
можно разделить на следующие 
группы:

промысловые
— соединяющие скважины с различными
объектами и установками подготовки нефти
на промыслах;

магистральные
(МН) — предназначенные для транспортировки 
товарной нефти и нефтепродуктов
(в том числе стабильного конденсата
и бензина) из районов их добычи (от
промыслов) производства или хранения
до мест потребления (нефтебаз, перевалочных
баз, пунктов налива в цистерны, нефтеналивных
терминалов, отдельных промышленных предприятий
и НПЗ). Они характеризуются высокой пропускной
способностью, диаметром трубопровода
от 219 до 1400 мм и избыточным давлением от
1,2 до 10 МПа;

технологические
— предназначенные для транспортировки 
в пределах промышленного предприятия 
или группы этих предприятий различных 
веществ (сырья, полуфабрикатов, реагентов,
а также промежуточных или 
конечных продуктов, полученных или используемых
в технологическом процессе и др.), необходимых
для ведения технологического процесса
или эксплуатации оборудования.

      
Согласно СНиП 2.05.06 — 85 магистральные 
нефте- и нефтепродуктопроводы 
подразделяются на четыре класса
в зависимости от условного диаметра труб
(в мм): 1 — 1000—1200 включительно: II — 500—1000
включительно; III — 300—500 включительно;
IУ — 300 и менее

     Наряду 
с этой классификацией СНиП 2.05.07 — 85
устанавливает для магистральных 
нефтепроводов категории, которые требуют
обеспечения соответствующих прочностных
характеристик на любом участке трубопровода:

      
Диаметр нефтепровода, мм   
     до
700
     700
и более
      Категория нефтепровода 
при прокладке 
      
подземной    
     IV     III
      
наземной и подземной 
     III     III
Оцените статью
Реферат Зона
Добавить комментарий