Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки РФ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра «Транспорт и хранение нефти и газа»

Курсовой проект

по дисциплине: «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов»

на тему: «Проектирование нефтепровода «Уфа-Орск»

Уфа 2015

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ

Дисциплина: «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов»

Тема: «Проектирование нефтепровода «Уфа-Орск»

Исходные данные:

G=16,5 млн. т/год; ?=870кг/м3; ?20=8,5мм2/с; ?0=35мм2/с;

Содержание

- Введение.

- Характеристика трассы трубопровода.

- Определение температуры перекачки и характеристик нефти.

- Подбор насосного оборудования.

- Технологический расчёт трубопровода.

- Расстановка насосных станций на профиле трассы с режимом перекачки.

- Противокоррозионная защита трубопровода.

Графическая часть (формат чертежей А1)

1) профиль трассы (в масштабе по ГОСТ) с расстановкой НПС и режимами перекачки;

2) схема электродренажной защиты трубопровода.

Дата выдачи: "23" октября 2015

Срок представления к защите:

Руководитель: Студент:

Реферат

Пояснительная записка содержит 20 страниц, 5 рисунков, 1 таблицу, 5 источников.

В курсовом проекте был произведен технологический расчет магистрального нефтепровода «Уфа-Орск», подобраны его основные параметры, определены местоположения НПС по трассе нефтепровода и спроектирована электродренажная защита от блуждающих токов.

Введение

Магистральные нефтепроводы (МН) - инженерные сооружения, состоящие из подземных, подводных, наземных и надземных трубопроводов и связанных с ними нефтеперекачивающих станций (НПС), приёмосдаточных пунктов (ПСП), нефтебаз (НБ) для хранения нефти и других технологических объектов.

Основные параметры магистрального нефтепроводов: протяжённость, производительность, диаметр, давление и число перекачивающих станций. Первые два параметра задаются, остальные определяются расчётом. Для сооружения нефтепроводов применяют трубы из углеродистой и низколегированной стали, в основном сварные, с продольным и спиральным швами. При расчёте магистрального нефтепровода большое значение имеют вязкость и плотность перекачиваемых нефти и нефтепродуктов. Для предохранения труб от почвенной коррозии и блуждающих токов применяют антикоррозийную изоляцию и электрохимические методы защиты: катодную защиту, электрополяризованные протекторы, электродренаж. По всей длине нефтепровода устанавливаются линейные секущие задвижки. Расстояние между задвижками определяется в зависимости от рельефа местности, но составляет не более 20 км. При перекачке высоковязкой и высокозастывающей нефти применяют её подогрев на перекачечных станциях и промежуточных пунктах подогрева.

Как правило, магистральные трубопроводы заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глубина заложения не диктуется особыми геологическими условиями или необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне. Для магистральных трубопроводов применяют цельнотянутые или сварные трубы диаметром 300-1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением в трубопроводе, которое может достигать 10 МПа.

С интервалом 10-30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные задвижки для перекрытия участков в случае аварии.

Нефтеперекачивающие станции (НПС) располагаются на нефтепроводах с интервалом 70-150 км. Перекачивающие (насосные) станции нефтепроводов и нефтепродуктопроводов оборудуются, как правило, центробежными насосами с электроприводом. Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 12500 м3/ч. В начале нефтепровода находится головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС), которая располагается вблизи нефтяного промысла. ГНПС отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода. Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплекс вспомогательных сооружений.

Если длина нефтепровода превышает 800 км, его разбивают на эксплуатационные участки длиной 100-300 км, в пределах которых возможна независимая работа насосного оборудования. Промежуточные насосные станции на границах участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным 0,3-1,5 суточной пропускной способности трубопровода. Как головная, так и промежуточные насосные станции с резервуарными парками.

Тепловые станции устанавливают на трубопроводах, транспортирующих высоко застывающие и высоковязкие нефти и нефтепродукты иногда их совмещают с насосными станциями. Для подогрева перекачиваемого продукта применяют паровые или огневые подогреватели (печи подогрева) для снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены теплоизоляционным покрытием.

Конечный пункт нефтепровода - либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо перевалочная нефтебаза, обычно морская, откуда нефть танкерами перевозится к нефтеперерабатывающим заводам или экспортируется за границу.

В практике проектирования расчеты магистральных нефтепроводов называют также технологическими расчетами, т.е. имеется в виду комплекс расчетов, связанных с технологическим процессом транспорта нефти.

В состав технологического расчета входит собственно гидравлический расчет нефтепровода, выбор оборудования, механические и теплотехнические расчеты, а также технико-экономический расчет, включающий выбор оптимального диаметра трубопровода, с учетом сравнительных технико-экономических показателей различных вариантов. Технологические расчеты выполняют в соответствии с «Нормами технологического проектирования и технико-экономическими показателями магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов».

Исходными данными для расчета является: требуемая подача нефти, определяемая заданием на проектирование и технико-экономическими проработками; физические характеристики нефти при температуре перекачки; среднемесячные температуры грунта на глубине заложения трубопровода; механические свойства материала труб, направление, протяженность и высотное расположение трубопровода, определяемое по плану трассы, нанесенной на топографическую карту, и сжатому профилю трассы.

1. Характеристика трассы трубопровода

трасса нефть насосный трубопровод

Трассой трубопровода именуют линию, разбитую на местности и определяющую направление оси трубопровода в каждой его точке. Эта линия, будучи нанесена на план местности, по которой проходит трубопровод, именуется планом трассы.

Проектируемый трубопровод соединяет города Уфа и Орск. Линия трассы трубопровода прокладывается таким образом, чтобы минимизировать перепады высот по длине трассы. Для определения длин отрезков используется программа Google Maps.(рисунок 1.1).

Для построения профиля трассы и проведения технологического расчета трубопровода необходимо знать высотные отметки вдоль трассы трубопровода. Топографический профиль трассы получен при помощи программы Geocontext-Profiler (рисунок 1.2).

Рисунок 1.1 - Определение длины трубопровода



Рисунок 1.2 - Определение профиля трассы

Длина трубопровода по карте - 457, 36 км.

С учетом того, что в ходе детального проектирования происходит постоянное уточнение линии трассы, считается, что длина трубопровода увеличивается на 10%. L' ? 510 км.

По данным профиля трассы производится расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе трубопровода.

2. Определение температуры перекачки и характеристик нефти

Исходные данные: ?293=870кг/м3; ?20=8,5мм2/с; ?0=35мм2/с;

1) Средневзвешенная температура грунта на глубине 0,8 м определяется по формуле [1,ф.2.1]:

, (2.1)

где - температура грунта в самый холодный месяц для участка длиной .

По [2, c. 361] температура грунта на глубине 0,8 для Оренбурга - (-0,8?С), для Уфы - (0,7?С).

.

2) Плотность нефти при расчетной температуре определяется по формуле[2, ф.1.2]:

, (2.2)

где - температурная поправка, кг/(м3•К), определяемая по формуле

(2.3)

3) Коэффициент кинематической вязкости при расчетной температуре определяется из формулы Вальтера:

, (2.4)

где - коэффициент кинематической вязкости при расчетной температуре, мм2/с;

А и В - постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости 1 и 2(273 и 293) при двух температурах Т1 и Т2 (Т273 и Т293):

, (2.5)

, (2.6)

Однако, т.к. , мм2/с.

3. Подбор насосного оборудования

1. Расчетная часовая производительность определяется по формуле[2,ф.2.2]:

, (3.1)

где Nр - расчетное число рабочих дней в году, Nр = 350 суток;

G=16,5 млн. т/год;

2. В соответствии с расчетной часовой производительностью подбираются подпорный и магистральный насосы по [3, табл.3.3, 3.7]:

(3.2)

- магистральный насос НМ 2500-210;

- подпорный насос НПВ 3600-230;

3. Напоры, создаваемые насосами и к.п.д их работы при часовой производительности Qч определяются по формулам:

, (3.3)

, (3.4)

где - эмпирические коэффициенты, зависящие от насоса.

Для НМ 2500-230 (Д2 =405 мм):

,

,

,

,

Для НПВ 2500-80:

,

,

,

4. Технологический расчёт трубопровода

1. По напорным характеристикам насосов вычисляется рабочее давление

, (4.1)

где g - ускорение свободного падения, g=9,81м/с2;

mм - число последовательно работающих магистральных насосов, принимается mм = 3.

.

2. Ориентировочное значение внутреннего диаметра трубопровода:

, (4.2)

где wo- рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки, wo = 1,6 м/с (рисунок 4.1).

Рисунок 4.1 - Рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки

,

По значению Do принимается ближайший стандартный наружный диаметр, Do = 720мм [1, табл.2.1].

3. Толщина стенки трубопровода определяется по формуле:

, (4.3)

где n - коэффициент надежности по нагрузке, зависит от характера нагрузки и способа прокладки трубопровода, n =1,15 [4, табл.12].

R1- расчетное сопротивление металла трубы, МПа, определяемое по формуле:

, (4.4)

где R1н - нормативное сопротивление растяжению (сжатию), равное временному сопротивлению стали на разрыв, МПа, R1н = 510 МПа;

mу- коэффициент условий работы трубопровода; зависит от категории трубопровода, mу = 0,9

- коэффициент надежности по материалу,

- коэффициент надежности по назначению,

.

=> ? = 9 мм

4. Внутренний диаметр трубопровода:

D = Dн - 2 =720 - 2·9=702 мм

5. Уточненная скорость течения нефти (м/с):

(4.5)

.

6. Число Рейнольдса:

(4.6)

7. Переходные числа Рейнольдса:

где - относительная шероховатость трубы;

Кэ - эквивалентная шероховатость стенки трубы. Для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации можно принять Кэ = 0,2мм.

;

.

8. Режим течения нефти

Re< Re1 - турбулентный режим (зона гладкого трения);

9. Коэффициент гидравлического сопротивления ? определяем по формуле Блаузиуса:

, (4.7)

.

10. Потери напора на трение:

(4.8)

м

11. Число эксплуатационных участков:

, (4.9)

12. Суммарные потери напора в трубопроводе

H = 1,02h + z + NЭhост, (4.10)

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

hост - остаточный напор, hост = 40 м;

z - разность геодезических отметок, z =41 м;

H =1,022181,2+41+140=2305,82 м

13. Необходимое число перекачивающих станций:

, (4.11)

Число станций принимается равным 4.

Для того чтобы достичь расчетной производительности применяется метод регулирования, заключающийся в изменении частоты вращения ротора от ns к ns*. При этом измененный параметр насоса H0 находится по формуле:

, (4.12)

где , .

14. Необходимое количество работающих насосов определяется по совмещенной характеристике (рисунок 4.2), которая строится по данным таблицы 4.1:

Таблица 4.1 - Данные расчета

Расход, Q,	Напор насосов	w, м/с	Re	?	h, м	Хар-ка тр-да	Характеристика НПС при
	, м	, м	, м						ns	ns*
1500	239,5	213,6	77,5	1,1	21592	0,0261	1120,1	1223,5	2951,1	2640,8
1625,5	236,1	210,2	77,1	1,2	23399	0,0256	1289,2	1396,0	2910,3	2599,9
1751	232,5	206,6	76,6	1,3	25205	0,0251	1468,4	1578,7	2866,2	2555,8
1876,5	228,6	202,7	76,2	1,3	27012	0,0247	1657,5	1771,6	2818,8	2508,5
2002	224,4	198,5	75,7	1,4	28818	0,0243	1856,3	1974,4	2768,1	2457,8
2127,5	219,9	194,1	75,2	1,5	30625	0,0239	2064,7	2187,0	2714,2	2403,9
2253	215,2	189,3	74,6	1,6	32431	0,0236	2282,5	2409,2	2657,0	2346,6
2378,5	210,2	184,3	74,0	1,7	34238	0,0233	2509,7	2640,9	2596,5	2286,1
2504	204,9	179,1	73,4	1,8	36044	0,0237	2839,6	2977,3	2532,7	2222,4
2629,5	199,4	173,5	72,8	1,9	37851	0,0235	3098,3	3241,3	2465,7	2155,3
2755	193,6	167,7	72,1	2,0	39657	0,0233	3367,2	3515,6	2395,3	2085,0
2880,5	187,5	161,7	71,4	2,1	41464	0,0230	3646,1	3800,0	2321,7	2011,4
3006	181,2	155,3	70,7	2,2	43270	0,0228	3935,0	4094,7	2244,8	1934,5
При расчетном расходе:
2225	216,3	190,4	74,7	1,6	32028	0,0237	2233,1	2358,8	2670,0	2359,7

Рисунок 4.2 - Совмещенная характеристика трубопровода

5. Расстановка насосных станций на профиле трассы с режимом перекачки

Размещение НПС на трассе нефтепровода проводится графическими построениями на сжатом профиле трассы (лист №1 графической части) при известных значениях:

1) гидравлического уклона:

, (5.1)

.

2) напоров каждой НПС:

, (5.2)

м;

3) величины подпора и остаточного напора:

м, hост = 40 м.

6. Противокоррозионная защита трубопровода

6.1 Общие сведения о защите от коррозии

При транспортировке агрессивных веществ защиту от коррозии внутренней поверхности стальных трубопроводов следует обеспечивать с учетом химических и физических свойств веществ, конструкции и материалов элементов трубопроводов, условий эксплуатации и других факторов.

В зависимости от степени агрессивности воздействия окружающей среды защиту от коррозии наружной поверхности надземных трубопроводов следует осуществлять с использованием металлических и неметаллических защитных покрытий.

Вид и систему защиты от коррозии наружной поверхности трубопроводов выбирают в зависимости от способа и условий их прокладки, характера и степени коррозионной активности внешней среды, свойств и параметров транспортируемых веществ и.д.

При проектировании мероприятий по антикоррозионной защите технологических трубопроводов конструктивные решения должны обеспечивать доступность осмотра и восстановление антикоррозионных покрытий.

При проектировании мероприятий по антикоррозионной защите технологических трубопроводов конструктивные решения должны обеспечивать доступность осмотра и восстановление антикоррозионных покрытий. Изоляция не гарантирует необходимой защиты подземных трубопроводов от коррозии, поэтому коррозийная защита должна осуществляться комплексно: защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты. Электрохимическая защита осуществляется катодной поляризацией трубопроводов.

6.2 Электродренажная защита

Метод защиты, предусматривающий отвод блуждающих токов на сооружение (источник токов или специальное заземление) называется электродренажной защитой.

Виды дренажа:

- прямой;

- поляризованный;

- усиленный.

Прямой электрический дренаж (рисунок 6.1 а) - устройство двусторонней проводимости, применяемое в тех случаях, когда потенциал трубопровода постоянно выше потенциала рельсовой сети, куда отводятся блуждающие токи. Если величина тока в цепи превышает допустимую величину, то срабатывает звуковой или световой сигнал.

Поляризованный электрический дренаж (рисунок 6.1 б) - дренажное устройство с односторонней проводимостью. От прямого отличается наличием элемента односторонней проводимости.

Усиленный дренаж (рисунок 6.1 в) - катодная станция, подключенная отрицательным полюсом к защищаемому сооружению, а положительным - к рельсам.

При этом обеспечивается поляризованный дренаж и удержание необходимого защитного потенциала трубопровода.

Применяется в тех случаях, когда необходимо не только отводить блуждающие токи с трубопровода, но и обеспечить необходимый защитный потенциал.

При необходимости могут вводиться дополнительные станции катодной и дренажной защиты, а также протекторные установки



Рисунок 6.1 - Принципиальные схемы электрических дренажей: а) прямой б) поляризованный в) усиленный; 1 - трубопровод, 2 - дренажный кабель, 3 - амперметр, 4 - реостат, 5 - рубильник, 6 - вентильный элемент, 7- плавкий предохранитель, 8 - сигнальное реле, 9 - рельс, 10 - выпрямитель, 11 - переключатель, 12 - трансформатор

При расчете электродренажной защиты решаются две задачи: выбор места размещения дренажной установки и определение сечения дренажного кабеля.

Место установки определяется коррозионными изысканиями на местности.

Площадь поперечного сечения кабеля находится в зависимости от удельного сопротивления материала кабеля, ситуации, состояния изоляции и возраста трубопровода [3, c.564-565].

Список использованных источников

1. Коршак А.А. Технологический расчет магистрального нефтепровода [Текст]/А.А. Коршак, Е.В. Муфтахов. - Уфа:УГНТУ, 2005.

2. Беляйкина И.В. Водяные тепловые сети: Справочное пособие по проектированию [Текст]/И.В. Беляйкина, В.П. Витальев и др.; Под. ред. Н.К. Громова, Е.П. Шубина. - М.: Энергоатомиздат, 1988

3. Тугунов П.И. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепродуктов [Текст]/П.И.Тугунов, А.М. Шаммазов, А.А. Коршак. - Уфа : УГНТУ, 2002.

4. СП 36.13330.2011. Актуализированная редакция 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы [Текст]: нормативно-технический материал. - Москва: [б.и.], 2011.

5. ГОСТ 8232-78. Трубы стальные бесшовные горячедеформированные [Текст]. - Москва: Изд-во стандартов, 1978.

Размещено на Allbest.ur