Проектирование магистрального нефтепровода и расчет его основных характеристик на участке "Орловка-Анжеро-Судженск"

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 08 Мая 2013 в 15:58, курсовая работа

Описание работы

Степень надежности трубопроводов во многом определяет стабильность обеспечения регионов России важнейшими топливно-энергетическими ресурсами. Одним из путей решения проблемы повышения надежности газонефтепроводов является использование новых эффективных научно - обоснованных технологий строительства и ремонта трубопроводных систем. Основной особенностью строительства и ремонта трубопроводов является разнообразие природно-климатических и гидрологических характеристик местности вдоль трассы, что требует значительного разнообразия конструктивных и технологических решений при прокладке и эксплуатации линейной части трубопроводов.

Содержание работы

Введение 4
1.Нормы инженерного проектирования 5
1.1. Выбор категории магистральных нефтепроводов 5
1.2 Основные требования к трассе нефтепровода 8
1.3 Конструктивные требования к нефтепроводам 17
1.4 Подземная прокладка нефтепроводов 21
1.5 Защита нефтепровода от коррозии 25
1.6 Материалы и изделия для строительства магистрального нефтепровода 32
1.7 Испытание нефтепроводов 43
2. Основные показатели магистрального нефтепровода 49
2.1 Состав расчетов 49
2.2 Расчет толщины стенки трубопровода 50
2.3 Проверка на прочность подземного трубопровода в продольном направлении 52
2.4 Проверка на предотвращение недопустимых пластических деформаций (по 2 условиям) 53
2.5 Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении 54
3. Гидравлический расчет нефтепровода 59
3.1.Исходные данные для гидравлических расчетов. 59
3.2 Определение длины нефтепровода 61
3.3 Определение расчетной пропускной способности 61
3.4 Расчет диаметра нефтепровода 62
3.5 Построение эпюры рабочих давлений 63
3.6 Определение расчетной вязкости, плотности и температуры перекачиваемой нефти 63
3.7 Определение количества насосных станций и их размещение 64
3.8 Нефтеперекачивающие станции 65
3.9 Расчет переходных процессов 68
3. 10 Система защит по давлению, обеспечивающая безопасную эксплуатацию нефтепровода 68
3.11 Определение границ и протяженности технологических участков, количества и вместимости резервуарных парков. 70
4. Определение объема резервуарных парков магистральных нефтепроводов 71
Схема расстановки насосных станций по трубопроводу 73
Схема расстановки насосных станций по трубопроводу с лупингами 74
Список использованной литературы 75

Файлы: 1 файл

курсовая.docx

— 1.29 Мб (Скачать файл)

1.7.17 Испытания нефтепровода должны быть прерваны и давление снижено до статического давления на данном участке нефтепровода в случаях:

− падения давления на испытываемом участке на 0,1 МПа и более;

− подъема давления на участках, соседних с испытываемым;

− обнаружения выхода воды на нефтепроводе;

− возникновения непредвиденных обстоятельств, при которых продолжение испытаний может привести к аварии или опасной ситуации.

1.7.18 Место повреждения нефтепровода следует определять визуально по выходу воды из нефтепровода (допускается применение подкрашиваемой воды с использованием экологически чистых красителей), акустическим методом (по звуку утечки) и по падению давления на участке.

Выявленные  при испытаниях дефекты и повреждения  и их последствия должны устраняться подрядчиком заменой дефектного участка. После восстановления нефтепровод должен быть подвергнут повторному испытанию на прочность и проверке на герметичность.

1.7.19 После испытания участка нефтепровода на прочность и проверки на герметичность из него должна быть полностью удалена вода с применением поршней – разделителей, оборудованных трансмиттерами, с выпуском воды в амбары.

1.7.20 Проверка герметичности межтрубного пространства в переходе конструкции типа «труба в трубе» должна производиться воздухом после монтажа концевых сальниковых уплотнителей и датчиков контроля избыточного давления.

1.7.21 Испытания стальных кожухов подводных переходов конструкции типа «труба в трубе» на прочность и проверка на герметичность при различных способах строительства переходов должны проводиться поэтапно с параметрами, указанными в таблице 20.

 

Таблица 20


 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.7.22 Трубопроводная обвязка с подключенным технологическим оборудованием узлов запуска и приема СОД до ввода в эксплуатацию должна быть подвергнута испытанию на прочность и проверке на герметичность.

1.7.23 Испытание трубопроводной обвязки узлов запуска и приема СОД в составе вновь строящегося магистрального нефтепровода следует производить гидравлическим способом (водой, незамерзающими жидкостями) на прочность и герметичность в 3 этапа:

1-й этап  – после полной готовности  узла запуска и приема СОД  (укладки и засыпки трубопроводов, крепления на опорах трубопроводов и камер запуска и приема СОД, установки арматуры и приборов, катодных выводов и очистки полости);

2-й этап  – одновременно с прилегающими  участками магистрального нефтепровода (после проведения 1-го этапа испытаний, подключения узла СОД к магистральному нефтепроводу);

3-й этап  – испытание трубопроводов и  оборудования дренажной и газовоздушной линий (после проведения испытаний узла СОД совместно с прилегающими участками магистрального нефтепровода).

Технологические параметры каждого из этапов испытаний  указаны в таблице 22.

1.7.24 Испытание трубопроводной обвязки узлов запуска и приема СОД в составе действующего магистрального нефтепровода следует производить в соответствии с требованиями пункта 1.7.24, исключив из последовательности проведения 2-ой этап гидроиспытаний.

1.7.25 Отключение участков трубопроводной обвязки должно выполняться следующими способами:

- при проведении 1 и 2-го этапа испытаний следует  использовать заглушки эллиптические по ГОСТ 17379;

- при проведении 3-го этапа испытаний следует  использовать запорную арматуру.

1.7.26 В проекте должны определяться границы участков испытания, величины испытательных давлений и схема проведения испытания, места забора и слива воды, согласованные с заинтересованными организациями, машины, оборудование и временные коммуникации для проведения испытаний. Проектом также должны устанавливаться определенные размеры зоны безопасности, в пределах которой запрещено нахождение людей и техники во время проведения испытаний.

1.7.27 Участок магистрального нефтепровода считается выдержавшим испытания на прочность и герметичность, если за время испытания на прочность и герметичность давление остается неизменным, и отсутствуют утечки.

 

2. Основные показатели магистрального нефтепровода

2.1 При проектировании должны быть определены следующие основные показатели магистрального нефтепровода:

− длина нефтепровода (с учетом рельефа);

− расчётные значения вязкости, плотности и температуры перекачиваемой нефти по участкам трассы;

− расчетная пропускная способность нефтепровода по участкам трассы;

− границы и протяженность технологических участков, количество и

вместимость резервуарных парков;

− диаметр нефтепровода;

− количество и места расположения НПС с емкостью и промежуточных

нефтеперекачивающих станций, допустимое рабочее давления на выходе НПС, проходящее давление на НПС по этапам развития;

− эпюры рабочих давлений для всех возможных режимов перекачки для раскладки труб в графическом виде на сжатом профиле;

− номинальная  толщина стенки труб по участкам трассы нефтепровода;

− эпюры  несущей способности трубопровода;

− эпюра максимальных давлений при переходном процессе в результате отключения одной из промежуточных НПС при максимальных режимах перекачки;

− эпюра  испытательных давлений;

− эпюра  допустимых рабочих давлений;

− эпюра  допустимых давлений при переходных процессах;

− номинальная  толщина стенки и системы защиты, обеспечивающие безопасную эксплуатацию трубопровода с данной толщиной стенки;

− технические  характеристики насосного оборудования;

− места  установки узлов приема, пуска  и пропуска СОД;

− мощность приводов;

− требуемая  мощность трансформаторов внешнего электроснабжения.

2.2 Основные показатели магистрального нефтепровода по 2.1 должны определяться, исходя из обеспечения расчетной пропускной способности.

Оптимальные значения показателей должны определяться на основании технико – экономических расчетов по заданному критерию (минимум капитальных вложений в строительство нефтепровода, срок окупаемости, приведенные затраты и т.п.) при рассмотрении нескольких вариантов.

2.1 Состав расчетов

При проектировании должны быть выполнены следующие  технологические расчёты:

− определение границ технологических участков и требуемой вместимости резервуарных парков на их границах;

− расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода с определением рабочего давления на выходе НПС;

− построение эпюры рабочих давлений для определения раскладки труб на технологическом участке нефтепровода для всех возможных режимов перекачки нефти, с учетом этапности развития нефтепровода;

− построение эпюры несущей способности труб по всей длине нефтепровода;

− определение максимальных давлений в линейной части при переходных процессах с максимальной пропускной способностью при минимальных вязкости и плотности принятых по максимальной расчетной температуре нефти;

− построение эпюры испытательных давлений;

− построение на сжатом профиле сводного графика расчетных давлений при стационарных режимах перекачки, включающего возможные режимы перекачки и эпюру допустимых рабочих давлений представляемых в единицах столба нефти при плотности, принятой при максимальной расчетной температуре нефти;

− построение на сжатом профиле сводного графика расчетных давлений при переходных процессах, включающего эпюры максимальных давлений при переходных процессах и эпюру допустимых давлений при переходных процессах представляемых в единицах столба нефти при плотности, принятой при максимальной расчетной температуре нефти;

− расстановка узлов приема, пуска и пропуска СОД по трассе нефтепровода.

2.2 Расчет толщины стенки трубопровода

Исходные  данные:

  • Труба D = 1220 мм, ЧТЗ по ТУ 14 – 3р-04-94 из стали 09ГБЮ;
  • σвр = 510 МПа, σтек = 360 МПа;
  • коэффициент надежности по материалу К1 = 1,34;
  • Изоляция трубопровода в два слоя лентой и оберткой типа «Поликен»  толщиной δ = 0,635 мм; плотность ленты ρил= 1046 кг/м3; плотность обертки ρоб = 1028 кг/м3;
  • Грунт – суглинок;
  • nce = 0,8 – коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса при расчете на продольную устойчивость и устойчивость положения;
  • Рраб = 4,6 МПа;
  • температура замыкания  сварного стыка tзам = –28°С;
  • плотность перекачиваемого продукта ρн = 0,820 кг/м3;
  • глубина заложения трубопровода до верхней образующей h0 = 1,0м;
  • радиус изгиба ρи = 1150 м;
  • температура эксплуатации tэ = 16°C

 

 

 

 Расчетную толщину стенки трубопровода δ , см, следует определять по формуле:

;                                                          (1)

 

где n=1,1 – коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе (СНиП2.05.06-85*табл. 13);

Р=5.6 МПа – рабочее давление в трубопроводе;

DH=1020 мм – наружный диаметр трубы;

R1 – расчетное сопротивление растяжению, определяется по формуле:

;                                                          (2)

 

где m0 = 0,9 – коэффициент условий работы трубопровода (СНиП 2.05.06-85* табл. 1); k1 = 1.34 – коэффициент надежности по материалу (СНиП 2.05.06-85* табл. 9); kн = 1 – коэффициент надежности по назначению трубопровода, для трубопроводов D<1000 мм (СНиП 2.05.06-85* табл. 11);

R1н – нормативное сопротивление растяжению металла труб и сварных соединений, принимается равным минимальному значению временного сопротивления σвр = 510 МПа;

, MПа;

мм.

 

Полученное  расчетное значение толщины стенки трубы округляется до ближайшего большего значения δн, предусмотренного государственными стандартами и техническими условиями. Принимаем толщину стенки равной 7 мм. При расчете толщины стенки трубы запас на коррозию не предусматривается. В процессе расчета при заданной толщине стенки трубопровод не проходил проверку в продольном направлении поэтому толщина стенки была увеличена до 12 мм а радиус упругого изгиба до 1000 м.

При наличии продольных осевых сжимающих  напряжений толщину стенки следует  определять из условия:

;                                                (3)

где  ψ1  – коэффициент,  учитывающий двухосное напряженное состояние труб, определяемый по формуле:

;                                  (4)

где σпрN - продольное осевое сжимающее напряжение, МПа, определяемое от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла труб, определяется по формуле:

;                                         (5)

где α = 1,2 10-5 град – коэффициент линейного расширения металла трубы;

Е = 2,06 105 МПа – переменный параметр упругости (модуль Юнга);

Μ = 0,26–0,33 – переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона);

Dн = 1220 мм – диаметр трубы.

 – расчетный температурный перепад.

Абсолютное  значение максимального положительного или отрицательного температурного перепада определяют по формулам:

 град;                         (6)    град.                     (7)

К дальнейшему расчету принимаем  больший перепад температуры.

 

Находим величину продольных осевых сжимающих напряжений:

 

Если следовательно, присутствуют сжимающие напряжения.

Поэтому вычисляем коэффициент  ψ1, учитывающий двухосное напряженное состояние металла:

Пересчитываем толщину стенки:

мм

 

Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляется  до ближайшего большего значения δн, предусмотренного государственными стандартами и техническими условиями. Принимаем толщину стенки δ равной 13 мм как окончательный результат.

2.3 Проверка   на   прочность   подземного   трубопровода   в продольном направлении

Проверку на прочность следует  производить из условия:

;                                                       (8)

где σпрN - продольное осевое напряжение, МПа, определяемое от расчетных нагрузок и воздействий:

 (9)

ψ2 – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (σпрN >0) принимаемый равным единице, при сжимающих (σпрN <0) определяемый по формуле:

                

   (10)

 

где σкц – кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа, определяемые по формуле:

Информация о работе Проектирование магистрального нефтепровода и расчет его основных характеристик на участке "Орловка-Анжеро-Судженск"