90822

Расчет нефтепровода «Альметьевск-Горький» на участке Михайловка-Тиньговатово

Курсовая

География, геология и геодезия

Трубопровод с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой и регулирующей арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами пуска и приема очистных и диагностических устройств, байпасными площадками; наземные линейные сооружения, включающие: здания и сооружения линейной службы эксплуатации...

Русский

2015-06-12

255.5 KB

5 чел.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Институт повышения квалификации

Технологический расчет нефтепровода

Альметьевск-Горький-II"

Пояснительная записка к курсовому проекту  по дисциплине  «Проектирование ГНП и ГХ»

КП 09. МТД. 112. 26 ПЗ

Уфа 2005

Содержание

Задание на курсовое проектирование                                                                   

Введение                                                                                                                   

1.  Описание  линейной части нефтепровода                                        

  1.  Основные объекты и сооружения  нефтепровода                          __
    1.  Обслуживание линейных сооружений МН                                         __
    2.  Техническое состояние линейной части МН                                      __

2.   Проверочный гидравлический расчет участка нефтепровода

    "Альметьевск-Горький"                                                                                   __

    Заключение                                                                                                       __

Литература                                                                                                             __                 

Приложение:   Профиль трассы МН "Альметьевск-Горький-II"

Введение

Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов – крупнейшая подотрасль топливно энергетического комплекса в России, эксплуатирующая систему магистральных нефтепродуктов, магистральных нефтепродуктов и водоемов.

Управление российскими нефтероводами осцществляет акционерная компания АК «Транснефть», образованная по Указу Президента РФ от 17.11.92 № 1403 и Постановлением Совета Министров РФ №810 от 14.08.93г. Функциями АК «Транснефть является: централизованное уапрвление поставками, учет ресурсов нефти, ведение перекачки нефти по транзитным нефтепроводам, управление нештатными ситуациями, контроль технологической дисциплины и управление централизованными средствами. В состав компании входит 10 нефтепроводных предприятий: Балтнефтепровод, Верхне-Волжские МНП, Дружба, МНП Центральной Сибири, Приволжские МНП, Северные МНП, Северо-Западные МНП, Сибнефтепровод, Транссибирские МНП, Уралсибнефтепровод, Черноморские МНП; институт по проектированию магистральных трубопроводов Гипротрубопровод, Центр технической диагностики, а также предприятия Подводтрубопровод строй, Стройнефть и Связьнефть. В настоящее время АК «Транснефть» эксплуатирует 46,7  тыс. км магистральных нефтепроводов диаметром от 400 до 1220 мм 393 нефтеперекачивающие станции, 867 резервуаров общей емкостью 12,7 млн. м3. действующие нефтепроводы имеют достаточно солидный «возраст» до 20 лет эксплуатируются 45,7 % из них, 20-30 лет – 29 %, свыше 30 лет – 25, 3 %

В связи с этим актуальными являются ворпосы их обслуживания и ремонта. Практически весь комплекс профилактических и ремонтно восстановительных работ на всех объектах магистральных нефтепроводов Компания выполняет собственными силами и средствами.

Магистральные нефтепроводы «Альметьевск-Горький-II-III» входят в систему трубопроводов ОАО «Севере-Западные МН». МН «Альметьевск-Горький-II» был спроектирован и построен в 1967 году для транспортировки Ромашкинской нефти с Альметьевска на перерабатывающие заводы г. Кстова. По нефтепроводу ведут перекачку нефти 6 перекачивающих станций: ЛПДС Калейкино, НПС Михайловка, Ковали, Тиньговатово, Воротынец, Старликеево. Диаметр нефтепровода 820 мм, толщина стенки 10,5 мм. Т.к. нефтепровод эксплуатируется более 30 лет, то в период 1998 по 1999 г произведена капитальный ремонт нефтепровода с заменой изоляции. После кап. ремонта объемы перекачки снова повысили до первоначальных размеров.

.

1.  Описание участка нефтепровода

1.1 Основные объекты и сооружения  нефтепровода

     В состав линейной части МН входят:

  •  собственно трубопровод с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой и регулирующей арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами пуска и приема очистных и диагностических устройств, байпасными площадками;
  •  наземные линейные сооружения, включающие:  здания и сооружения линейной службы эксплуатации (АВП, дома обходчиков, вертолетные площадки);
  •   постоянные дороги, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним; переезды через трубопроводы;
  •  защитные противопожарные, охранные, противооползневые, противоэрозионные и другие защитные сооружения нефтепроводов;
  •  установки электрохимической защиты нефтепроводов от коррозии;
  •  линии и сооружения технологической связи, средства и сооружения телемеханики и КИП;
  •  линии электропередачи для снабжения электроэнергией узлов установки запорной и другой арматуры;
  •  устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установок электрохимической защиты;
  •  опознавательные и сигнальные  знаки местонахождения нефтепроводов, километровые указатели, предупредительные плакаты и знаки.

1.2. Обслуживание линейных сооружений МН.

   Наблюдение за линейными сооружениями магистральных трубопроводов, выполнение профилактических работ и эксплутационное обслуживание этих сооружений обеспечивают безаварийную эксплуатацию. Для обслуживания магистрального трубопровода вдоль трассы трубопровода размещают блок-посты для линейных обходчиков или ремонтеров, каждый из которых обслуживает 10 – 15 км трассы. Однако более целесообразно для наблюдения за состоянием трубопровода является организация механизированной передвижной бригады в составе трех-четырех человек, имеющей машину повышенной проходимости и необходимый инструмент для выполнения мелких ремонтных или профилактических работ.

   При эксплуатации трубопровода особое внимание уделяют уходу за искусственными сооружениями – переходами через реки, железнодорожные и автомобильные дороги, воздушными переходами, защитными сооружениями и т.п.

   Для обеспечения безопасной эксплуатации магистральных трубопроводов устанавливается полоса отвода земли вдоль трассы. Ширина полосы отвода (в м) зависит от диаметра трубопровода и числа параллельно уложенных трубопроводов.

   При наличии воздушной линии связи вдоль трассы трубопроводов ширина отводимой полосы земли на период эксплуатации для одного трубопровода может быть увеличена на 1м.

  Для пожарной безопасности кроме полосы отчуждения устанавливается охранная зона, в которой без разрешения нефтепроводного  управления запрещается возводить постройки и сооружения, производить строительные и монтажные работы и располагать полевые станы.

     На участках подводных переходов нефтепроводов устанавливается охранная зона, на расстоянии 100м от осей трубопровода в обе стороны, которая ограждается сигнальными знаками в соответствии с правилами плавания по внутренним водным путям. В таких охранных зонах запрещается прохождение плавучих средств со спущенными якорями, цепями, волокушами и другими металлическими предметами, создающими угрозу механического повреждения трубопровода, устройство причалов, производство дноуглубительных, землечерпальных, рыболовных и других работ.

    Опыт эксплуатации нефтепроводов показывает, что в основном глубина заложения 0,6 – 0,8м до верхней образующей трубопровода обеспечивает его сохранность от механических повреждений и достаточную устойчивость в грунте.

    Для удобства обслуживания трассу трубопровода на местности обозначают километровыми знаками. За начало линейной части трубопровода принимают выходную задвижку головной перекачивающей станции, а за конец -  входную задвижку конечного резервуарного парка. Линейную запорную арматуру также нумеруют. При колодезной установке задвижек для предохранения попадания атмосферных осадков в колодцы их верх возвышают на 0,5 – 0,7м над поверхностью окружающего  участка земли.

      При эксплуатации трубопровода особое внимание уделяют уходу за искусственными сооружениями, который заключается в систематическом выявлении их технического состояния, проверке состояния и окраске металлоконструкций.

     Состояние переходов через реки устанавливают путем систематических обследований, применяя для этого водолазный осмотр перехода, эхолотирование и другие способы. Прибрежные участки перехода проверяют шурфовкой. При выявлении размывы трубопровода надо устранить.

Для обеспечения безаварийной работы трубопровода в паводковый период необходимо устроить водоотводные канавы и водопропускные трубы, а на участках, подверженных размыву, предусмотреть их укрепление. На ответвленных участках на период паводка выставляют дежурные посты, которые по необходимости принимают меры по предотвращению повреждения трубопровода.  

1.3..Техническое состояние линейной части  МН.

Техническое состояние линейной части МН характеризуется её несущей способностью, герметичностью, работоспособностью запорно– регулирующей  и предохранительной арматуры и других устройств.

   Несущая способность и герметичность трубопроводов определяется наличием скрытых дефектов в них на момент пуска в эксплуатацию, износом стенок труб и их старением под воздействием малоцикловых нагрузок.

   Различают металлургические, технологические и строительные дефекты труб. К металлургическим относятся дефекты листов и лент, из которых изготавливаются трубы, т.е. различного рода расслоения, прокатная плена, вкатанная окалина, поперечная разнотолщинность, неметаллические включения и др. Под технологическими понимают    дефекты, связанные с несовершенством  изготовления труб. Условно их можно разделить на дефекты поверхности (наклеп при экспандировании, смещение или угловатость кромок, овальность труб) и дефекты сварки (трещины, свищи, поры, непровар, неметаллические шлаковые, флюсовые, окисные, сульфидные включения, подрезы).

К строительным относятся дефекты, обусловленные несовершенством  технологии строительно – монтажных работ, нарушениями технологических и проектных решений по транспортировке, монтажу, сварке, изоляционно – укладочным работам (царапины, задиры, вмятины на поверхности труб, дефекты сварных швов и изоляционного покрытия).   

Существующая технология проката металла, технология непрерывной разливки стали на отдельных металлургических заводах является одной   из причин изготовления некачественных труб. Нередки случаи разрушения по причине расслоения металла. Часто поверхность стального листа, поступающего на трубные заводы, имеет недопустимые дефекты.              

   На трубных заводах входной контроль сырья несовершенен или полностью отсутствует. Это приводит к тому, что дефекты сырья становятся дефектами труб, при изготовлении труб приходится подвергать металл нагрузкам, при которых он работает за пределом текучести. Это приводит к появлению наклепа, микрорасслоений, надрывов и других скрытых дефектов. Из-за кратковременности последующих заводских испытаний труб, многие скрытые дефекты не выявляются и «срабатывают» уже в процессе эксплуатации МН

   Состояние поверхности труб один из важнейших факторов, определяющих надежность МН. Между тем дефекты на поверхности труб допускаются на всех этапах строительства трубопроводов. Механические воздействия при погрузочно-разгрузочных, транспортных и монтажных операциях приводят к появлению на трубах вмятин, рисок, царапин, задиров. Высокая степень пластической деформации локальных участков поверхности трубы, риски, подрезы и т.п., возникают при очистке трубопроводов скребками – резцами. Эти концентраторы напряжений  являются потенциальными очагами развития коррозионно-усталосных трещин.

Очистка трубопроводов с помощью проволочных щеток исключает повреждения поверхности труб в виде подрезов, но при определенных режимах обработки приводит к деформациям поверхности металла, снижающим его коррозионную стойкость.

  

Различные сварочные дефекты возникают при изготовлении и монтаже трубопроводов, когда нарушается принятая технология производства сварочных работ или применяется некондиционные материалы. Наиболее характерными дефектами при сварке являются усиление шва или подрезы в основном металле;    поверхностные и внутренние трещины  в металле шва                                                                                                                                                 

и околошовной зоне; непровар в корне шва и по кромкам труб. Данные дефекты приводят к резкому снижению пластичности и повышению хрупкости сварных соединений при пульсирующих и ударных нагрузках, особенно при низкой температуре.

   Наиболее опасны дефекты, имеющие вытянутую форму и острые края (трещины, непровар в корне шва). Менее опасны дефекты округлой формы, например, единичные пары и шлаковые включения. Особенно опасны дефекты, расположенные перпендикулярно к направлению действующего усилия, стремящего их скрыть. Из механических повреждений особую опасность представляют задиры на вмятинах, глубокие вмятины и глубокие царапины на трубах.

   В процессе эксплуатации труб происходит их коррозионно-механический износ. Неизбежность процесса коррозии стали предопределена термодинамической неустойчивостью  чистых металлов и сплавов, неоднородностью  их структуры, коррозионными свойствами грунта и транспортируемой среды. Установлено, что под воздействием  механических нагрузок коррозия металлов протекает интенсивнее. Утоньшение металла вследствие коррозии приводит к усилению напряжений в металле, что, в свою очередь, вызывает увеличение скорости коррозии и т.д.

   К числу наиболее коварных видов разрушения труб относятся электрокоррозия и канавочная коррозия. При электрокоррозии имеет место локальная разрушение анодных участков на поверхности металла, где блуждающие токи стекают в грунт.

Разрушение внутренней поверхности труб в виде канавок встречается на восходящих участках трубопровода, где имеется скопление воды, в результате совместного действия электро химической коррозии и абразивного действия механических частиц, циркулирующих в застойной зоне. Внешние коррозионные повреждения труб появляются, как правило, в местах нарушения сплошности изоляционного покрытия.

   Внутренние коррозионные повреждения МН возникают, как правило, в местах скопления воды. Теоретически нефтепродукты не должны содержать воду. Однако  они тем не менее обводнены. Причинами обводненности являются: применение водяного пара и водяного охлаждения в процессе переработки нефти, концентрация атмосферной влаги в газовом пространстве резервуаров, не герметичность кровли резервуаров, дренаж осадков с плавающих  крыш непосредственно в хранимый продукт и т.д. Несмотря на применяемые меры часть воды из резервуаров попадает вместе с нефтепродуктом и в трубопроводы. Расчеты показывают, что применяемые скорости перекачки не могут предотвратить постепенное накопление воды в пониженных точках трассы.

   При пусках, остановках и смене режимов работы МН происходит изменение давления в них. В течение года число циклов «нагружение - разгрузка» составляет в среднем: с амплитудой до 0,2 Мпа – около 120, до 1,0 Мпа – 20, до 4,0 Мпа – примерно 40. Общее число циклов в год в среднем достигает  порядка 180. под действием малоцикловых нагрузок происходит развитие скрытых дефектов, приводящее к потере трубой герметичности.

Если число циклов нагружения превышает 7000 (срок эксплуатации труб более 35 лет), то разрушению могут быть подвержены и трубы без брака. Для сравнения отметим, что в 1990г. за пределами нормативного срока службы (33 года) работало около 2500 км

магистральных нефтепроводов, со сроком эксплуатации 30 лет – 5000 км, 25 лет – 4500 км, 20 лет –7000 км, т.е. заметная доля трубопроводов находится в «возрасте» опасном с точки зрения малоцикличного нагружения.

  

2.  Проверочный гидравлический расчет участка  нефтепровода "Альметьевск-Горький-II"

2.1. Гидравлический расчет нефтепровода.

Основные данные:

G=20×106 т/год;

L=350 км

20=841 кг/м3;

ν2=33,4 мм/с;

ν20=4,2 мм/с.

Расчет плотности продукта при температуре t=273,7 К

                            (1)

Расчетная числовая пропускная способность

,                                                 (2)

где

G – годовая плановая перекачка

=2495,6 м3/ч=0,23 м3

Расчет кинематической вязкости нефтепродукта

                              (3)

                                               (4)

м2

2.1.1. Определение внутреннего диаметра нефтепровода.
,                                                  (5)
где
Q- секундная подача станции;
W- скорость перекачки (2 м/с).
,   м
2.1.2. Выбор стандартного диаметра.
D= 820 ММ
2.1.3. Выбор основных насосов.
НМ 2500-230 – магистральный
По напорным характеристикам на рабочее колесо 410 мм определяем напор 200 м; подача 2500 м3/час;
НПВ 2500-80 – подпорный
напор 80; подача 2500 м3/час
2.1.4. Определение рабочего давления при последовательном соединении
Р=                                            (6)

где:

Нм; Нп – напор основного и подпорного насоса;

mР – число магистральных насосов;

<7,5 МПа

2.1.5. Определяем толщину стенки трубы .

,                                                       (7)

где

Р - рабочее давление 6,46 МПа;

DН – наружный диаметр;

n – коэффициент перегрузки 1,15;

R1 – расчетное сопротивление;

,                                                        (8)

где

- расчетное сопротивление (520 МПа);

mу – коэффициент условий работы 0,9;

К1 – коэффициент надежности по материалу 1,47;

К2 – коэффициент надежности по назначению 1,05;

=303,2 МПа

=0,0098м=9,8 мм

по сортаменту труб определим стандартную толщину стенки

10,5 мм

2.1.6. Определение внутреннего диаметра .

мм

2.1.7. Определение фактической скорости.

                                         (9;10)

м/с

2.1.8. Определение коэффициента гидравлического сопротивления

                                                         (11)

где

ε – относительная шероховатость ε=кэ/D

кэ – коэффициент шероховатости 0,2 мм

ε1=0,2/0,799=0,00025

=40000

Reпер11=500/ε

Re1пер11=500/0,00025=2000000

Re пер11>Re>Reпер1

Re>Reпер11 – зона турбулентного режима, зона смешанного трения

                                            (12)

ε1 + 68/Re)0,25

0,00025 + 68/35538)0,25 = 0,0237

2.1.9. Определение гидравлического уклона

                                                (13)

где

λ – коэффициент гидравлического сопротивления

=0,0036

2.1.10. Определение суммарных потерь в нефтепроводе.

                                                  (13)

где

1,02 – коэффициент учитывающий потери напора;

Lp – расчетная длина продуктопровода; 390 км

ΔZ – разность геодезических отметок; 200

=1452 м

2.1.11. Определение расчетного напора станции.

                                                 (14)

=600м

2.1.12. Определение необходимого числа ЛПДС для каждого варианта.

                                                      (15)

=2,42~3

Проверочный расчет показал что на участке нефтепровода Михайловка – Тиньговатово протяженностью 350 км должны быть размещены 3 перекачивающих станций

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном курсовом проекте представлено описание основных объектов и оборудования линейной части МН. Проведен проверочный гидравлический  расчет нефтепровода  «Альметьевск-Горький» на участке Михайловка-Тиньговатово, который показал правильность выбранного оборудования и трубопровода.

Рассмотрено техническое состояние линейной части и обслуживание МН  на  эксплуатационном  участке.

                                                                                                  

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Коршак А.А., Коробков Г.Е. Обеспечение надежной работы магистральных нефтепроводов. – Уфа, 1993-50с.

РД 153-39.4-041-99. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов– М.: «НЕФТЬ И ГАЗ»,1991.

Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов Уфа.: ДизайнПолиграфСервис, 2001 – 17 с.

Основы трубопроводного транспорта нефтепродуктов. / Шаммазов А.М., Коршак А.А., Коробков Г.Е., Гальянов А.И. – Уфа.: Государственное издательство научно-технической литературы «Реактив», 1996.

Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: Учебное пособие / Тигунов П.И., Новоселов В.Ф., Коршак А.А., Шаммазов А.М. – Уфа: ДизайнПолиграфСервис», 2002 – 158 с.

Паспорт магистрального нефтепровода Уфа- Петропавловск. – Уфа, 1996

Паспорт линейной производственно- диспетчерской станции Бердяуш. – Бердяуш, 2001

КП 09. МТД. 112. 26 ПЗ

3

Лист

Дата

одпись

№ докум.

Лист

Изм.

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КП 09. МТД. 112. 26 ПЗ

15

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КП 09. МТД. 112. 26 ПЗ

14

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

ИПК УГНТУ

гр. МТД 04-02

Листов

Лит.

Записка

пояснительная

Утверд.

Н. Контр.

Реценз.

Провер.

Разраб.

КП 09. МТД. 112. 26 ПЗ

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Лист

Изм.

КП 09. МТД. 112. 26 ПЗ

5

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КП 09. МТД. 112. 26 ПЗ

6

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КП 09. МТД. 112. 26 ПЗ

7

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КП 09. МТД. 112. 26 ПЗ

8

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КП 09. МТД. 112. 26 ПЗ

9

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КП 09. МТД. 112. 26 ПЗ

10

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КП 09. МТД. 112. 26 ПЗ

11

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КП 09. МТД. 112. 26 ПЗ

12

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КП 09. МТД. 112. 26 ПЗ

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КП 09. МТД. 112. 26 ПЗ

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КП 09. МТД. 112. 26 ПЗ

16

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КП 09. МТД. 112. 26 ПЗ

18

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КП 09. МТД. 112. 26 ПЗ

13

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

45668. ДИАГНОСТИКА НАРУШЕНИЙ ПСИХИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ В МЛАДЕНЧЕСКОМ И РАННЕМ ДЕТСКОМ ВОЗРАСТЕ 565 KB
  Социальная ситуация развития новорожденного характеризуется совершенно беспомощным состоянием ребенка, постепенно у него начинает появляться собственная активность: слуховое и зрительное сосредоточение, способность выделять из окружающей среды ухаживающую за ним мать, устанавливать с ней эмоциональные связи.
45670. Виды рекламы и их характеристика 36 KB
  Реклама – любая форма неличного представления товаров оплаченная точно установленным заказчиком. Ассоциация маркетологов США 1948 По Закону о Рекламе: Реклама – это распространяемая в любой форме с помощью любых средств информация о физическом или юридическом лице товарах услугах идеях или начинаниях рекламная информация которая предназначена для неопределенного круга лиц и призвана информировать или поддерживать интерес к этим физическим или юридическим лицам товарам идеям или начинаниям и способствовать реализации товаров идей и...
45672. Креатив. Формы творческих идей 36 KB
  Формы творческих идей В основе многих креативных идей лежат яркие запоминающиеся фразы – слоганы. Формирование творческих идей Под формированием творческой идеи подразумевается процесс получения оригинальной идеи. 1 мозговой штурм для определения общего стратегического направления рекламной кампании; 2 релаксация; 3 результаты мозгового штурма перерабатываются посредством индивидуального построения ассоциаций; 4 обсуждение готовых идей коллективом творческой группы. Основные свойства метода: разделение процессов генерации и критики во...