Особенности проектирования линейной части магистрального нефтепровода
Курсовой проект - Строительство
Другие курсовые по предмету Строительство
Особенности проектирования линейной части магистрального нефтепровода
ВВЕДЕНИЕ
магистральный нефтепровод прочностной расчет
Трубопроводный транспорт является одним из экономичных видом транспорта. С другой стороны, это один из самых капиталоёмких и металлоёмких видов транспорта. Будучи при нормальной работе экологически чистым, он может нанести невосполнимый ущерб природе при авариях.
Целью курсового проекта является проектирование линейной части магистрального нефтепровода по маршруту г. Тайшет (Иркутская область) -г. Сковородино (Амурская область) - бухта Перевозная (Приморский край) общей мощностью до 70 млн. тонн нефти в год.
В проекте выполнены, прочностные расчеты нефтепровода, расстановка станций по трассе, подобранно насосно-силовое оборудование, арматура, рассмотрены вопросы очистки и испытаний трубопровода на прочность и герметичность.
1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1 Основание для разработки
Единая нефтепроводная система по маршруту г. Тайшет (Иркутская область) -г. Сковородино (Амурская область) - бухта Перевозная (Приморский край) общей мощностью до 70 млн. тонн нефти в год (далее - трубопроводная система Восточная Сибирь - Тихий океан) предусматривает транспортировку нефти Сибирских месторождений на перспективный рынок Азиатско-Тихоокеанского региона. Маршрут трубопроводов технологично соединен с трубопроводами первого пускового комплекса, что позволит создать единую нефтепроводную систему, обеспечивающую транспортировку российской нефти на экспорт в восточном направлении по территории России, а также для обеспечения ее поставок на внутренний рынок страны.
Сырьевой базой для заполнения нефтепровода будут выступать месторождения Восточной Сибири (объединенный Красноярский край, Иркутская область, Республика Саха), а также территориально приближенные и инфраструктурно интегрированные в систему месторождения Томской области и, при определенных условиях, юго-востока Ханты-Мансийского Автономного округа и Ямало-Ненецкого Автономного округа.
Основанием для проектирования на участке НПС послужило распоряжение Правительства РФ от 31 декабря 2004 года №1737-р, приказ Министерства промышленности и энергетики от 26 апреля 2006 года, а также техническое задание ОАО АК Транснефть от 21 января 2008 года.
1.2 Определение расчетных исходных данных
Из задания на курсовой проект:
Производительность трубопровода: G = 70 млн.т/год;
Разность геодезических отметок конца и начала трубопровода: ?z =257,19м;
Характеристика нефти:
Плотность нефти №1 при температуре 20С: ?20 = 848 кг/м3;
Плотность нефти №2 при температуре 20С: ?20 = 825 кг/м3;
Вязкости нефти №1 при температуре 20С и 50С: ?20 = 9,75сСт и ?50 = 2,14сСт;
Вязкости нефти №2 при температуре 20С и 50С: ?20 = 4,12сСт и ?50 = 2.17сСт;
Минимальная температура нефти: tр = 5.75С;
Максимальная температура нефти: tр = 14,75С;
Таблица 1.1 - Изменение свойств нефти по годам
ЭтапПервыйВторойТретийГод201220132014201520162017201820192020202120222023202420252026Нефть11,22
1.3 Определение расчетных свойств нефти
Расчетную плотность нефти (рассчитываем для №1 нефти) при температуре tmin определяем по формуле [4]
(1.1)
где x- температурная поправка, кг/(м3•К),
x=1,825 - 0,001315r293; (1.2)
r293 - плотность нефти при 293К, кг/м3.
Определим расчётную плотность по формулам (1.1 - 1.2):
rТ1=848+(1,825-0,001315848)(293-278,75)= 858,1158кг/м3.
Так как расчетная температура выходит за пределы, при которых известен расчетный коэффициент вязкости, то согласно рекомендациям [4], расчет проводим по формуле Вальтера:
(1.3)
гдеnТ - кинематическая вязкость нефти, мм2/с;
А? и В? - постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости n1 и n2 при двух температурах Т1 и Т2:
; (1.4)
; (1.5)
Преобразовав формулу (1.5) определим расчетную вязкость:
,м2/с.
Определяем давление насыщенных паров нефти при температуре перекачки
Па
Результаты расчетов по другим вариантам сводим в таблицу 1.1.
Таблица 1.1 - Расчётные параметры перекачиваемых нефтей
НефтьРасчетные свойства нефтейТип1 (легкая), малосернистая,1группа, 2 вид858,115832,7814619,03109,640 (особо легкая), малосернистая,1 группа, 2вид835,5476,131412568,894,26
2. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА УСЛОВИЙ СТРОИТЕЛЬСТВА РАЙОНА
Трасса трубопровода проложена по территории Амурской области, Еврейской автономной области, Хабаровского и Приморского краев. Протяженность трассы составляет 2079,9 км. В пределах Амурской области ее протяженность составляет 830,6 км, в пределах Еврейской автономной области - 309,6 км, Хабаровского края -383,7 км и Приморского края - 556,0 км.
Территория, по которой проходят участки трассы, находится между 43 и 54 с. ш. и 124 и 138 в. д., т. е. протянулась с юга на север на 11 градусов, а с запада на восток на 14 градусов между крайними точками. Трасса вскоре после низкогорного Сковородинского района спускается в равнинное Приамурье и заканчивается в гористом Приморье на берегу Японского моря. Интервал абсолютных высот - от 0 м на морском берегу до 1600 м в горах Приморья. В значительной части трасса проходит по низкогорьям.
Рассматриваемый участок трассы можно разделить на 2 района: Приамурский (Амурская область, Еврейская автономная область