Нефтепроводы

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

КАЗАХСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ им. К.И.САТПАЕВА


Кафедра «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»





КУРСОВОЙ ПРОЕКТ


Тема: Проектирование нефтепровода с пропускной способностью 8,9 млн.тонн/год и длиной трубопровода 840км.






ПРИНЯЛ: доц.каф. ПСиЭГГ Jиябаев С. Н.

ВЫПОЛНИЛ: студент группы









Алматы 2009
АННОТАЦИЯ

Целью данного курсового проекта является определение оптимального вида транспортировки нефти, нефтепродуктов и газа; количество насосных станций и точки их расположения в сжатом профиле трассы; внутренного и внешнего диаметров трубы нефтепровода с фактической пропускной способности трубопровода.






































СОДЕРЖАНИЕ

1. Введение.................................................................................................... 4

2. Технологическая часть .............................................................................6

3. Виды транспортировки нефти, нефтепродуктов и газа........................ 8
3.1. Железнодорожный вид транспортировки.....................................9
3.2. Водный вид транспортировки......................................................10
3.3. Автомобильный вид транспортировки.......................................12
3.4 Трубопроводный вид транспортировки......................................14

4. Расчетная часть ......................................................................................15
4.1. Исходные данные по физико-химическим свойствам нефтепродуктов.
4.2. Количество насосных станций и точки их расположения в сжатом профиле трассы
4.3. Расчет трубопровода на прочность и устойчивость
4.4. Гидравлический расчет труопровода

5. Заключение ............................................................................................25.

6. Список литературы.................................................................................26






















ВВЕДЕНИЕ

Нефть как горючий и смазочный материал, а также как лечебное средство против некоторых болезней известна человечеству с незапамятных времен. О том, что на Апшеронском п-ове имеется нефть, знали еще в далеком. прошлом. Состояние Бакинского нефтяного промысла описано венецианским путешественником Марко Поло. С древних времен добывали нефть и на севере нашей страны - в районе р. Ухты.
Техника добычи нефти вначале была примитивной. Нефть добывали из ям, вырытых в местах ее выходов на поверхность. Позднее стали сооружать колодцы, которые крепили деревянными венцами или -камнем. Скапливающуюся нефть черпали бадьями или бурдюками вручную или с помощью конной тяги.
Несмотря на то, что начало добычи нефти в нашей стране уходит в далекое прошлое, временем рождения отечественной нефтяной промышленности принято считать 1864 г. В этом году в долине р. Кудако на Кубани было начато бурение ударным способом первых в России нефтяных скважин, стенки которых крепились металлическими обсадными трубами. В одной из скважин 16 февраля 1866 г. с глубины 55 м забил первый фонтан нефти с суточным дебитом 12 тыс. пудов (около 200 т/сут).
В 1964г. советские нефтяники отметили столетие отечественной нефтяной и газовой промышленности. С тех пор в первое воскресенье сентября ежегодно отмечается Всесоюзный день работников нефтяной и газовой промышленности.
В мировой экономике нет более цитируемых продуктов и товаров, чем нефть и газ, которые сквозной строкой проходят через бюджеты и экономики всех стран мира. Вот уже полтора столетия нефть обеспечивает современной цивилизации быстрое развитие.
Прямо или опосредованно каждый житель Земли имеет дело с продуктами переработки нефти. Нефть настолько вошла в нашу жизнь, что мы подчас не осознаем её значения. Можно сказать, что именно нефть, стирая границы, положила начало процессу глобализации: вначале нефть объединила людей всего мира в их стремлении жить при ярком свете керосиновой лампы, а потом она стала незаменимой в качестве моторного топлива и при синтезе тысяч продуктов и материалов.
Нефть – это естественное звено в глобальном углеродном цикле. История происхождения нефти неразрывно связана с историей Земли и представляет собой грандиозную картину того, как развивался органический мир в целом. У нефти тоже есть свой век, который измеряется десятками и сотнями миллионов лет. Часть нефти выходит на дневную поверхность и теряется, часть поедается бактериями, часть переходит в битум и асфальт, часть разгружается в океаны и разносится водой, часть сгорает при соприкосновении с горячей магмой и извержениях вулканов.
Первый нефтяной фонтан в Казахстане забил в 1899 году на площади Карачунгул района недр Южной Эмбы. В 1911-1915 г.г. введены в строй первые месторождений Казахстана - Доссор-МаKат. Проектирование танкеров и трубопроводов связано с именем русского инженера и академика - В.Г.Шухова.
Первый нефтепровод диаметром 50мм был сооружен в России в 1878 году от промыслов Баку до нефтеперерабатывающих заводов. Первый магистральный продуктопровод был построен в России в 1896-1906 г.г. Он перекачивал экспортный бензин Баку в Батуми. Его длина 883 км, диаметр 203 мм, имел 17 насосных станций.
Природного газа использовали в Китае более тысячи лет назад. Его транспортировали при помощи бамбуковых газопроводов. А первый металлический газопровод построен в 1825 году в США из свинца (Фредония). Он транспортировал горючий газ. В той же стране в 1881 году введен в строй двухниточный газопровод от промыслов штата Индиана до Чикаго. Первые крупные магистральные газопроводы были построены в США в 1928-1932 г.г. для подачи газа из месторождения Панхендл в Чикаго и Детройт (протяженностью 1570 и 1375 км).
Самый длинный нефтепровод диаметром 1100 мм, протяженностью 4650 км в США. Он соединяет Хьюстон (штат Техас) с Нью-Йорком. Самый длинный магистральный газопровод в странах СНГ. Общая длина системы газопроводов Ямбург-Западная граница СНГ составляет 28,7 тыс. км, а диаметр - 1420мм.
Главные нефтедобывающие страны мира – это страны Персидского залива, как Саудовская Аравия, Иран, Ирак, ОАЭ, Кувейт, в Африке - Нигерия, в Америке - США, Мексика и Венесуэла, в Европе - Норвегия, а также Китай и страны СНГ - Россия, Казахстан, Азербайджан, Туркмения. В этих же странах в основном добывают природный газ. Самая крупная газодобывающая страна – Россия. Большой объем газа добывается и в Туркмении и Узбекистане.
Главные нефте-газопотребляющие страны мира – это Европа, США, Япония, Австралия, а также крупнейшее государство мира Китай. Между двумя вышеперечисленными группами добывающих и потребляющих стран происходит транспортировка нефти и газа. Для транспортировки нефти и газа в основном используются морские танкера и трубопроводы. Грузоподъемность крупных танкеров, построенных в основном в Японии, превышает млн. тонн. Большинство таких танкеров используются для перевозки нефти из стран Персидского залива в США и Японию. Танкера есть и в Казахстане. Они в Каспийском море, перевозит нефть из порта Актау в Баку. Пока их трое (Астана, Алматы и Атырау) с небольшими грузоподъемностями (из-за малой глубины Каспийского моря их грузоподъемность в пределах 10-15 тыс. т.). Вообще число танкеров 8 (5 их них Азербайджанские), они в год транспортируют 10 млн. тонн Казахстанской нефти из Актау в порт Баку. Запасы нефти есть почти во всех областях Казахстана. Их больше всего в западных и восточных регионах Казахстана, а также в Кызылординской области.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Производственно-технологическая структура нефтегазового комплекса такова, что разведка, добыча, транспортировка и переработка углеводородов являются одинаково важными звеньями этого комплекса.
Самые умеренные подсчеты показывают, что объем оставшейся в недрах нефти на отработанных месторождениях, по крайней мере, равен объему нефти, извлеченной на поверхность. Нельзя рассматривать миллиарды тонн оставшейся в недрах нефти безвозвратно утерянными. Поэтому следует совершенствовать технологию добычи той нефти, которая в настоящее время является недоступной для извлечения.
В настоящее время около 30% нефти и газа добывается у берегов и на шельфе 50 стран. При составлении проектов разработки и обустройства месторождений нефти и газа необходимо уделять внимание вопросам охраны окружающей среды. Человечество обеспокоено экологическим состоянием среды обитания и ухудшением экологической обстановки в связи с широким использованием нефти и газа.
Решение сложных технических и практических задач, возникающих при бурении нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин, невозможно без учета механики горных пород и обеспечения устойчивости стенок скважин.
Чтобы месторождение поступило в разработку, геологи и геофизики должны определить его параметры, буровики и специалисты по буровым растворам должны пробурить скважины и успешно вскрыть нефтяной горизонт, затем технологи по добыче должны преодолеть и решить множество вопросов, связанных с извлечением нефти на поверхность. Далее, нефтепереработчики должны получить из нефти необходимые технические продукты, а инженеры-транспортники должны обеспечить эффективную подачу и распределение нефтепродуктов к месту их потребления.
Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназначенный для перекачки нефти и газа. Если хотят подчеркнуть, что перекачиваются именно нефтепродукты, то употребляют термин нефтепродуктопровод. В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта, трубопровод, также называют бензинопроводом, керосинопроводом, мазутопроводом. По своему назначению, нефтепроводы и нефтепродуктопроводы делятся на следующие группы: внутренние - соединяют различные объекты и установки на промыслах, нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) и нефтебазах; местные - по сравнению с внутренними, имеют большую протяженность (до нескольких десятков километров) и соединяют нефтепромыслы с головной станцией магистрального нефтепровода; или НПЗ с пунктами налива на железной дороге или в наливные суда либо НПЗ с головной станцией нефтепродуктопровода; магистральные - характеризуются большой протяженностью (сотни и тысячи километров), поэтому перекачка ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными по трассе. Магистральным газопроводом принято называть трубопровод, предназначенный для транспортировки газа из района добычи или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения. Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к магистральному газопроводу и предназначенный для отвода части потока транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.
В состав сооружений магистральных трубопроводов входят:
линейные сооружения, представляющие собой собственно трубопровод, систему противокоррозионной защиты, линии связи и т. д.;
перекачивающие и тепловые станции;
конечные пункты нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, газораспределительные станции (ГРС), на которых принимают поступающий по трубопроводу продукт и распределяют его между потребителями, подают на завод для переработки или отправляют далее другими видами транспорта.
В некоторых случаях в состав магистральных трубопроводов входят и подводящие трубопроводы, по которым нефть или газ от промыслов подается к головным сооружениям трубопровода.
Линейные сооружения магистральных трубопроводов.
Основным элементом магистрального трубопровода являются сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод. Как правило, трубопроводы прокладывают одним из следующих способов:
подземным;
наземным в искусственной насыпи (на обводненных или заболоченных участках);
надземным, на опорах (на участках распространения многолетнемерзлых пород).
При подземном способе прокладки магистральные трубопроводы заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глубина не диктуется особыми геологическими условиями или необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне. Для магистральных трубопроводов применяют цельнотянутые или сварные (прямо - и спирально-шовные) трубы диаметром от 300 до 1420мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением в трубопроводе, которое может достигать 10 МПа.
На пересечениях крупных рек газопроводы (а в некоторых случаях и нефтепроводы) утяжеляют закрепленными на трубах железобетонными грузами или сплошным бетонным покрытием и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной нитки, укладывают резервную нитку подводного перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод прокладывают в «патроне» из труб. Диаметр патрона на 100 - 200 мм больше диметра трубопровода.
Для удовлетворения потребностей в нефтепродуктах и газе населенных пунктов, находящихся вблизи трасс нефтепроводов и газопроводов, от них прокладывают ответвления или отводы из труб сравнительно малого диаметра, по которым часть потока нефтепродуктов (периодически) и газа (непрерывно) поставляется в эти населенные пункты. С интервалом 10 - 30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные краны (на газопроводах) или задвижки (на нефтепроводах) для перекрытия участков в случае аварии или ремонта. С обеих сторон линейного крана на газопроводе устанавливают свечи для выпуска газа в атмосферу при авариях. Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая имеет диспетчерское назначение. Ее можно использовать для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления.
Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода. На расстоянии 10 - 20км друг от друга вдоль трассы размещают усадьбы линейных обходчиков, в обязанность которых входит наблюдение за исправностью своего участка трубопровода и устройствами электрической защиты трубопровода от коррозии.

ВИДЫ ТРАНСПОРТИРОВКИ НЕФТИ, НЕФТЕПРОДУКТОВ И ГАЗА
К основным видам транспорта нефти и нефтепродуктов на дальние расстояния относятся железнодорожный, водный, автомобильный и трубопроводный. В ряде случаев нефтепродукты доставляются потребителям самолетами и вертолетами.
При водном транспорте (морском и речном) сырая нефть и многие нефтепродукты (бензин, керосин, дизельное топливо, мазут и др.), перевозятся в наливных судах самоходных (танкеры) и несамоходных (Лихтеры, баржи) типов.
При автомобильных перевозках нефтепродукты с крупных нефтебаз доставляются на мелкие нефтебазы и далее к потребителям. В этом случае нефтепродукты перевозятся в автоцистернах, а также в мелкой таре.
Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов обеспечивает транспорт больших количеств нефти и нефтепродуктов на любые расстояния.
Железнодорожный транспорт


Нефть и нефтепродукты перевозят по железным дорогам, как правило, в вагонах-цистернах. Только небольшая часть этой продукции (около 2%) транспортируется в мелкой таре (бочках, контейнерах, бидонах и баллонах).
Вагон-цистерна - стальная горизонтальная цилиндрическая емкость. В зависимости от грузоподъемности они бывают двухосными и четырехосными. По конструкции различают стандартные и специального назначения. В стандартных цистернах перевозят нефтепродукты, вязкость и температура которых не зависят от сливо-наливных работ. В цистернах специального назначения перевозят высоковязкие нефтепродукты. Цистерны специального назначения теплоизолированные для замедления охлаждения находящихся в них нефтепродуктов или снабжаются подогревательными устройствами. Благодаря сохранению температуры облегчаются и ускоряются налив и слив продукции. Наиболее распространены четырехосные цистерны объемом 50 и 60м3.
Для перевозки битума, как весьма тугоплавкого нефтепродукта, применяют специальные железнодорожные вагоны, называемые бункерными полувагонами. Особенность их заключается в том, что они состоят из четырех бункеров (объемами по 11,8м3 каждый), установленных на раме вагона. Опорные точки бункера расположены таким образом, что в заполненном состоянии его центр тяжести находится выше этих точек и бункер легко опрокидывается (при освобождении захватов), вываливая битум на разгрузочную площадку, а затем возвращается в первоначальное вертикальное положение.
Контейнеры - небольшие цистерны грузоподъемностью 2,5 и 5 т, размещенные на железнодорожной платформе. По прибытии к месту назначения их перегружают кранами или другими устройствами на грузовые машины. В цистернах-контейнерах перевозят главным образом, высоковязкие масла и смазки. Поэтому контейнеры снабжены устройствами для разогрева нефтепродуктов.
Слив и налив нефтепродуктов в железнодорожные цистерны производится с помощью железнодорожных эстакад. Железнодорожные эстакады - это стационарные устройства в виде мостков, расположенные вдоль железнодорожного пути. Мостки установлены на уровне вагонов-цистерн. Железнодорожные эстакады по виду осуществляемых операций разделяются на наливные, сливные и сливо-наливные.
Основные элементы эстакад для налива и слива нефтепродуктов - наливные стояки, устанавливаемые с одной или с обеих сторон железнодорожных путей на расстоянии от 4 до 12м. Стояки объединяются между собой коллекторами с соответствующей арматурой для подключения и отключения стояков по мере наполнения цистерн.
Подача продукции в коллекторы эстакады осуществляется, как правило, насосами.
Процесс налива продукции в железнодорожные вагоны-цистерны, связан с выполнением в определенной последовательности многих операций по подготовке цистерн к наливу, пуску насосов, и открытию запорной арматуры, контролю в процессе наполнения. После заполнения цистерны, запорная арматура закрывается, измеряется количество налитого продукта, отбираются пробы, закрываются и пломбируются люки. Слив продукта из железнодорожных цистерн в резервуары может осуществляться с помощью насосов через верхнюю часть цистерн или самотеком из нижней их части.
Водный транспорт


Нефть и нефтепродукты водным транспортом перевозят в нефтеналивных судах - морских и речных танкерах и баржах (самоходных и несамоходных). Морское самоходное нефтеналивное судно называется танкером (грузоподъемность его достигает 50 тыс. т и более), несамоходное - морской баржей или лихтером.
Морское нефтеналивное судно состоит из жесткого металлического каркаса, к которому крепится металлическая обшивка: снаружи - обшивка корпуса судна и изнутри - танка судна, куда заливают нефть или нефтепродукты. Корпус судна продольными и поперечными непроницаемыми перегородками делится на ряд отсеков 4, называемых танками. Это обеспечивает непотопляемость судна, уменьшает гидравлические удары при качке, увеличивает пожарную безопасность, улучшает условия эксплуатации. Доступ в танки осуществляется через люки 7.
Грузовые танки в танкере от остальных судовых помещений разделены двумя непроницаемыми перегородками /. В носовой части судна размещается сухогрузный трюм 2, в середине насосное отделение 3, а на корме - машинное отделение 5, котельное отделение 6 и жилые помещения.
Насосные отделения соединены со всеми танками трубопроводами. Для налива и слива нефтепродуктов предусмотрены погрузочно-разгрузочные трубопроводы, имеющиеся в каждом танке и которые на палубе подключены к общему коллектору.
При перепускной системе налива и слива нефтепродуктов всасывающие и напорные (палубные) магистрали отсутствуют. Сливные операции осуществляются путем перетекания продукта из танка в танк, а из смежного с насосным отделением танка с помощью насоса направляется на берег или в другое судно (при выгрузке на плаву). При наливе продукт поступает в один или несколько танков, откуда самотеком направляется в остальные танки. Перетёк продукта из танка в танк, осуществляется через отверстия, вырезанные в боковых стенках танка (переборках).
Лихтеры, выпускаемые грузоподъемностью до 10 тыс. т и более, предназначены для перевозки нефтепродуктов на большие расстояния, а также для операции по сливу и наливу танкеров, если последние не могут подойти к береговому причалу.
Сливно-наливные операции осуществляются с помощью насосов, установленных на лихтерах, либо на плавучей насосной станции.
Речные баржи - несамоходные грузовые судна, перемещаемые буксиром или толкачом, изготовляют грузоподъемностью от 100
· до 12 тыс. т. Подобно танкеру их внутренняя емкость разделена на отдельные отсеки, число которых может достигать 50. Грузовая система в них перепускная. Над палубой имеются надстройки для обслуживающего персонала. Для налива и разгрузки нефтеналивных судов предусмотрены гавани и причалы.
Гавань - часть портовой акватории, прилегающая к причалам, где производят грузовые операции. Водная поверхность нефтегавани, называемая акваторией (участком водной поверхности в установленных границах района моря или порта), должна быть укрыта от волнения, иметь определенную площадь поверхности и глубину для причаливания и маневрирования судов. Для гавани выбирают естественные укрытия (бухты, заливы, затоны). Если таковых нет, сооружают искусственные - волноломы, дамбы и т. д.
Сооружение для причаливания судов и связи их с берегом называется пристанью. Если пристань значительно выдается от берега внутрь водной поверхности, ее называют пирсом. Пристань или пирс может иметь один или более причалов.
От нефтяных причалов до береговых резервуаров прокладывают трубопроводы. Перекачка продукции из резервуаров в суда, а также из судов в резервуары осуществляется с помощью береговых насосных станций (если суда не имеют насосов). Соединение береговых трубопроводов с судовыми, осуществляется с помощью шлангов или шарнирных элементов.
На речных (морских) пристанях, для слива продукции широко используются плавучие насосные станции. В этом случае суда причаливают к насосной станции, которая сооружается у причала. Всасывающие трубопроводы насосной станции соединяют с грузовой системой судна, а выкидные - с береговыми трубопроводами. После этого с помощью насосов продукция перекачивается из судна в береговые резервуары. Плавучая насосная станция представляет собой судно (речное или морское), на котором смонтированы два насоса или более. Такую станцию применяют для промежуточных перегрузок нефтяной продукции на плаву.
Если строительство морского нефтяного причала затруднено или экономически нецелесообразно, налив танкеро
·в осуществляется на некотором расстоянии от берега по подводному трубопроводу.
В 1878 году для Каспийского моря выстроен первый в мире танкер - «Зороастра», с грузоподъемностью 250 т. Танкера имеются и в Казахстане, которые перевозят в Каспийском море нефть из порта Актау в Баку. На данный момент насчитывается три танкера (Астана, Алматы и Атырау) с небольшими грузоподъемностями, по причине малой глубины Каспийского моря (грузоподъемность в пределах 10-15 тыс. т.). В целом, число танкеров 8 (5 их них Азербайджанские), в год они транспортируют 10 млн. тонн Казахстанской нефти из города Актау в порт Баку.
Автомобильный транспорт
Автомобильный транспорт широко используется при перевозках нефтепродуктов с распределительных нефтебаз непосредственно потребителю. Этот вид транспорта наиболее эффективно используется в районах, в которые невозможно доставить нефтепродукты железнодорожным или водным путями сообщения.
Автоцистерны, в которых перевозят нефтепродукты, оснащены комплектом следующего оборудования: патрубка для налива нефтепродукта, дыхательного клапана, стержневым указателем уровня, клиновой быстродействующей задвижкой для слива топлива, двух шлангов с наконечниками и насосы с механическим приводом. Объем отдельных автоцистерн достигает 25м3. Внутри цистерны установлены поперечные и продольные волнорезы для уменьшения силы ударной волны жидкости при движении автомашины.
Для обеспечения пожарной безопасности на автоцистернах установлены огнетушители и устройства для заземления цистерн и шлангов для отвода статического электричества, которое может образоваться при наливе и сливе нефтепродуктов.
В практике автотранспорта нефтегрузов широко применяют цистерны на автоприцепах, что повышает эффективность использования этого вида транспорта.
Для заправки топливом автотранспортных машин, функционирующих в отдалении от нефтебаз и заправочных станций, а также сельскохозяйственных машин и самолетов применяют специальные автоцистерны, оборудованные комплектом насосно-раздаточных устройств. Такие автоцистерны называются авто топливозаправщиками.
Оборудование топливозаправщика приводится в действие водителем из кабины управления, в которой предусмотрены рычаги включения насоса, задвижки и вентили, необходимые для выполнения операций по приемке, раздаче и перекачке топлива, а также контрольно-измерительные приборы. Авто топливозаправщики изготовляют с цистерной объемом 4-16 м3.
Автотранспортом осуществляется также перевозка нефтепродуктов в контейнерах и в мелкой таре.
Контейнеры - металлические или эластичные резинотканевые емкости объемами 2,5 и 4м3 (известны резинотканевые емкости объемом до 20м3), в которых нефтепродукты доставляются потребителю без перекачки в стационарные хранилища. По прибытии к месту назначения контейнеры сгружают с машин при помощи кранов. Особенность контейнерных перевозок заключается в том, что емкости-цистерны не закрепляются за автомашиной, а попеременно могут служить транспортной емкостью и временным хранилищем. Такие перевозки весьма удобны для удаленных от транспортных магистралей районов и при организации полевых передвижных складов.
Из мелкой тары наиболее распространены бочки и бидоны. Бочки удобны в эксплуатации и их широко применяют для доставки нефтепродуктов с нефтебаз потребителю. В отдельных случаях доставка нефтепродуктов в бочках - единственный способ удовлетворения нужд отдаленных районов, не имеющих железнодорожных и водных путей. Различают два основных типа бочек - металлические объемом 50-500 л для транспорта жидкого топлива (бензина, керосина и др.) и фанерные (штампованные) объемом 50 л, используемые в основном для перевозки консистентных смазок.
Бидоны применяют двух типов: металлические и металло-фанерные. Металлические бидоны объемом 5-62л для перевозки бензина изготовляют из белой жести прямоугольной и цилиндрической формы. Металло-фанерные бидоны для перевозки консистентных смазок изготовляют объемом 16л, корпус у них фанерный, а днище металлическое штампованное. Эти бидоны, покрытые изнутри бензостойким материалом, используются также под масло.
Для перевозки жидких нефтебитумов, а также смазок применяют металлические гофрированные барабаны или мешки из оберточной бумаги. Все большее применение находит полиэтиленовая тара. Для налива светлых нефтепродуктов в автоцистерны, бочки, бидоны и другую мелкую тару сооружают устройства налива.
Масла и смазки отпускают в расфасованном виде. Налив в автоцистерны осуществляется через авто наливные устройства - авто эстакады и авто колонки. Налив нефтепродуктов в бочки, бидоны и другую тару производится в специальных помещениях - разливочных (расфасовочных), оборудованных раздаточными устройствами.
Заправку нефтепродуктов в автотранспорт производят на автозаправочных станциях (АЗС), располагаемых у нефтебаз, или на автотранспортных магистралях. Емкости при этом заполняются с помощью трубопровода, проложенного от нефтебазы, или с помощью, автоцистерн.
В зависимости от назначения и месторасположения автозаправочные станции подразделяются на городские, дорожные, парковые, сельские, передвижные. Городские авто заправочные станции располагают на городских магистралях, площадях и в районах крупных автобаз и стоянок автотранспорта. Сельские же, размещают обычно в районных центрах, а дорожные - на основных автомагистралях. Передвижные заправочные станции временно размещают на автомобильных, дорогах, в местах скопления автомобилей, на строительных площадках, в полевых станах, на туристских маршрутах, в пригородах и т. д. Катера и моторные лодки заправляют как передвижные автозаправочные станции, так и плавучие, оборудованные на катерах
Трубопроводный транспорт
Наиболее экономичный вид транспорта нефти и нефтепродуктов - трубопроводный.
Преимущества этого вида транспорта:
1) низкая себестоимость транспорта продукции на значительные расстояния;
2) непрерывность подачи продукции;
3) широкая возможность для автоматизации;
4) уменьшение потерь нефти и нефтепродуктов при их транспортировании;
5) возможность прокладки трубопроводов по кратчайшему расстоянию, если это экономически целесообразно.
Трубопроводы, перекачивающие продукцию на значительные расстояния, называются магистральными.
Магистральные трубопроводы в зависимости от перекачиваемой жидкости соответственно называются: нефтепроводами - при перекачке нефти; нефтепродуктопроводами - при перекачке жидких нефтепродуктов, например, бензина, керосина, дизельного топлива, мазута. При использовании нефтепродуктопровода для транспортирования нефтепродукта одного сорта употребляется термин бензинопровод, керосинопровод, мазутопровод и т.д. (соответственно наименованию перекачиваемого продукта).
Магистральный трубопровод состоит из следующих звеньев: 1) трубопровода; 2) одной или нескольких насосных станций; 3) средств связи.
Магистральный трубопровод характеризуется следующими, показателями: длиной, диаметром, пропускной способностью и числом перекачивающих станций.
Современные магистральные трубопроводы, протяженность которых достигает более 1000км, представляют собой самостоятельные транспортные предприятия, оборудованные комплексом головных, промежуточных и перекачивающих (насосных) станций большой мощности, а также, наливными станциями со всеми необходимыми производственными и вспомогательными сооружениями. Пропускная способность их достигает 50 млн. т. нефти в год и более. Сооружают такие трубопроводы преимущественно из стальных труб условным диаметром 500, 700, 800, 1000, 1200 и 1400мм.
При транспорте нефти и нефтепродуктов на большие расстояния приходится преодолевать значительные гидравлические сопротивления в трубопроводе. Поэтому, если одна перекачивающая насосная станция не может обеспечить нормальный режим перекачки при заданном давлении, то строят несколько· станций по длине трубопровода. Трубопроводный транспорт, наряду с экономичностью, обеспечивает круглогодичную работу и почти не зависит от природных условий, чем выгодно отличается от других видов транспорта. В связи с этим с каждым годом увеличивается протяженность магистральных трубопроводов.




































4. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

4.1 Физико-химические свойства нефтепродуктов

Исходные данные:
Исходные данные: физико-химические свойства нефтепродуктов, годовой объем транспортируемого груза, длина трасса, сжатый профиль трассы, разность нивелирных высот начального и конечного пунктов трассы, напорные, качественные и стоимостные параметры насосов, насосных станций и трубопроводов. Остаточный напор в конечных пунктах эксплуатационных участков Нкп =30 м
Найти:
Оптимальный тип транспортировки, количество насосных станций и точки их расположения в сжатом профиле трассы, внутренного и внешнего диаметров трубы нефтепровода, фактической пропускной способности трубопровода.

Дано:
13 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 1415;
13 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 1415;
13 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 1415;
13 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 1415.
13 EMBED Equation.3 1415


Физико-химические свойства нефтепродуктов.
Приведем основные физические свойства нефти: плотность
·, вязкость
·, сжимаемость, испаряемость и др.
Плотность нефти - это масса единицы объема, при температуре 20°С и атмосферном давлении колеблется от 700 до 1040 кг/м3. Нефть с плотностью ниже 900 кг/м3 называют легкой, выше - тяжелой.
При изменении температуры эти параметры меняются в широких значениях. С ростом температуры уменьшается плотность и вязкость нефти и нефтепродуктов. Зависимость плотности от температуры определяется по формуле Менделеева:
13 EMBED Equation.3 1415,
где
· и
·293 – соответственно плотности нефти при температурах T и 293К,
·р- коэффициент объемного расширения, который определяется из таблицы;
13 EMBED Equation.3 1415 кг/мі;
Вязкость нефти и нефтепродуктов определяется свойством жидкости оказывать сопротивление при их движении по трубопроводам. Зависимость вязкости от температуры определяется по формуле Рейнольдса-Филонова:
13 EMBED Equation.3 1415,
где u – крутизна вискограммы. Если известны вязкости для двух температур, то
13 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 1415 1/К

13 EMBED Equation.3 1415мм2/с.

К исходным данным задачи проектирования относятся масса нефти, нефтепродуктов G, транспортируемые трубопроводом за год; длинна трассы трубопровода Lтр, физико-химические свойства нефти/нефтепродукта, сжатый профиль трассы, разность начальных и конечных нивелирный высот
·z, рабочая температура, напорные характеристики предполагаемых насосов.
Зная эти исходные данные, можно рассчитать количество нефтеперекачивающих станций, точки их расположения на трассе, внешний и внутренний диаметр трубы трубопровода, фактическую пропускную способность трубопровода.
В первый очередь определяются средние значения суточного Qсут, часового Qч.ср и секундного Q объемных расходов:
13 EMBED Equation.3 141513 EMBED Equation.3 1415.
В этих выражениях Тр – число рабочих дней трубопровода за год, которое определяется при помощи специальной таблицы в зависимости от объема перевозимого груза (если нет данных, то берется Тр =350 сутки).
13 EMBED Equation.3 1415 13 EMBED Equation.3 1415м3/с.
Во-вторых, из таблицы данных выбирается внешний диаметр Dн трубы проектируемого нефтепровода в зависимости от длинны трубопровода L и от массы перекачиваемого продукта в год G: Dн = 630мм.
По среднему значению часового расхода Qч.ср подбирается марка насоса (то есть из таблицы находится параметры H0 и b для магистрального и H02 и b2 подпорного насосов), для номинальной подачи Qном которой, должно выполняться следующее условие:
0,8Qном
· Qч.ср
· 1,5Qном.
Если это условие выполняется для двух типов насоса, то расчеты ведутся в двух вариантах для каждого из насосов в отдельности, выбирается наиболее оптимальный вариант. Максимальное рабочее давление будет на выходе ГНПС, и оно равно:
Р=
·g(3hмн+H2),
здесь hмн и H2 – напоры основного (магистрального) и подпорного насосов при подаче Qч.ср. Они вычисляются при помощи формул:
13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415.
Обычно считается, что в каждой станции есть три последовательно соединенные основные насосы. Согласно условием прочности закрепляющнй арматуры
Р
· Рарм
·6,4 МПа.
В нашем случае подбирается марка насоса НМ 1250-260 как основной и НПВ 1250-60 как подпорный. Справочные данные по этим типам насосов:
Нo =289,8м,
b =34,8
·10-6 чІ/м2 (основной) и
Н02 =74,8,8м,
b2 =9,5
·10-6 чІ/м2 (подпорный).
Далее находим напоры, развиваемые насосами при подаче Qч.ср:
13 EMBED Equation.3 1415=13 EMBED Equation.3 1415м;
13 EMBED Equation.3 1415=74,8-9,513 EMBED Equation.3 1415м.
Находим номинальное рабочее давление на выходе ГНПС:
Р=
·g(3hмн+H2)= 13 EMBED Equation.3 1415МПа.
Давление маловато. Берем следующий насос:
Типоразмер
Ро-тор
Н0, м
b, 10-6 ч2/м5

НМ 1250-260*
1
318,8
38,7

НПВ 1250-60*

77,1
11,48

Еще раз находим напоры, развиваемые насосами при подаче Qч.ср:
13 EMBED Equation.3 1415=13 EMBED Equation.3 1415м;
13 EMBED Equation.3 1415=77,1-11,4813 EMBED Equation.3 1415м.
Находим номинальное рабочее давление на выходе ГНПС:
Р=
·g(3hмн+H2)= 13 EMBED Equation.3 1415МПа.
После подбора насоса, рабочее давление которой, удовлетворяет условию прочности, определяется толщина стенки трубопровода, выдерживающей эту давлению:
13 EMBED Equation.3 1415,
где п - коэффициент надежности по нагрузке (для трубопровода, работающей по схеме «из насоса в насос» п =1,15, а в других случаях п =1,1), R1 – расчетное сопротивление металла сжатию (растяжению):
13 EMBED Equation.3 1415;
Rн1=
·в – нормативная сопротивление, k1 - коэффициент надежности по материалу (задается в таблице, обычно k1=1,34ч1,55), kн - коэффициент надежности по назначению трубопровода (задается в таблице). m - коэффициент условии работы трубопровода. Относительно назначения и диаметров трубы с учетом меры безопастности, магистральные трубопроводы делятся на 5 категорий: В, I, II, III и IV, относительно этих категорий значение m задается в таблице, для линейных участков m =0,9. Пусть для МТП категория II: m =0,75
Выбираем трубу:
Наруж. диаметр,
Dн, мм
Рабоч. давление
Р, МПа
Толщина стенки

·, мм
Марка стали

·вр, МПа


·т, МПа
k1

630
5,4-7,4
8; 9;10;11;12
12 Г2С
490
343
1,4


13 EMBED Equation.3 1415 13 EMBED Equation.3 1415мм.
После определения толщины стенки трубопровода внутрений диаметр трубы определяется следующим способом:
D =Dн - 2
· =630 –2
·8=614 мм.
Полные потери напора в трубопроводе для подачи Qч.ср находится по формуле:
13 EMBED Equation.3 1415.
Здесь коэффициент 1,02 учитывают потери напора в местных сопротивлениях (в ответвлениях трубопровода, на задвижках, и т. д.). пэ – количество эксплуатационных участков в трассе, пэ=L/(400ч600), Нкп – остаточный напор в конечных пунктах эксплуатационных участков, этот напор расходуется при перекачке нефти, или нефтепродуктов в резервуары. В нашем случае: 13 EMBED Equation.3 1415, значить
пэ=2.
Для нахождения функции потеря напора от трений 13 EMBED Equation.3 1415имеется следующий алгоритм:
- определяются переходные числа Рейнольдса:
13 EMBED Equation.3 1415.
шерховатость внутренней стенки трубы kэ=0,2 мм, отсюда
13 EMBED Equation.3 1415.

- определяется секундная подача:
13 EMBED Equation.3 1415=0,3964 м3/с;
- скорость потока течения жидкости в трубопроводе:
13 EMBED Equation.3 1415м/с;
- число Рейнольдса:
13 EMBED Equation.3 14158431.
- определяется коэффициент гидравлического сопротивления от трения:
13 EMBED Equation.3 1415, если Re
·2320 (формула Стокса),
13 EMBED Equation.3 1415, если 2320·ReI (формула Блазиуса),
13 EMBED Equation.3 1415, если ReI < Re < ReII (формула Альтшуля), 13 EMBED Equation.3 1415, если Re
· ReII (формула Шифринсона).
В данном случае 2320<8341<30700 и используется формула Блазиуса:
13 EMBED Equation.3 1415
·0,03302.
- потери напора от трения (g=9,8 м/с2):
13 EMBED Equation.3 1415= 4130,4 м.
Тогда полные потери напора в трубопроводе для подачи Qч= Qч.ср находится по формуле:
13 EMBED Equation.3 1415=4298,0 м.
Число нефтеперекачивающих станций (НПС) равно:
13 EMBED Equation.3 1415=6,11
·7. То есть n=7.
Здесь 13 EMBED Equation.3 1415240,00 м, 13 EMBED Equation.3 1415=53,72 м.
Найдем фактическую пропускную способность Qр=Qч трубопровода при полученном значении числа станции n. Она (так называемая рабочая точка Qр) соответствует точному решению уравнении при целом п:
Hнпс(3п, Qр)=H(Qр), (33)
Здесь Hнпс(mн, Qч)= mнhмн(Qч)+ пэH2(Qч) - суммарный напор всех станций, mн=3п- количество основных насосов, пэ - количество подпорных насосов,
13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415.
Это трансцендентное уравнение решается графическим способом.
Для получения напорной характеристики трубопровода возьмем несколько значений подачи, расположенных вокруг среднего значения Qч.ср и для всех этих значений найдем полные потери в трубопроводе и суммарный напор всех станций.
13 EMBED Equation.3 1415 Отсюда
Qч1=1400мі/ч, Q1= 0,3889мі/с
Qч2=1500 мі/ч, Q2= 0,4167мі/с
Qч3=1600 мі/ч, Q3= 0,4444мі/с.

1. Qч1=1400мі/ч, Q1= 0,3889мі/с.
13 EMBED Equation.3 1415м/с;
- число Рейнольдса:
13 EMBED Equation.3 14158271,7.
- определяется коэффициент гидравлического сопротивления от трения:
13 EMBED Equation.3 1415
·0,033177.
- потери напора от трения (g=9,8 м/с2):
13 EMBED Equation.3 1415= 3994,8 м.
Тогда полные потери напора в трубопроводе для подачи Qч= Qч.ср находится по формуле:
13 EMBED Equation.3 1415=4189,7 м.
2. Qч2=1500 мі/ч, Q2= 0,4167мі/с.
13 EMBED Equation.3 1415м/с;
- число Рейнольдса:
13 EMBED Equation.3 14158862,5.
- определяется коэффициент гидравлического сопротивления от трения:
13 EMBED Equation.3 1415
·0,032610.
- потери напора от трения (g=9,8 м/с2):
13 EMBED Equation.3 1415= 4507,4 м.
Тогда полные потери напора в трубопроводе для подачи Qч= Qч.ср находится по формуле:
13 EMBED Equation.3 1415=4712,5 м.
3. Qч3=1600 мі/ч, Q3= 0,4444мі/с.
13 EMBED Equation.3 1415м/с;
- число Рейнольдса:
13 EMBED Equation.3 14159453,4.
- определяется коэффициент гидравлического сопротивления от трения:
13 EMBED Equation.3 1415
·0,032088.
- потери напора от трения (g=9,8 м/с2):
13 EMBED Equation.3 1415= 5046,3 м.
Тогда полные потери напора в трубопроводе для подачи Qч= Qч.ср находится по формуле:
13 EMBED Equation.3 1415=5262,3 м.
Теперь найдем суммарный напор всех станций при количестве основных насосов, равных mн=3п, 3п-1, 3п-2 (mн=3
·7=21, 20, 19) при тех же значениях подач:
Hнпс(mн, Qч)= mнhмн(Qч)+ пэH2(Qч), 13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415.
Н0 =318,8м, b =38,7
·10-6 чІ/м2 (основной) и
Н02 =77,1м, b2 =11,48
·10-6 чІ/м2 (подпорный). Тогда
13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415.
1. Qч1=1400мі/ч.
13 EMBED Equation.3 1415=242,95.
13 EMBED Equation.3 1415=54,60.
Hнпс(21, 1400)=21
·hмн(1400)+2
·H2(1400)= 21
·242,95+2
·54,60=5211,1
Hнпс(20, 1400)= 20
·242,95+2
·54,60=4968,2
Hнпс(19, 1400)= 19
·242,95+2
·54,60=4725,2
2. Qч2=1500мі/ч.
13 EMBED Equation.3 1415=231,725.
13 EMBED Equation.3 1415=51,27.
Hнпс(21, 1500)=21
·hмн(1500)+2
·H2(1500)= 21
·231,725+2
·51,27=4968,8
Hнпс(20, 1500)= 20
·231,725+2
·51,27=4737
Hнпс(19, 1500)= 19
·231,725+2
·51,27=4505,3
3. Qч3=1600мі/ч.
13 EMBED Equation.3 1415=219,728.
13 EMBED Equation.3 1415=47,711.
Hнпс(21, 1600)=21
·hмн(1600)+2
·H2(1600)= 21
·219,728+2
·47,711=4709,7
Hнпс(20, 1600)=20
·hмн(1600)+2
·H2(1600)= 20
·219,728+2
·47,711=4490
Hнпс(19, 1600)=19
·hмн(1600)+2
·H2(1600)= 19
·219,728+2
·47,711=4270,3
Полученые результаты занесем в таблицу.

Н(Qч)
Hнпс(19, Qч)
Hнпс(20, Qч)
Hнпс(21, Qч)

1400
4189,7
4725,2
4968,2
5211,1

1500
4712,5
4505,3
4737
4968,8

1600
5262,3
4270,3
4490
4709,7


Построим график напорных характеристик трубы и насосных станции. Напорные характеристики трубопровода и НПС в данной задаче пересекаются в трех точках (Qр1, Qр2, Qр3). Эти точки показывают фактических пропускных способностей трубопровода при работе 3п-2, 3п-1, 3п числа магистральных насосов. В качестве рабочей точки Qр берется самая близкая точка к среднему значению Qч.ср и не меньшей ее: Qчi
· Qч.ср (i=1,2,3). То, есть трубопровод будет работать с такой пропускной способностью. Фактическая годовая (массовая) пропускная способность трубопровода тогда будет равным: 13 EMBED Equation.3 1415.
В нашей задаче из графика найдем, что Qр1=1472,7; Qр2=1503,2; Qр3=1532,3; так, как 13 EMBED Equation.3 1415, то Qр= Qр1=1472,7 м3/час и количество магистральных насосов 19 (3-3-3-3-3-2-2).
Напор станции с 3-мя насосами (первые 5 станции):
H ст.1=3
·13 EMBED Equation.3 1415=704,60 м.
Напор станции с 2-мя насосами (последние 2 станции):
H ст.2=2
·13 EMBED Equation.3 1415=469,73 м.
Теперь делаем расстановку НПС на сжатый профиль трассы.
Qр1=1472,7, Q= 13 EMBED Equation.3 1415=0,4091мі/с. 13 EMBED Equation.3 1415м/с;
13 EMBED Equation.3 14158701,2.
13 EMBED Equation.3 1415
·0,032698.

13 SHAPE \* MERGEFORMAT 1415

Значение гидравлического уклона iм при учете местных сопротивлений:
13 EMBED Equation.3 1415=0,00530014.
Для нахождения линий гидравлического уклона рассчитаем местоположение станции с 3-мя и 2-мя насосами в случае горизонтального профиля трассы:
13 EMBED Equation.3 1415=132,93 м.
13 EMBED Equation.3 1415=88,63 м.
Тогда 13 EMBED Equation.3 1415 и 13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415 и 13 EMBED Equation.3 1415образуют прямоугольные треугольники с гипотенузами в виде линий гидравлического уклона. Расстановка НПС в сжатом профиле трассы показана на рис.


























ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В процессе данного курсового проекта было определено количество насосных станций и точки их расположения в сжатом профиле трассы; внутренного и внешнего диаметров трубы нефтепровода с фактической пропускной способности трубопровода указанного в исходных данных.

Литература

П.И.Тугунов, В.Ф.Новоселов, А.А. Коршак «Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов», Учебное пособие для ВУЗов. Уфа, 2002г.
Айбиндер А. Б. «Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость» - М.г 1991.
Бунчук В.А. «Транспорт и хранение нефти, нефтепродуктов и газа» - М.: Недра, 1977.
Губин В.Е., Губин В.В. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. - М.: Недра, 1982. - 296 с.
СНиП 2.05.06. - 85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования. - М.: Стройиздат, 1985.



















13PAGE 15


13PAGE 141615



1600

1500

1400

0

4000

8000

1

2

3

Qр2

Qр3

Qр1

Н2


·z

L

Рис. 5

М2

М3

М4

М5

М6

М7

H ст.1

Нкп

Нкп

L1

L2

L3

L4

L5

13 EMBED Equation.3 1415

L7

L6

М1

Мn+1

H ст.2

H ст.3

H ст.4

H ст.5

H ст.6

H ст.7

Н2

Н2

Н2

Н2

Н2

Н2



Emblema KazNTURoot EntryEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation Native

Приложенные файлы

  • doc 14832899
    Размер файла: 656 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий