Тэхнологические процессы. КР Чугунов. Курсовой проект Технологический расчет нефтепровода
 Скачать 1.03 Mb.
|
Курсовой проект«Технологический расчет нефтепровода» Введение Магистральный трубопроводный транспорт – это вид транспорта, предназначенный для транспортировки магистральными трубопроводами продукции (жидких и газообразных энергоносителей: нефти, нефте-продуктов, газа, широких фракций лёгких углеводородов), подготовленных в соответствии с требованиями государственных стандартов и технических условий, от пункта приёма продукции до пункта её сдачи, передачи в другие трубопроводы, на иной вид транспорта или хранения. Магистральный трубопровод – это производственно-технологический комплекс, состоящий из подземных, подводных, наземных и надземных трубопроводов и других объектов, обеспечивающих безопасную транспортировку продукции. Важнейшим условием обеспечения жизнедеятельности всех отраслей национального хозяйства является надёжное поступление в страну энергоносителей. Для Беларуси единственной стратегически значимой возможностью получения жидких и газообразных углеводородных энергоносителей является использование магистрального трубопроводного транспорта. Это определяет фундаментальную роль магистральных трубопроводов в обеспечении энергетической и экономической безопасности страны. В задании указываются следующие основные данные: назначение трубопровода; годовая пропускная способность с разбивкой по очередям строительства; для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов перечень нефтей и нефтепродуктов, подлежащих последовательной перекачке, с указанием числа каждого сорта; характеристики всех нефтей и нефтепродуктов; направление трубопровода (начальный, конечный, а в случае необходимости и промежуточные пункты); перечень пунктов путевого сброса или подкачки продуктов с указанием количеств по сортам; сроки начала и окончания строительства по очередям; сроки представления технической документации по стадиям проектирования; наименование проектировщика и генерального подрядчика. Кроме того, в задании на проектирование иногда указывают, на трубы какого диаметра, из какой стали, а также на какое оборудование должны рассчитывать проектировщики. Задание на проектирование является основным исходным документом при проектировании трубопровода, и все положения в нем должны получить отражение в проекте. Проектирующая организация, принимая задание как основной обязательный для нее документ, должна тщательно изучить все исходные данные. Отклонения от задания должны быть обоснованы технико-экономическими расчетами и согласованы с организацией, выдавшей задание. Проектирование трубопровода ведется, как правило, в две стадии: технический проект и рабочие чертежи. На стадии технического проекта производятся все необходимые изыскания, принимаются основные технические решения по проектируемым объектам, определяются общая стоимость строительства и основные технико-экономические показатели. Цель проектирования заключается в следующем: производство технических и экономических изысканий по различным вариантам трассы и площадок перекачивающих станций с выбором оптимального варианта; изучение геологических запасов нефти и газа, обеспечивающих трубопровод сырьем на длительный срок эксплуатации; составление технологической части проекта, включая гидравлические и тепловые расчеты; выбор наивыгоднейших параметров трубопровода (диаметр трубопровода, число и мощность перекачивающих станций и т.п.); рассмотрение вопросов жилищного строительства, снабжения станций водой, энергией, топливом, решение вопросов канализации; разработка плана строительства и календарных сроков готовности отдельных основных объектов, расчет объема основных строительных и монтажных работ по всему строительству, выбор и описание способов ведения работ, разработка строительного генерального плана с указанием способов ведения работ, сооружений (подсобных предприятий, складов строительных материалов, временных дорог и др.); составление калькуляций себестоимости транспорта продукта по трубопроводу; определение стоимости всех объектов и всего строительства, для чего составляют сметно-финансовые расчеты на отдельные объекты и сводную смету. Исходные данные Вид перекачиваемой жидкости: нефть Производительность: G = 15 млнт/год Плотность:  = 853 кг/м  Вязкость:  = 15 сСт = 9 сСтТемпература: tmin= – 2  Сtmax= 10 СПротяженность трубопровода: L = 442 км Таблица 1. Высотные отметки точек трассы:
1. Построение профиля трассы По геодезическим отметкам построим сжатый профиль трассы трубопровода.  Рисунок 1. Сжатый профиль трассы 2. Обработка исходных данных Технологический расчет нефтепровода проведем для самых невыгодных условий. Таковыми являются условия с наиболее низкими температурами. В нашем случае, минимальная температура – 2С. 2.1 Определение плотности Произведём перерасчёт плотности на заданную температуру:  ,где: t =tmin=– 2С; 20 – плотность нефти при 20 С, кг/м3 (853 кг/м3); – температурная поправка, кг/(м3 С) = 1,825 – 0,001315 20 = 1,825 – 0,001315 853 = 0,703 [кг/(м3С)], тогда плотность при t = – 2С: t = 853 – 0,703 (- 2– 20) = 868,47 (кг/м3). 2.2 Определение вязкости Вязкость при температуре t определится по формуле:  ,где:  – коэффициент кинематической вязкости при температуре t1;U – коэффициент, значение которого определяется по известным значениям вязкостей при двух других температурах.  . -2 = 15сСт e - 0,017 (-2 – 20)= 21,8(сСт). 3. Выбор конкурирующих диаметров труб профиль осевой трубопровод диаметр Для нахождения оптимального диаметра трубопровода кроме диаметра, рекомендованного в [4] для заданной пропускной способности, примем еще 2 диаметра (соседних) – больший и меньший рекомендуемого. Для каждого из них произведем технологический и экономический расчет, по которым после сопоставления результатов выберем оптимальный. Согласно таблице 1[3] для наших исходных данных: D2 = 720 мм, р = 5–6 МПа Принимаем два соседних конкурирующих диаметра: D1 = 529 мм, р = 5,4 –6,5 МПа; D3 = 820 мм, р = 4,8 – 5,8 МПа. Примем для всех диаметров одно значение давления равное 5,4 МПа. Результаты расчетов по всем диаметрам внесены в сводную таблицу. 4. Механический расчет 4.1 Определение толщины стенки труб Определим толщину стенки трубы по каждому из вариантов по формуле:  ,где: Dнар– наружный диаметр трубы, м; р– рабочее давление в трубопроводе, МПа; n– коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего давления (согласно [4] для нефтепродуктопроводов диаметром более 700 ммn = 1,15) R  – расчетное сопротивление (растяжению), МПа. где: R  – временное сопротивление металла труб (табл. 5.1 [3]), МПа.Марки стали примем по каталогу: для труб Ø529 мм– 17Г1С, для труб Ø720 мм – 17Г1С, для труб Ø820 мм – 17Г1С, тогда: для труб Ø529 ммR  = 510 МПа,для труб Ø720 ммR = 510 МПа,для труб Ø820 ммR = 510 МПа.m– коэффициент условий работы трубопровода (согласно табл. 1 [4] m=0,9); k - коэффициент надежности по материалу (согласно табл. 9 [4] k =1,47 (для спирального шва), k =1,57 (для прямого);k  - коэффициент надежности по назначению(согласно по табл.11 [4] k =1,0 для всех диаметров).      Принимаем стандартную величину стенки: для труб Ø529 мм – 6 мм, для труб Ø720 мм – 7,5 мм, для труб Ø820 мм – 9 мм 4.2Проверка на осевые сжимающие напряжения  ,где:  коэффициент линейного расширения металла труб(для стали  )Е – модуль упругости металла (Е  ) расчетный температурный перепад.В нашем случае: Δt = tmax- tmin= 10ºС –(-2) ºС =12ºС. Поскольку Δt<40ºС то примемΔt = 40ºС.    Т.к. во всех случаях  >0, то сжимающие осевые напряжения в трубопроводе отсутствуют и величина δ корректировки не требует.Далее проверяют прочность подземного трубопровода по условию:  где  – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб при  ,равный единице: – верно, значит прочность подземного трубопровода обеспечена. -верно, значит прочность подземного трубопровода обеспечена. – верно, значит прочность подземного трубопровода обеспечена. |