Особенности проектирования линейной части магистрального нефтепровода

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 =257,19 м;

Характеристика нефти:

Плотность нефти № 1 при температуре 20? С: с₂₀ = 848 кг/м3;

Плотность нефти № 2 при температуре 20? С: с₂₀ = 825 кг/м3;

Вязкости нефти № 1 при температуре 20? С и 50? С: н₂₀ = 9,75сСт и н₅₀ = 2,14сСт;

Вязкости нефти № 2 при температуре 20? С и 50? С: н₂₀ = 4,12сСт и н₅₀ = 2.17сСт;

Минимальная температура нефти: t_р = 5.75?С;

Максимальная температура нефти: t_р = 14,75?С;

Таблица 1.1 — Изменение свойств нефти по годам

1.3 Определение расчетных свойств нефти Расчетную плотность нефти (рассчитываем для № 1 нефти) при температуре t_min определяем по формуле [4]

(1.1)

где — температурная поправка, кг/(м3•К),

=1,825 — 0,1 315₂₉₃; (1.2)

₂₉₃ — плотность нефти при 293К, кг/м³.

Определим расчётную плотность по формулам (1.1 — 1.2):

_Т1=848+(1,825−0,1 315· 848)(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)

где_Т — кинематическая вязкость нефти, мм²/с;

А_н и В_н — постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости ₁ и ₂ 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

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, Хабаровский край) и Приморский (Приморский край).

Основная черта климата Приамурья — постепенный переход от резко континентального климата Забайкалья к ярко выраженному муссонному климату Приморья.

Зимой практически вся территория трассы находится под преобладающим воздействием очень холодных и сухих воздушных масс, формирующихся в области развития мощного сибирского антициклона. Зима на большей части территории длительная, малоснежная и очень холодная.

Большое влияние на температурный режим зимнего периода оказывает снежный покров, поскольку он в этот период определяет радиационный режим. Образование снежного покрова происходит в среднем в первой — третьей декаде октября. В горах снег появляется, как правило, на 5−10 дней. Характер залегания снежного покрова зависит от местных условий. Максимальные запасы воды в снежном покрове отмечаются, как правило, в конце первой-второй декаде марта.

Территория прохождения трассы характеризуется «слабой» степенью лавинной опасности: повторяемость менее 1 раза в 10 лет, объем до 10 тыс. м3, продолжительность лавиноопасного периода — до 30 дней.

Почти на всей территории безморозный период начинается в середине мая — конце июня и заканчивается в начале августа — сентябре.

Максимальное количество осадков приходится на август, реже — на июль. В августе выпадает в среднем от 80 до 160 мм. Особенно большое количество осадков в августе связано с выходом тайфунов на восточный участок трассы. Минимальное количество осадков в годовом ходе приходится на февраль. В это время месячная величина колеблется от 4 до 15 мм.

Средняя годовая температура воздуха на протяжении трассы изменяется в пределах от минус 4,7 до плюс 5,8°С. Самым холодным месяцем является январь. Средняя температура января изменяется по территории в больших пределах от минус 25 — минус 28° С на западе Приамурского участка трассы, до минус 10 — минус 13 °C на побережье. Самым теплым месяцем является июль (вблизи морского побережья — август). Пределы изменения средней температуры июля невелики: от 17−19°С на западе Приамурского участка и побережье Японского моря до 20−22°С на большей части трассы. Средняя максимальная температура колеблется от 21 до 26 °C. Абсолютный максимум температуры находиться в пределах 33−41°С, лишь во Владивостоке он чуть ниже (33°С). Для июля характерно, что абсолютный минимум, как правило, превышает 0 °C и только на крайнем северо-западе (Сковородино) он отрицателен (минус 3°С).

Трасса проходит по территории крайне неоднородной в геологическом отношении и охватывает два региона — Монголо-Охотский и Сихотэ-Алинский.

Монголо-Охотская складчатая зона (км 2693 — км 3610)

Монголо-Охотский регион первого порядка в тектоническом плане совпадает с Монголо-Охотским поясом герцинской и мезозойской складчатости. Основными структурно-формационными элементами региона являются палеозойские антиклинории и синклинории, а также наложенные мезозойские прогибы и кайнозойские впадины В геологическом строении Монголо-Охотской складчатой зоны принимают участие породы гранитоидной (AR-Mz), терригенной (Pz-Mz), вулканогенно-осадочной (Pz-Mz) и вулканогенной (Mz) формаций; на ограниченных участках присутствуют метаморфическая (PR) и терригенно-карбонатная формации.

Для горных сооружений характерен комплекс отложений склонового ряда: делювиально-пролювиальные, делювиально-солифлюкционные. На пологих склонах (6−12°) развиты делювиально-пролювиальные и делювиально-солифлюкционные суглинки, супеси с дресвой и щебнем мощностью 2−6, реже до 10 м.

В пределах аккумулятивных равнин распространены мощные толщи четвертичных аллювиальных, озерно-аллювиальных, делювиально-пролювиальных и делювиальносолифлюкционных отложений.

В целом территория прохождения трассы характеризуется разнообразным комбинированным рельефом, представленным чередованием обширных равнин и горных, преимущественно низкогорных массивов.

Трасса нефтепровода проектируется в различных по сложности инженерно-геологических условиях, значительная ее часть проходит в зоне распространения мерзлых, нередко льдистых грунтов, а также оторфованных грунтов и торфа и участков развития опасных геологических процессов.

Многолетнемерзлые породы сплошного и прерывистого распространения встречаются только на самом северном участке трассы, в пределах пояса низких гор и денудационных плато Верхнеамурского и северной части Амуро-Зейского районов.

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ

3.1 Сведение о проектной пропускной способности

магистральный нефтепровод прочностной расчет Для магистральных нефтепроводов производительность дается в млн. тоннах в год. На ее основе находится расчетная часовая производительность в м3/ч.

. (3.1.)

где G_Г— годовая (массовая) производительность нефтепровода, млн. т/год;

k_нп — коэффициент неравномерности перекачки, величина которого принимается равной 1,05 для трубопроводов, прокладываемых параллельно с другими нефтепроводами и образующими систему,

_р— расчетная плотность нефти, кг/м³;

N_р— расчетное число рабочих дней в году, N_р=350 суток.

Расчет ведем по наихудшему варианту развития, то есть по нефти у которой плотность больше для третьего этапа, согласно формуле (3.1)

м³/ч.

Таблица 3.1 — Пропускная способность по этапам

3.2 Обоснование диаметра трубопровода Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле:

(3.2)

где w₀ — рекомендуемая скорость перекачки, определяемая из графика (см. рисунок 3.1), при данной часовой производительности w₀=2.6 м/с.

Рисунок 3.1 — Зависимость рекомендуемой скорости перекачки от плановой производительности нефтепровода По значению D_o принимаем ближайший стандартный наружный диаметр D_н=1220мм и 2 смежных к нему D_н=1020мм и D_н=1420мм.

Остальные диаметры сведены в таблицу 3.2.

Таблица 3.2 Ориентировочное значение внутреннего диаметра и расхода, в зависимости от изменения свойств нефти по годам

Значение D_н можно также определять по табл.3.3.

Таблица 3.3 Параметры магистральных нефтепроводов

Исходя из расчетной часовой производительности нефтепровода, подбирается основное оборудование нефтеперекачивающей станции (подпорные и магистральные насосы).

3.3 Выбор насосно-силового оборудования Подбор основного оборудования НС осуществляется на основе известных плотности, вязкости, температуре перекачиваемой нефти, требуемой подаче и напору НС. К основному оборудованию насосных станций относятся насосы и приводящие их двигатели.

Для перекачки нефтей по магистральным нефтепроводам может использоваться как последовательная, так и параллельная схема включения насосов.

Число рабочих центробежных насосов в каждой МН должно определяться исходя из расчётного рабочего давления насосной, характеристики насоса, характеристик перекачиваемых нефтей, режима перекачки и быть не более трех. На каждую группу рабочих насосов МН необходимо предусматривать установку одного резервного насоса. В группе до четырех подпорных насосов необходимо устанавливать один резервный.

Основные насосы соединяются последовательно, значит, подбор насосов будем производить по подачи, а их напоры будем складывать. Подпорные насосы соединяются параллельно, так как от них не требуется большие напоры, следовательно, при работе двух и более насосов их напоры останутся теми же, а подачи будут складываться.

Учитывая все выше сказанное, выберем магистральный и подпорный насосы основной насос, обеспечивающий производительность станции Q и Q_max.

При этом выберем насос типа НМ с номинальной подачей Q_НОМ так, чтобы расчетная и максимальная производительность находились в рабочей зоне подач насоса, соответствующей max значениям его КПД.

Выбираем несколько схем соединения насосов:

Таблица 3.4. — Схемы соединения насосов

Технические характеристики насосов сведены в Приложение, А Определим напоры, развиваемые насосами при расчетной производительности перекачки. Для этого воспользуемся уравнением напорной характеристики насоса:

(3.3)

Коэффициенты a и b подпорного и магистрального насосов приведены в таблице 3.4.

Напор магистрального насоса НМ 7000−219 с рабочими колесами D₂=490 мм составит

h_М=323,3−1,479 510-⁶10 196,762=169,471 м;

напор подпорного насоса НПВ 5000−120 с рабочими колесами D₂=613 мм

h_П=137,7−1,283 910-⁶(10 196/2)2=104,3269 м.

Определим рабочее давление при условии, что число последовательно работающих магистральных насосов на НПС m_М=3. По формуле

(3.4)

где gускорение свободного падения;

h_п, h_м — соответственно напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами при расчетной производительности нефтепровода;

m_м — число работающих магистральных насосов на нефтеперекачивающей станции;

P_доп — допустимое давление НПС из условия прочности корпуса насоса или допустимое давление запорной арматуры.

МПа.

5,15,1585,5

Условие PP_ДОП выполняется.

Расчеты для остальных насосов сведены в таблицу 3.5.

Таблица 3.5 Зависимость рабочего давления от типа магистрального насоса

Из таблицы видно, что подходящей комбинацией насосов являются, следующие варианты:

Таблица 3.7. Комбинации насосов по рабочему давлению

Величина потребляемой мощности находится по известным зависимостям:

(3.5);

(3.6)

где з_Н, з_Э, з_МЕХ — величины к. п. д. соответственно насоса, электродвигателя и механической передачи.

Зависимость к. п. д. насоса от подачи описывается полиномом вида

(3.7)

где k₁, k₂, k₃ — коэффициенты аппроксимации, определяемые методом наименьших квадратов.

Коэффициент полезного действия механической передачи может быть принят равным з_МЕХ =0,99.

Коэффициент полезного действия электродвигателя _Э в зависимости от его загрузки определяется выражением

(3.8.)

где r₀, r₁, r₂ — эмпирические коэффициенты;

K_З — коэффициент загрузки электродвигателя, равный отношению мощности на валу электродвигателя N_Э к его номинальной мощности N_ЭН:

(3.9.)

Значения коэффициентов в формуле (3.7.) определяются методом наименьших квадратов по паспортным характеристикам электродвигателей насосных агрегатов. В случае отсутствия этих данных коэффициенты r₀, r₁ и r₂ могут быть приняты в соответствии с типом электродвигателя по таблице 3.8.

Таблица 3.8. Значения коэффициентов уравнения (3.8.)

КПД подпорного насоса (D₂=613мм):

КПД магистрального насоса НМ-1000−210 D₂=580мм Коэффициент загрузки двигателя по формуле (3.9)

КПД электродвигателя подпорного насоса:

Для электродвигателя магистрального насоса:

Определяем потребную мощность по формулам (3.5. и 3.6.)

;

Таблица 3.9. — Зависимость потребляемой мощности от типа насоса

Выбираем схему с НПВ 5000−120 (580) и НМ 10 000−210(470/460), так как она подходит по диапазону рабочих давлений, потребляет наименьшую энергию.

Дальнейшие расчеты ведем для этой схемы насосов.

3.4 Пересчет характеристик насосов с воды на нефть В каталогах приводятся характеристики центробежных насосов, снятые на воде. При перекачке маловязких нефтей и нефтепродуктов эти характеристики не изменяются. Однако с увеличением вязкости перекачиваемой жидкости напорная характеристика и КПД насоса падают, а потребляемая мощность возрастает. Меняется также давление насыщенных паров и значение кавитационного запаса.

В методике пересчета характеристик магистральных насосов в качестве параметра, характеризующего течение перекачиваемой жидкости в рабочем колесе, используется число Рейнольдса

(3.10)

где n — число оборотов ротора насоса,

Д₂ — наружный диаметр рабочего колеса,

— расчетная вязкость нефти.

Условную границу перехода режима течения жидкости из автомодельной области в область зависящих от вязкости значений параметров насоса определяют переходное и граничное число Рейнольдса и, вычисляемые по формулам:

(.3.11.)

(3.12.)

где n_s — коэффициент быстроходности насоса, равный

., (3.13)

где Q_НОМ и Н_НОМ — подача и напор при работе на воде с максимальным КПД,

К_ВС и К_СТ — число соответственно сторон всасывания рабочего колеса и ступеней насоса,

n — частота вращения (об/мин).

Зная число Re_п, можно найти предельное значение вязкости, начиная с которой необходимо вести пересчет характеристик насоса:

(3.14)

Так как величина больше расчетной вязкости, то характеристики насоса не пересчитываются с воды на нефть.

3.5 Определение толщины стенки трубопровода Согласно магистральные трубопроводы и их участки подразделяются на категории, требования к которым в зависимости от условий работы, объема неразрушающего контроля сварных соединений и величины испытательного давления приведены в таблице 3.10

Таблица 3.10

Категории магистральных трубопроводов следует принимать по таблице 3.11.

Таблица 3.11

Коэффициент условий работы m_у=0,9.

Примем для сооружения нефтепровода прямошовные электросварные трубы Волжского металлургического завода, изготавливаемые по ТУ 14−3-1573 99 из горячекатанной стали марки 10Г2ФБЮ (временное сопротивление стали на разрыв для диаметра 1020 мм и 1220мм=590МПа); коэффициент надежности по материалу для диаметров 1020 мм и 1220мм=1,34).

Минимальным значениям временного сопротивления 590МПа.

Значения коэффициентов надежности по нагрузке n_p и надежности по назначению k_Н=1,05.

Расчет ведем для диаметра 1020 мм, расчеты для других диаметров сводим в таблицу 3.12.

Расчетное сопротивление металла трубы R_1:

МПа. (3.15)

Расчетное значение толщины стенки для трубопровода составляет:

мм.

Полученное значение _о округляем в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной

₁₀₂₀=10 мм, Внутренний диаметр нефтепровода равен:

D₁₀₂₀ = 1020 — 210 =1000 мм, Таблица 3.12 — Результаты расчета

3.6 Гидравлический расчет нефтепровода Расчет ведем для диаметра 1020 мм, остальные расчеты сводим в таблицу 3.13.

Вычислим среднюю скорость течения нефти:

(3.16)

где D — внутренний диаметр, м.

По формуле (3.16) определим скорость:

м/с.

Режим течения нефти характеризуется числом Рейнольдса

(3.17)

Значения переходных чисел Рейнольдса Re₁ и Re₂ определяем по формулам:

(3.18)

; (3.19)

где — относительная шероховатость трубы;

k_Э — эквивалентная шероховатость стенки трубы. Для нефтепроводов из новых, чистых труб k_Э=0,05 мм.

;

;

Во всех случаях Re₁₂, режим течения нефти является турбулентным в зоне смешанного трения. Определим коэффициент гидравлического сопротивления по формуле:

(3.20)

Потери напора на трение в трубопроводе для трассы вычислим по формуле Дарси-Вейсбаха:

м (3.21)

Величина гидравлического уклона для магистрали вычисляется по формуле:

(3.22)

При подстановке числовых значений в формулу (3.6.7) получим:

Напор, развиваемый на станции магистральными насосами:

Напор, развиваемый на станции подпорными насосами:

Суммарные потери напора в трубопроводе определяются по формуле:

H = 1,02h+ z + N_Эhост, (3.23)

где 1,02- коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода;

h — потери напора на трение, м.

z=z_К-z_Н — разность геодезических отметок, м;

N_Э — число эксплуатационных участков назначается согласно протяженности эксплуатационного участка в пределах 400 — 600 км

h_ост— остаточный напор в конце эксплуатационного участка, который можно принять равным h_ост =30…40 м.

В расчетах принимаем N_Э=1, h_ост=30 м.

H₁₀₂₀ = 1,26 688,6384−257,19+ 30=7109,6 м Таблица3.13 — Результат гидравлического расчёта

3.7 Определение числа перекачивающих станций и лупингов Необходимое число нефтеперекачивающих станций для условий обеспечения расчетной производительности нефтепровода определим по формуле:

. (3.24)

При округлении числа НПС в меньшую сторону для трассы гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой дополнительного лупинга. Полагая, что диаметр лупинга и основной магистрали равны, режим течения в них одинаков (m=0,123), найдем значения коэффициента и его длину ?_Л.

(3.25)

где. (3.26)

При равенстве D = D_л величина .

Определим длину лупинга по формулам (3.25), (3.26):

;

км.

Таблица3.14-Число станций и длины лупингов

3.8 Экономическое обоснование выбора трассы Экономической составляющей выбора является приведенные затраты, т. е. годовые затраты на единицу трубопроводной системы, рассчитываются по формуле

(3.27.)

где Е_н — процентная ставка банковского кредита, принимаем 0,12.

Ккапитальные вложения;

Ээксплуатационные расходы.

Капитальные вложения определяем по формуле К= Клч + Кнпс, (3.28)

где К_лч -капитальные вложения на линейную часть;

К_нпс -капитальные вложения на сооружение НПС.

Капитальные вложения на линейную часть определим как:

(3.29)

где С_лч — стоимость сооружения МН, для диаметра 1020 мм 136 100руб/км;

L_тр — длина трассы.

Рассчитаем приведенные затраты для диаметра 1020 мм, без лупинга, с числом станций 14

К_лч=136 100*570,55=77 651 855 руб.

Капитальные вложения на линейную часть с лупингом определим как:

(3.30)

где С_луп — стоимость сооружения лупинга, для диаметра для диаметра 1020 мм принимаем 119 600руб/км;

L_луп — длина лупинга.

К_лч=136 100*570,55=77 651 855 руб.

Капитальные вложения на сооружение НПС определим как:

(3.31)

где С_гнпс — стоимость сооружения ГНПС,=161 950 000 руб/км;

С_нпс — стоимость сооружения НПС,=3 550 000 руб/км;

С_р — стоимость сооружения резервуарного парка для диаметра 1020 мм принимаем 27 руб/ м?.

V_п — объем резервуарного парка;

n — количество станций.

Для хранения нефти применяют резервуары стальные и железобетонные, наземные и подземные, вертикальные и горизонтальные. Полезный или активный объем V_П определяется как максимально возможный объем нефти, допустимый к откачке из него, и меньше геометрического объема V_Г, т.к. в нижней части резервуаров скапливается вода (подтоварная) и имеется слой механических отложений (осадок).

Общий объем резервуарного парка определяется с учетом коэффициента использования емкости з_Р величина которого выбирается согласно рекомендациям [4]:

(3.32)

Выбор типоразмера и определение требуемого количества резервуаров выполняется для нескольких вариантов парков и принимается вариант с наименьшими затратами на строительство и эксплуатацию парка. Установлено, что наименьшее затраты будут при меньшем числе резервуаров большей емкости и меньшей площади парка.

Количество однотипных резервуаров для каждого варианта будет равно:

(3.33.)

где V_Р — емкость одного резервуара.

В целях защиты резервуаров от перелива и защиты технологических трубопроводов от превышения давления в составе резервуарного парка необходимо дополнительно предусматривать резервуарную емкость в объеме 2 — х часовой производительности нефтепровода.

Кроме того, должен предусматриваться сброс нефти по специальному трубопроводу от предохранительных устройств в резервуарный парк (не менее 2 — х резервуаров) или в 2 отдельных резервуара.

Схемы технологических трубопроводов резервуарных парков должны обеспечивать опорожнение резервуаров, коллекторов резервуарного парка и подпорной насосной с помощью подпорных или зачистных насосов, а также предусматривать проектные решения, исключающие попадание газопробок из подводящих трубопроводов в резервуары с понтонами и плавающими крышами.

Полезный объем резервуарного парка:

Выбираем РВСП

Геометрический объем резервуарного парка Число резервуаров, где=100 000м³,

Выбираем 11 РВСП =100 000м³, включая 1 резервный и 1 от перелива.

руб.

Ээксплуатационные расходы определяются по формуле:

(3.34)

где Sсебестоимость перекачки, в зависимости от диаметра для диаметра 1020мм=0,65 руб/(т*км), 1220мм=0,62 руб/(т*км).

G_год— годовая производительность трубопровода.

.

Результаты экономического расчета трассы, в зависимости от диаметра и числа станций в таблицу 3.15

Таблица3.15-Результат экономического обоснования

В результате расчета оптимальной оказалась трасса с диаметром 1220 мм, с увеличением числа станций до 5.

3.9 Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода Предварительная расстановка нефтеперекачивающих станций выполняется графоаналитически на сжатом профиле трассы.

По известной производительности нефтепровода определяется значение гидравлического уклона i. Строится треугольник гидравлического уклона abc (с учетом надбавки на местные сопротивления) в принятых масштабах длин и высот сжатого профиля трассы.

Из начальной точки трассы вертикально вверх в масштабе высот строится отрезок, равный активному напору нефтеперекачивающей станции H_СТ1. Из вершины отрезка H_СТ1 проводится линия, параллельная гипотенузе гидравлического треугольника, до пересечения с профилем трассы. Точка М соответствует местоположению второй НПС.

Из вершины отрезка H_СТ1 вертикально вверх откладывается отрезок, равный h_П в масштабе высот. Линия, проведенная параллельно i из вершины H_СТ1+ h_П, показывает распределение напора на первом линейном участке.

Аналогично определяются местоположения остальных НПС в пределах эксплуатационного участка.

Место расположения НПС на границе эксплуатационных участков определяется построением отрезка CB, который проводится из вершины отрезка CN=H_СТ1+h_П-h_ОСТ параллельно i до пересечения с профилем трассы.

При правильно выполненных расчетах и построениях на конечном пункте трубопровода остается остаточный напор h_ОСТ.

Пересчитанная производительность 2,8687 м³/сек, для пяти станций.

Расчетное значение гидравлического уклона, i=0,499

Расчетный напор НПС составит H_СТ= 517,355 м, напор развиваемы подпорными насосами 90,26 м.

Выполним построение гидравлического треугольника. За горизонтальный катет примем отрезок ab, равный ?=100 км, который отложим в масштабе длин. Вертикальный катет ac гидравлического треугольника, равный 1,02· i·?=1,02·0,499·100·103=509,0225 м, отложим перпендикулярно отрезку abв масштабе высот. Гипотенуза треугольника bc соответствует положению линии гидравлического уклона в принятых масштабах построений.

Расстановка нефтеперекачивающих станций на местности показана в графической части курсового проекта. При расстановке принято, что величина остаточного напора составляет h_ост =30 м.

3.10 Расчет гидроудара Напор НПС при гидроударе составит

(3.35)

где Др — величина изменения давления

(3.36)

(3.37)

где — модуль упругости жидкости, модуль Юнга материала трубы,

d₀— диаметр срединного волокна.

Па,

.

3.11 Расчет числа станций для 1 и 2 этапы строительства Для каждого этапа строительства рассчитаем часовую подачу, насосно-силовое оборудование. Аналогично пунктам 3.6 -3.7. данные сведения сведены в таблицы 3.16 — 3.18.

Таблица 3.16 Гидравлический расчет для 1 и 2 этапа

Таблица 3.17 Подбор насосно — силового оборудования для 1 и 2 этапа

Таблица 3.18. Технологические решения для 1 и 2 этапа строительства

Расставляем перекачивающие станции 1 и 2 этапа по трассе нефтепровода.

При этом на первом этапе вводим две станции: 1 с тремя работающими наосами и одним резервным и 3, с одним работающим и родним резервным. Данные решение объясняется снижением металозатрат.

На втором этапе, вводят в работу все станции, на каждой из которых три насоса работающих и один резервный.

4. ЛИНЕЙНАЯ ЧАСТЬ

4.1 Конструктивные решения по линейной части

4.1.1 Назначение категорий участков Учитывая высокие требования к надежности нефтепровода для транспортировки Российской нефти в страны Азиатско-Тихоокеанского региона, вызванные прохождением его в весьма сложных природных условиях с наличием высокой сейсмичности, многолетнемерзлых грунтов, различного рода экзогенных процессов проектом принята категория нефтепровода на всем протяжении трассы — не ниже III.

Минимальные расстояния от оси нефтепровода на участках параллельного следования нефтепровода с железными и автомобильными дорогами и другими коммуникациями, а так же расстояния от населенных пунктов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений, приняты в соответствии со СНиП 2.05.06−85*, пункт 3.16, таблица 4*.

В соответствии с РД 153−39.4−056−00 «Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов», п. 4.1.21, величина охранной зоны магистрального нефтепровода устанавливается:

— вдоль трасы МН — в виде участка земли, ограниченного условными линиями, находящимися в 25 м от оси нефтепровода с каждой стороны;

— вдоль подводных переходов нефтепроводов — в виде участка от водной поверхности до дна, заключенного между параллельными плоскостями, отстоящих от осей крайних ниток трубопроводов на 100 м с каждой стороны.

Категории участков магистральных трубопроводов следует принимать по таблице 4.1.

Таблица 4.1.

Отдельные участки магистральных трубопроводов могут иметь разную категорию. Поэтому толщина стенки на этих участках требуют уточнения. Для уточнения толщины стенки труб необходимо определить границы этих участков на местности, по которой прокладывается нефтепровод.

Коэффициент условия работы m₀=0,75 для участков категории Iи m₀=0,9 для участков категории III определяет необходимость создания повышенного запаса прочности по сравнению с I. А это, в свою очередь, ставит задачу сравнения рабочего давления на отдельных участках с разрешенным по условию создания требуемого запаса прочности металла труб.

Проектируемый нефтепровод имеет две категории I, III.

Проведем сравнение максимально допустимых напоров для сталей 17Г1С-У и 10Г2ФБЮ, результаты сравнения занесем в таблицу 4.1, учитывая, что

(4.1)

Таблица 4.1 — Сравнение максимально допустимых напоров для сталей

С целью уменьшения металлозатрат, применяем сталь 17Г1С-У с толщиной стенки 13 мм для первой категории. Стали 17Г1С-У 11 мм с толщиной стенки 11 мм, 12ГСБ 11, 12 мм для трубопроводов 3категории. Сравнение удобно выполнять графоаналитическим методом, при котором на сжатом профиле анализируется взаимное расположение пьезометрических линий, соответствующих предельным (по давлению) режимам эксплуатации нефтепровода с так называемой эпюрой разрешенных напоров (совокупность всех точек отстающих от линии сжатого профиля на величину максимального напора).

Т.о. эпюра копирует сжатый профиль, и на границах участков различной категории изменяется скачком. Этот скачок на участках повышенной категории при неизменной толщине стенок труб и марки стали, направлен вниз, а в случае увеличения стенки трубы может быть равен нулю или направлен вверх.

4.1.2 Выбор запорной арматуры В соответствии с требованиями СНиП 2.05.06−85*, РД 153−39.4−113−01 и РД-16.01−74.20.00-КТН-058−1-05 в проекте предусмотрена установка узлов запорной арматуры:

— на обоих берегах подводных переходов категории «В» (задвижки размещаются выше отметок горизонта высоких вод 10% обеспеченности и выше отметок ледохода);

— на узлах камер пуска и приема СОД;

— на узлах подключения к НПС;

— на линейной части, размещенных в пониженных местах рельефа местности на расстоянии, не превышающем 30 км.

Расстановка задвижек выполняется из условий:

— минимального необходимого количества задвижек;

— минимизации объема истечения нефти из трубопровода в случае аварии после закрытия задвижек;

— минимизации объема неоткачиваемой нефти при проведении ремонтных работ.

После расстановки задвижек на подводных переходах категории «В», узлах пуска, приема и пропуска СОД, а также узлах подключения НПС, выполняется установка задвижек на линейной части, так чтобы минимизировать объем истечения нефти из нефтепровода в случае аварии после перекрытия задвижек и обеспечить максимально освобождение трубопровода от нефти при проведении ремонтных работ. Расстояние между задвижками должно составлять не более 30 км.

Устанавливается 17 шиберных задвижек по ОТТ-23.060.30-КТН-246−08 с DN1200. Монтаж узлов запорной арматуры выполняет комплексная бригада, имеющая опыт и оснащенная всеми необходимыми машинами, механизмами, приспособлениями и оснасткой.

В состав работ по монтажу узла задвижки входят:

— земляные работы;

— бетонные работы;

— подготовка конструктивных элементов и труб к сварке (разметка, газовая резка, зачистка мест резки и т. д.);

— монтаж задвижки;

— сборочно-сварочные работы;

— изоляционные работы.

Фундамент под задвижку — монолитный железобетонный из бетона класса В15, F100,W6. Подготовка под фундамент — из монолитного бетона В7,5 толщиной 100 мм.

Для обслуживания задвижек предусмотрены площадки с лестницей из горячекатаных профилей. Для соблюдения техники безопасности при обслуживании в условиях низких температур настил площадки и ступени лестницы приняты из просечно-вытяжной стали. Лестница и стойки площадки обслуживания крепятся к сборным бетонным фундаментным блокам посредством болтов, замоноличенных в сверленые отверстия в бетонных блоках.

Для перехода через обвалование предусмотрены переходные мостики из горячекатаных профилей. Для соблюдения техники безопасности при обслуживании в условиях низких температур ступени лестницы приняты из просечно-вытяжной стали. Лестницы переходных мостиков крепятся к сборным бетонным фундаментным блокам посредством болтов, замоноличенных в сверленые отверстия в бетонных блоках.

Опалубка и арматура для бетонных и железобетонных конструкций должны изготавливаться на производственных базах в виде готовых щитов, коробов, элементов поддерживающих конструкций, сварных кранов и сеток и доставляться на строительную площадку.

Отклонение смонтированной задвижки от вертикали не должно превышать 4⁰.

Все задвижки — электрифицированы и телемеханизированы. В процессе сборки и сварки узлов задвижки производители работ проводят операционный контроль.

Монтаж производится с помощью трубоукладчика. Строповку и подъем сборных элементов следует производить с помощью подъемных и захватных приспособлений.

Все конструкции, необходимые при монтажных работах, располагать в зоне работы трубоукладчика.

В процессе монтажа должна быть обеспечена устойчивость смонтированных элементов до сварки закладных частей.

Сварку узлов трубопроводов и неразрушающий контроль сварных стыков производить согласно РД-08.00−60.30.00-КТН-050−1-05 «Сварка при строительстве и капитальном ремонте магистральных нефтепроводов» и РД-08.00−60.30.00-КТН-046−1-05 «Неразрушающий контроль сварных соединений при строительстве и ремонте магистральных нефтепроводов».

В соответствии с РД-16.01−74.20.00-КТН-058−1-05 на высоких точках по рельефу местности предусматривается установка вантузов DN 200 для впуска и выпуска воздуха при гидравлическом испытании, при освобождении и заполнении трубопровода нефтью, а также исключения вакуумирования трубопровода В проекте приняты вантузы (20 штук) с номинальным давлением PN 10 МПа, с условным проходом патрубка DN200, которые изготавливаются в заводских условиях в соответствии с требованиями СТТ-23.040.00-КТН-285−06.

Вантузы состоят из следующих конструктивных элементов:

— вантузный тройник заводского изготовления с приваренным патрубком DN200 для установки герметизирующей пробки и вантузной запорной арматуры с фланцем;

— герметизирующая пробка с уплотнительными кольцами;

— фланцевая заглушка с пробкой контрольного шарового крана;

— контрольный шаровый кран;

— комплект прокладок и крепежных деталей;

— вантузная запорная арматура (комплектуются вантузы, устанавливаемые в верхних точках и предназначенные для выпуска газовоздушной среды и впуска воздуха) с электроприводом во взрывозащищенном исполнении, выносным пультом дистанционного управления и заглушкой.

Колодец для размещения вантуза должен быть изготовлен в заводских условиях с контролем качества сварных швов и антикоррозионной изоляцией наружной и внутренней поверхности кроме мест под приварку при установке на трубопровод. Конструкция колодца должна соответствовать требованиям типового проекта на колодцы для вантузов (ОТТ-75.180.00-КТН-241−06, ОТТ-75.180.00-КТН-242−06), и требованиям СТТ-23.040.00-КТН-285−06.

Приемо-сдаточные испытания, входной контроль, техническое обслуживание, ремонт запорной арматуры выполняются в порядке, установленном в ОР-08.00−60.30.00-КТН-033−1-05, СТТ-23.060.30-КТН-351−06 .

Расстановка линейных сооружений по трассе, в том числе береговые узлы запорной арматуры, представлены на схеме расстановки линейных сооружений нефтепровода — Приложение, А и в ведомости Приложение В.

4.1.3 Способы прокладки МН

— Способы прокладки нефтепровода и технические решения приняты в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06−85*, РД-16.01−74.20.00-КТН-058−1-05 и СТТ-75.200.00-КТН-042−06.

— Прокладка трубопровода принята подземным способом.

— Заглубление трубопровода до верха трубы принимается не менее 1 м.

— Минимально допустимый радиус упругого изгиба для труб диаметром 1220 мм составляет 1200 м, в соответствии с таблицей 9.2 РД-93.010.00-КТН-114−07. В проекте приняты расчетные радиусы упругого изгиба трубопровода диаметром 1220.

— Компенсация продольных перемещений, в местах примыкания трубопровода к узлам пуска и приема очистных устройств, производится за счет устройства подземных z-образных компенсаторов с применением отводов горячего гнутья R=5DN.

— Z-образный компенсатор не допускает передачи продольных перемещений от трубопровода на камеры запуска и приема очистных устройств за счет наличия «плеча» компенсатора, расположенного перпендикулярно к основной оси нефтепровода, на котором происходит «гашение» продольных перемещений за счет упругого изгиба самого «плеча», а также возникновения реакции грунта засыпки компенсатора.

— Длина участка трубопровода от z-образного компенсатора до камер запуска и приема очистных устройств (до 35-ти метров) не достаточна для возникновения значительных величин продольных перемещений или напряжений, передаваемых на камеры запуска и приема очистных устройств, в виду наличия на указанном участке отводов R=5DN, обеспечивающих переход нефтепровода от подземной прокладки к надземной.

— В соответствии с п. 1.9 СТТ-75.200.00-КТН-042−06 проектом предусмотрено уплотнение грунта в пазухах траншеи слоями 0,2 м трамбовочными машинами или средствами малой механизации. Степень уплотнения 0,85 от естественной плотности грунта.

— В местах, где геологический разрез представлен различными грунтами, величина откосов назначается по наиболее слабому грунту.

— Следует отметить особенности прокладки проектируемого трубопровода в сложных условиях:

§ При прохождении по обводненным участкам болот и заболоченностей разработка траншеи предусматривается экскаватором со сланей. Ширина траншеи по дну принята в соответствии со СНиП III-42−80* п. 3.2 — не менее 2,2 D при условии обеспечения расстояния между грузом и стенкой траншеи не менее 0,2 м;

§ При прокладке трубопровода в грунтах с включением гальки, щебня, дресвы предусмотрено устройство подсыпки и присыпки из привозного песчаного грунта фракции 2−4 мм. Подсыпка выполняется по подготовленному основанию толщиной слоя не менее 0,2 м над выступами неровностей дна траншеи, с уплотнением вибпроплитами или катками до степени уплотнения не менее 0,85. Подсыпка должна быть снивелирована по отметкам низа трубы и спланирована. Присыпка выполняется в два этапа:

— на высоту не менее 0,2 м над верхней образующей трубопровода с обязательной подбивкой пазух, толщина уплотняемых слоев не более 0,2 м, степень уплотнения не менее 0,85;

— затем грунтом из отвала (грунт засыпки до верха траншеи не должен содержать твердых включений размером более 300 мм).

4.1.4 Балластировка и закрепление трубопроводов Необходимость балластировки трубопровода для обеспечения его устойчивого положения, а также конструкция балластировки определяется в зависимости от конкретных условий участка трассы трубопровода, характеристики грунтов, уровня грунтовых вод и схемы прокладки трубопровода с учетом требований по экономному расходованию строительных материалов и полным использованием прочностных характеристик грунта. Выбор типа пригрузов определяется в соответствии с требованиями РД-05.00−45.21.30-КТН-007−1-05 по конкретным условиям.

На переходах рек, где укладка трубопровода осуществляется с бровки траншеи, балластировка предусмотрена железобетонными утяжелителями охватывающего типа УБОм.

На участках прокладки трубопровода, где отмечено высокое стояние грунтовых вод, а также на заболоченных участках предусмотрена установка полимерконтейнерных балластирующих устройств (ПКБУ) с заполнением грунтом из отвала.

Для предохранения изоляционного покрытия трубопровода от механических повреждений в зонах соприкосновения нефтепровода с пригрузами используются защитные прокладки в виде защитных ковриков из синтетических материалов, скального листа в соответствии с требованиями РД-05.00−45.21.30-КТН-007−1-05.

На участках болот предусмотрена пригрузка контейнерными устройствами (КТ), заполненными минеральным грунтом.

Ведомость болот и обводненностей по трассе нефтепровода представлена в Приложении Е.

В соответствии с требованиями СНиП 2.05.06−85*, при расчете балластировки на русловых участках вес засыпки трубопровода не учитывается. Расчет устойчивости положения трубопровода на обводненных участках выполнен с учетом грунта засыпки.

При производстве и приемке работ по балластировке и закреплению трубопровода необходимо осуществлять входной, операционный и приемочный контроль в соответствии с требованиями РД-05.00−45.21.30-КТН-007−1-05.

4.1.5 Переходы через естественные и искусственные препятствия Переходы трубопровода под автомобильными дорогами запроектированы с учетом требований СНиП 2.05.06−85*, СНиП III-42−80*, РД-23.040.00-КТН-110−07, типового проекта ОТТ-75.200.00-КТН-348−06 и технических условий владельцев дорог.

На основании типового проекта предусмотрена подземная прокладка трубопровода открытым способом в кожухе на пересечении некатегорийных дорог и без кожуха на пересечении полевых и лесных дорог с устройством постоянных переездов. На время производства строительно-монтажных работ необходимо устройство объездных дорог.

При проектировании перехода с защитным кожухом через некатегорийные дороги открытым способом соблюдаются следующие условия:

— угол пересечения с дорогой от 60° до 90°;

— длина участка перехода и защитного кожуха определены, исходя из ширины земляного полотна, высоты насыпи и крутизны откосов;

— переход состоит из защитного кожуха, рабочего трубопровода (трубной плети), опорно-направляющих колец, герметизирующих манжет;

— предварительно испытанный рабочий трубопровод протаскивается в уложенный защитный кожух с использованием опорно-направляющих колец, установленных на рабочий трубопровод с шагом 3,5, обеспечивающих сохранность изоляционного покрытия в процессе протаскивания и дальнейшей эксплуатации; после укладки рабочего трубопровода, на концах кожуха предусматривается установка герметизирующих манжет для исключения заиливания межтрубного пространства.

— прокладка кожуха предусматривается с уклоном не менее 0,002;

— концы кожуха выводятся от бровки земляного полотна на 5 м, но не менее 2 м от подошвы насыпи;

— строительство перехода осуществляется в границах землеотвода под нефтепровод;

— заглубление нефтепровода принимается от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного кожуха не менее 1,4 м, в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 0,4 м от дна кювета;

— защитный кожух, уложенный на дно траншеи засыпается в пределах насыпи дороги песчаным грунтом с послойным трамбованием. Толщина одного слоя засыпки составляет 0,3 м.

После окончания сварочных работ производится контроль сварных соединений кожуха 100% визуальным и измерительным методом и 100% радиографией в соответствии с требованиями п. 13.2.3 РД-93.010.00-КТН-114−07.

Опорно-направляющие кольца служат для размещения внутри защитного кожуха трубной плети, защиты изоляционного покрытия трубной плети от механических повреждений при протаскивании через кожух, являются диэлектрическим изолятором между трубопроводом и кожухом.

Для предохранения изоляционного покрытия трубной плети от механических повреждений под опорно-направляющие кольца устанавливаются защитные прокладки.