Курсовая работа по проектированию магистральных нефтепроводов - файл n1.doc

Курсовая работа по проектированию магистральных нефтепроводов
скачать (741.5 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc742kb.08.07.2012 16:54скачать

n1.doc





Содержание:
Введение………………………………………………………………………5

1. Определение оптимальных параметров нефтепровода………………….6

1.1. Расчетные значения вязкости и плотности перекачиваемой нефти….6

1.2. Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающей станции и расчет рабочего давления…………………………………………………………...6

1.3. Определение диаметра и толщины стенки трубопровода…...………..7

1.4 Расчет прочности и устойчивости нефтепровода……………………...9

2. Гидравлический расчёт трубопровода………………………………….13

2.1 Гидравлический расчет нефтепровода, определение числа перекачивающих станций………………………………………………………….13

2.2 Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода……15

3. Определение оптимальных режимов работы нефтепровода………….16

3.1. Графический метод…………………………………………………….16

3.2. Численный метод………………………………………………………..17

3.3 Определение рациональных режимов перекачки………………..……19

Вывод…………………………………………………………………………23

Список литературы…………………………………………………………..24


Введение
Топливно-энергетический комплекс России представляет совокупность энергетических систем: газо-, угле-, нефтеснабжения, нефтепродуктообеспечения, электроэнергетики и др. Каждая из этих систем состоит из взаимосвязанных отдельных технологических процессов, управляемых и контролируемых человеком и предназначенных для транспорта, хранения, перевалки и распределения среди потребителей соот­ветствующих энергоресурсов: нефти, нефтепродуктов, газа, угля, электроэнергии и т.д.

Рассматривая систему трубопроводного транспорта нефти (нефтеснабжения), следует отметить, что ей присущи основные особенности, характерные для больших систем энергетики. К ним относятся взаимосвязь с другими отраслями промышленности, территориальная распределенность, сложность, непрерывность развития и обновления, инерционность и непрерывность функционирования, многоцелевой характер и неравномер­ность процессов приема и сдачи нефти. В 1992 г. с образованием Российской Федерации, как самостоятельного суверенного государства, произошло разделение единой системы нефтеснабжения в СССР на национальные подсистемы. С этого времени эксплуатация около 48 тыс. км магистральных нефтепроводов России осуществляется государственной акционерной компанией по трубопроводному транспорту нефти "АК "Транснефть".

В условиях снижения добычи нефти и объемов ее транспортировки, роста издержек производства, старения основных фондов (трубопроводов, резервуаров, оборудования и др.) ОАО "АК "Транснефть" удалось не только обеспечить надежную работу нефтепроводов, сохранить высококвалифицированных специалистов, увеличить пропускную способность на важнейших направлениях, но и провести проектирование и закончить строительство важных новых магистралей. Это позволяет быть уверенными в том, что одна из важнейших систем трубопроводного транспорта будет и сегодня способствовать подъему экономики России в целом и топливно-энергетического комплекса в частности.

На современном этапе при проектировании систем трубопроводного транспорта нефти необходимо обеспечивать техническую осуществимость в сочетании с передовыми технологиями, экологическую безопасность и экономическую эффективность, а также высокую надежность при эксплуатации, что требует, в свою очередь, высококвалифицированных специалистов в области проектирования, сооружения и эксплуатации магис­тральных нефтепроводов и хранилищ.

Протяженность трубопроводных магистралей России постоянно увеличивается, осуществляется модернизация и техническое перевооружение ранее построенных трубопроводов, внедряются современные средства связи и управления, совершенствуются технологии транспорта высоковязких и застывающих нефтей, сооружения и ремонта объектов магистральных трубопроводов.

1. Определение оптимальных параметров нефтепровода
1.1. Расчетные значения вязкости и плотности перекачиваемой нефти

Вычисляем значения кинематической вязкости [1, стр.6-36]

  1. по формуле Вальтера

Вычисляем значения эмпирических коэффициентов a и b по формулам
,

,

,

,

мм2;
Вычисляем значение расчетной плотности нефти при Тр по формуле Д.И. Менделеева
,

,

где температурная поправка, кг/м3К

тогда,

кг/м3К,

кг/м3

1.2. Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающей станции и расчет рабочего давления.

Определим расчетную часовую пропускную способность нефтепровода по формуле

м3.
В соответствии с найденной расчетной часовой производительности нефтепровода подбирается магистральные и подпорные насосы нефтеперекачивающей станции исходя из условия

0,8Qном<Qч<1,2 Qном,

2880 м3/ч <3256 м3/ч <4320 м3
Согласно приложения 2 и 3, выбираем насосы: магистральный насос НМ3600-230 и подпорный насос НПВ 3600-90.

Напор магистрального насоса (D2= 415 мм) составит по формуле

Нмн(пн)0Qч –вQ ч2

Нмн=246,3–6,92х10-6х32562=172,9 м,
Напор подпорного насоса (D2= 610 мм) составит

Нпн=127–2,9х10-6х32562=96,256 м
Далее рассчитываю рабочее давление на выходе головной насосной станции по формуле


Найденное рабочее давление должно быть меньше допустимого из условия прочности запорной арматуры

Р<Рдоп, где Рдоп=6,4 МПа.

Условие 5,46 МПа < 6,4 МПа выполняется.
1.3. Определение диаметра и толщины стенки трубопровода

Внутренний диаметр нефтепровода вычисляется по формуле



подставляя рекомендуемую ориентировочную скорость перекачки w0 =1,75м/с (рис.3.3.1)

По вычисленному значению внутреннего диаметра, принимается ближайший стандартный наружный диаметр нефтепровода - 820 мм. Значение наружного диаметра также можно определить по таблице 3.3.1., в зависимости от производительности нефтепровода Dн= 820 мм.

По [1] выбираем, что для сооружения нефтепровода применяются трубы Челябинского трубного завода по ЧТЗ ТУ14-3-14-25-86 из стали марки 13 Г2А ( временное сопротивление стали на разрыв ?вр=530 МПа, ?т=363 МПа коэффициент надежности по материалу k1=1,47).

Перекачку предполагаю вести по системе «из насоса в насос», то nр=1,15; kн=1,; m=0,9.

Определяем расчетное сопротивление металла трубы по формуле



где расчетное сопротивление материала стенки трубопровода;

nр - коэффициент надежности по нагрузке, равный 1,15 - для нефтепроводов, работающих в системе «из насоса в насос»; 1,1 - во всех остальных случаях;

Р - рабочее (нормативное) давление, МПа;

m - коэффициент условий работы трубопровода, для I, II категории трубопроводов m=0,75; для III, IV категории трубопроводов m=0,9; для В категории трубопроводов m=0,6;

k1 - коэффициент надежности по материалу;

kн - коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от его диаметра.

Определяю расчетное значение толщины стенки трубопровода по формуле



Полученное значение округляем в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной - 8 мм.

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из формулы

,

Определяем абсолютное значение максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов по формулам





.

Для дальнейшего расчета принимаем большее из значений, ?Т=91,9град.

Рассчитаем продольные осевые напряжения пр N по формуле

Знак «минус» указывает на наличие осевых сжимающих напряжений, поэтому вычисляем коэффициент по формуле

1= 1=

Пересчитываем толщину стенки из условия



Таким образом, принимаем толщину стенки - 11 мм.
1.4 Расчет прочности и устойчивости нефтепровода

Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении производят по условию . Вычисляем кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления по формуле

==

Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб определяется по формуле

= =

Следовательно, R= 0,444х324,5=144,078 МПа

Так как <144,078 МПа, то выше поставленное условие прочности трубопровода выполняется.

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов проверку производят по условиям   и .

Вычисляем комплекс: ,

где R2н= ?т=363 МПа.

Для проверки по деформациям находим кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки – внутреннего давления по формуле



Вычисляем коэффициент  по формуле



Находим максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе по формуле

=t,

принимая минимальный радиус изгиба 1000 м;

=МПа

= МПа

198,049 МПа<363 МПа – условие , выполняется.

0,608х363=220,704МПа

/-62,187/ МПа > /363/ МПа – условие  , выполняется;

/-273,34/ МПа > /220,704/ МПа – условие  , не выполняется;

Так как проверка на недопустимые пластичные деформации не соблюдается, то для обеспечения надежности трубопровода при деформациях необходимо увеличить минимальный радиус упругого изгиба, решая уравнение




Определяем эквивалентное осевое усилие в сечении трубопровода и площадь сечения металла трубы по формулам

и

Определяем нагрузку от собственного веса металла трубы по формуле



Определяем нагрузку от собственного веса изоляции по формуле

,

Определяем нагрузку от веса нефти, находящегося в трубопроводе единичной длины по формуле



Определяем нагрузку от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачивающей нефтью по формуле



Определяем среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом по формуле





Определяем сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины по формуле



Определяем сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины и осевой момент инерции по формулам

,



Определяем критическое усилие для прямолинейных участков в случае пластической связи трубы с грунтом по формуле

.

Следовательно



Определяем продольное критическое усилие для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае упругой связи с грунтом по формуле



Следовательно,


Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы производят по неравенству обеспечена

8,182МН<13,38МН; 8,182МН<79,162 МН.
Проверяем общую устойчивость криволинейных участков трубопроводов, выполненных с упругим изгибом. По формуле (3.5.25) вычисляем

;

.

По графику рис.3.5.1., находим ?N=27.

Определяем критическое усилие для криволинейных участков трубопровода по формулам

,

.

Из двух значений выбираем наименьшее и проверяем условие

9,306МН >8,182 МН

Условие устойчивости криволинейных участков выполняется.

2. Гидравлический расчёт трубопровода
2.1 Гидравлический расчет нефтепровода, определение числа перекачивающих станций

Определяем секундный расход нефти и ее среднюю скорость по формулам

,



Определяем режим течения


Так как Re>2320 режим течения жидкости турбулентный.

Определим зону трения

Для этого определяем относительную шероховатость труб при kэ=0,05мм



Первое переходное число Ренольдса




Второе переходное число Ренольдса



Так как Re< ReI, то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб, поэтому коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по формуле из таблицы (3.6.1)

.

Определяем гидравлический уклон в нефтепроводе по формуле

.

Определяем полные потери в трубопроводе, приняв Нкп=40 м. Так как L>600 м, то число эксплуатационных участков определяем по формуле

,

,

.

Определяем расчетный напор одной станции по формуле



Расчетное число насосных станций определяем по формуле

.

Если округлить число НПС в меньшую сторону (4 станций), то гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой лупинга. Приняв диаметр лупинга равным диаметру основного трубопровода, найдем значение ? и длину лупинга по формулам

.

.

Строю совмещенную характеристику нефтепровода постоянного диаметра и нефтепровода, оборудованного с лупингом и нефтеперекачивающих станций. Для этого выполню гидравлический расчет нефтепровода в диапазоне от 2000 до 5000м3/ч с шагом 500 м3/ч. Результаты вычислений представлены в таблице 1.
Таблица 1 - результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций

Расход Q, м3

Напор насосов

Характеристика трубопровода

Характеристика нефтеперекачивающих станций

Hм, м

Hп, м

с постоян-ным диаметром

Н=1,02 iLр+?z+

Nэhост

с лупингом

Н=1,02 i[Lр-lл(1-?)]+?z+

Nэhост

10

12

13

14

15

1000

239,38

124,1

334,74

307,39

2517,9

2996,66

3236,04

3475,42

3714,8

1500

230,73

120,475

640,74

585,3

2427,775

2889,235

3119,965

3350,695

3581,425

2000

218,62

115,4

1040,58

948,425

2301,6

2738,84

2957,46

3176,08

3394,7

2500

203,05

108,875

1513,86

1378,25

2139,375

2545,475

2748,525

2951,575

3154,625

3000

184,02

100,9

2064,66

1878,477

1941,1

2309,14

2493,16

2677,18

2861,2

3500

161,53

91,475

2709,3

2463,93

1706,775

2029,835

2191,365

2352,895

2514,425

4000

135,58

80,6

3410,65

3100,88

1436,4

1707,56

1843,14

1978,72

2114,3


График совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающей станции представлен в приложении 1.

Точка пересечения М характеристики нефтепровода с лупингом и нефтеперекачивающих станции (n=4) подтверждает правильность определения длины лупинга, так как QМ=Q=3256 м3/ч.

При округлении числа НПС в большую сторону рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и нефтеперекачивающей станции при n=5, m=3 рабочая точка переместится в точку М2, а расход соответствует Q2=3530 м3/ч. Если на каждой НПС отключить по одному насосу n=7, m=2, то рабочая точка переместиться в точку М1, а нефтепровод будет работать с производительностью Q1=2925м3/ч.

Так как выполняется условие Q1< Q< Q2, по формуле 3.6.17 рассчитываем время работы нефтепровода на режимах, соответствующих расходам Q1 и Q2.


2.2 Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода

Рассмотрим расстановку станций на местности исходя из максимальной производительности нефтепровода при n=5 и Q2=3530 м3/ч. Гидравлический уклон при максимальной производительности составляет i=0,006078.

Напоры, развиваемые подпорными и магистральными насосами при максимальной подаче Q2, равны

Нмн=246,3–6,92х10-6х35302=160,1 м,

Нпн=127–2,9х10-6х35302=90,86 м.

Расчетный напор станции составит

.

Построим гидравлический треугольник. За горизонтальный катет примем отрезок ab, равный l=100 км, который отложим в масштабе длин. Вертикальный катет ac равен 1,02хiхl=1,02х0,0060784х100 000=620 м и отложим его в масштабе высот. Гипотенуза треугольника bc и есть положение линии гидравлического уклона в принятых масштабах построений.

Результаты расстановки станций приведены в таблица 2

Таблица 2 - расчетные значения высотных отметок НПС и длин линейных участков нефтепровода

Нефтеперекачивающая станция

Высотная отметка zi, м

Расстояние от начала нефтепровода, км

Длина линейного участка . км

ГНПС-1

61,1

0

78,5

НПС-2

60,9

78,5

77,5

НПС-3

61,4

157

78

НПС-4

55,6

235

77

НПС-5

60

312

79

КП

58,2

400
















3. Определение оптимальных режимов работы нефтепровода
3.1. Графический метод

Рассмотрим режимы работы магистрального нефтепровода на первом эксплуатационном участке протяженность 400км.

Построим суммарную совмещенную характеристику линейных участков нефтепровода и НПС. Задаваясь расходами от 1000 до 4000 м3/ч, определяем режимы течения нефти и рассчитываем потери напора на отдельных двух участках нефтепровода.

Найдем напоры подпорного и магистральных насосов. Результаты расчетов приведены в таблице 3
Таблица 3 - результаты гидравлического расчета участков нефтепровода и напорных характеристик насосов


Расход Q, м3

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

Скорость течения w, м/с

1,236

1,412

1,589

1,766

1,943

2,119




Число Ренольдса Re

23520

26886

30250

3614

36978

40342




Коэффициент гидравлического сопротивления ?

0,025549

0,024709

0,023991

0,022337

0,022817

0,022325




Гидравлический уклон, i

0,001989

0,002511

0,003085

0,003551

0,004391

0,005101




Напор магистрального насоса Hмн, м

193,48

182,94

171,0

157,65

142,9

126,74




Напор подпорного насоса Hпн, м

135,38

130,5

124,98

118,8

111,98

104,5




Потери напора на участке Н, м

1-участок Н=1,02il1+z2-z1

222,92

282,15

347,21

417,93

494,17

575,79




2-участок Н=1,02i(l1+ l2)+z3-z1

447,53

566,52

697,23

839,31

992,47

1156,45




2-участок Н=1,02i(l1+l2+ l3)+z4-z1+hкп

725,58

907,54

1107,41

1324,68

1558,88

1809,63




Напор, развиваемый насосами, H=Hпн+ kмн Hмн

kмн=0

135,38

130,5

124,98

118,8

111,98

104,5




kмн=1

328,86

313,44

295,98

276,45

254,88

231,24




kмн=2

522,34

496,38

466,98

434,1

397,78

357,98




kмн=3

715,82

679,32

637,98

591,75

540,68

484,72




kмн=4

909,3

862,26

808,98

749,4

683,58

611,46




kмн=5

1102,78

1045,2

979,98

907,05

826,48

738,2




kмн=6

1296,26

1228,14

1150,98

1064,7

969,38

864,94




kмн=7

1489,74

1411,08

1321,98

1222,35

1112,28

991,68




kмн=8

1683,22

1594,02

1492,98

1380

1255,18

1118,42




kмн=9

1876,7

1776,96

1663,98

1537,65

1398,08

1245,16





График совмещенной характеристики участков нефтепровода и характеристики НПС в приложении 2.

Из совмещенной характеристики найдем значения подпор ab на входе и напоров на выходе каждой НПС. Для первого режима, соответствующего двум работающим магистральным насосам на каждой НПС (режим 3-3-3), производительность перекачки определяется пересечением характеристики нефтепровода 5 и суммарной характеристики НПС при кМ=15, (рабочая точка М2) и соответствует значению Q=3530 м3/ч. Подпор на головной НПС-1 равен отрезку ab, а напор на ее выходе равен отрезку ad. Чтобы найти подпор на входе НПС-2, нужно определить разность отрезков ad и ас, то есть из напора на выходе ГНПС-1 вычесть потери напора на первом участке (кривая 1). Рассуждая аналогично, определим величины отрезков, соответствующих подпорам и напорам остальных НПС (табл. 4).
Таблица №4 - напоры и подпоры нефтеперекачивающих станций на режиме 3-3-3


Нефтеперекачивающая станция

Количество работающих магистральных насосов

Обозначение отрезка

Подпор на входе НПС

Напор на выходе НПС

ГНПС – 1

3

80

525

НПС – 2

3

65

515

НПС-3

3

55

500

























3.2. Численный метод

Рассмотрим режим перекачки с тремя работающими магистральными насосами на каждой НПС (режим 2-2). Производительность нефтепровода на этом режиме определим из решения уравнения 3.7.1.



Определяем максимально допустимый напор на выходе из насосных станций по формуле 3.7.6



,

и допустимый кавитационный запас на входе в основные насосы

,

С учетом потерь напора в обвязке насосных станций примем



По формуле 3.7.3 определяем напор, развиваемый основными магистральными насосами головной нефтеперекачивающей станции





Напор на выходе ГНПС-1, определяем по формуле 3.7.2.





По формуле 3.7.4 определяем подпор на входе НПС-2





Определяем напор на выходе НПС-2





Аналогично определяем значение подпора и напора для НПС-3







В табл. 5 приведены результаты расчетов подпоров и напоров нефтеперекачивающих станций при различном количестве работающих насосов и их комбинациях.

Таблица 5 - напоры и подпоры нефтеперекачивающих станций при различных числах работающих насосов и комбинаций их включения


№ режима

Общее число основных насосов

Комбинации включения основных насосов

Q, м3

ГНПС-1

НПС-2

НПС-3

НПС-4

Нпн1,м

Ннпс1,м

Нпн2,м

Ннпс2,м

Нпн3,м

Ннпс3,м

Нпн3,м

Нпс3,м

1

9

3-3-3

5280

79,06

527,74

67,79

516,47

54,77

503,46







2

8

3-3-2

5036


82,33

552,23

129,0

598,90

174,24

487,51







3

3-2-3

82,33

552,23

129,0

442,26

17,61

487,51




4

7

3-2-2

4780


85,6

576,69

190,56

517,95

130,74

458,13




5

3-3-1

85,6

576,69

190,56

681,64

294,44

458,13




6

3-1-3

85,6

576,69

190,56

354,25

-32,95

458,13




7

6

2-2-2

4514


88,81

430,74

80,98

422,27

72,41

413,69




8

3-2-1

88,81

600,74

251,62

592,91

243,05

413,69




9

3-1-2

88,81

600,74

251,62

422,27

72,41

413,69




10

3-0-3

88,81

600,74

251,62

251,62

-98,24

413,69




11

3-3-0

88,81

600,74

251,62

592,91

243,05

243,05




12

5

2-2-1

4191


92,47

449,55

143,23

321,77

15,087

193,63




13

2-1-2

92,47

449,55

143,23

678,86

372,17

729,26




14

3-1-1

92,47

628,1

321,77

857,40

550,72

729,26




15

3-2-0

92,47

628,1

321,77

678,86

372,17

372,17




16

3-0-2

92,47

628,1

321,77

321,77

15,09

372,17




17

4

2-1-1

3838


96,16

469,17

206,85

393,36

131,09

317,59




18

2-2-0

96,16

469,17

206,85

579,87

317,59

317,59




19

2-0-2

96,16

469,17

206,85

206,85

-55,42

317,59




20

3-0-1

96,16

655,67

393,36

393,36

131,09

317,59




21

3-1-0

96,16

655,67

393,36

579,87

317,59

317,59




22

3

1-1-1

3382


100,43

296,19

86,38

282,13

72,83

268,59




23

2-0-1

100,43

491,95

282,13

282,13

72,83

268,59




24

2-1-0

100,43

491,95

282,13

477,89

268,59

268,59




25

3-0-0

100,43

687,71

477,9

477,89

268,59

268,59




26

2

1-1-0

2853


104,72

309,75

154,48

359,51

205,25

205,25




27

1-0-1

104,72

309,75

154,48

154,48

0,224

205,25




28

2-0-0

104,72

514,77

359,51

359,51

205,25

205,25




29

1

1-0-0

2133

109,30

324,50

232,00

232,00

141,07

141,07



3.3 Определение рациональных режимов перекачки

Подпорные насосы укомплектованы асинхроннымы электродвигателями ВАОВ800L-4АУ1, мощностью 2000 кВт, а магистральные насосы – синхронными электродвигателями СТДП3150-2УХЛ4, мощностью 3150 кВт. Для возможных режимов перекачки определим значения удельных энергозатрат. В качестве примера рассмотрим один из режимов перекачки, например режим №1 (3-3-3) с производительностью 5280 м3/ч.

По формулам 3.2.3 и 3.8.2 определяем напоры и к.п.д. подпорного и магистрального насосов

Нмн=227,9–2,81х10-6х52802=149,562 м,

Нпн=115,3–1,3х10-6х52802=79,058 м.





.

По формулам 3.8.3 и 3.8.4 определяем коэффициенты загрузки и к.п.д. электродвигателей подпорного и магистрального насосов

,

,

.







По формуле 3.8.1 рассчитываем значения потребляемой мощности подпорного и магистрального насосов

,

,

.

Удельные энергозатраты на 1 тонну нефти, определяемые по формуле



.

В дальнейшем, аналогично предложенному расчету, находим значения удельных энергозатрат для выделенных режимов в табл. 5.

Возможный режим №29 соответствует наименьшему значению энергозатрат, поэтому первой узловой точкой на графике зависимости удельных затрат от производительности будет точка А.

Для каждого возможного режима перекачки, при котором выполняется условие Qi>QА по формуле 3.8.11 рассчитываем значение производной
.

;

;

;

;

;

;

;

;
Значение является наименьшим, поэтому следующей узловой точкой на графике Еуд(Q) будет точка с координатами Q=2853 м3/ч и Еуд=1,816 кВт ч/т.

;

;

;

;

;

;

;

Значение является наименьшим, поэтому следующей узловой точкой на графике Еуд(Q) будет точка с координатами Q=3382 м3/ч и Еуд=2,162 кВт ч/т.

;

;

;

;

;

;

Значение является наименьшим, поэтому следующей узловой точкой на графике Еуд(Q) будет точка с координатами Q=3838 м3/ч и Еуд=2,449 кВт ч/т.

;

;

;

;

;

Значение является наименьшим, поэтому следующей узловой точкой на графике Еуд(Q) будет точка с координатами Q=4191 м3/ч и Еуд=2,727 кВт ч/т.

;

;

;

;

Значение является наименьшим, поэтому следующей узловой точкой на графике Еуд(Q) будет точка с координатами Q=4514 м3/ч и Еуд=2,967 кВт ч/т.

;

;

;

Значение является наименьшим, поэтому следующей узловой точкой на графике Еуд(Q) будет точка с координатами Q=4780 м3/ч и Еуд=3,200 кВт ч/т.

;

;

Значение является наименьшим, поэтому следующей узловой точкой на графике Еуд(Q) будет точка с координатами Q=5036 м3/ч и Еуд=3,398 кВт ч/т.

;
Строим график зависимости удельных энергозатрат от производительности перекачки. Из расчета видно, что все из возможных режимов перекачки являются рациональными.

График зависимости удельных энергозатрат от производительности перекачки представлен в приложении 3.

Вывод
В результате проделанного курсового проекта по технологическому расчёту трубопровода, получила данные, позволяющие сделать следующие выводы: для сооружения магистральных трубопроводов применяют трубы из стали марки 17 Г1С Челябинского трубного завода по ВТЗ ТУ1104-138100-357-02-96, толщиной стенок 11,5 мм. Трубопровод III категории.

Расчётная производительность нефтепровода Q = 4999 м3/ч, в соответствии с этим для оснащения насосных станций применили насосы: основные НМ 5000-210 и подпорные НПВ 5000-120. Всего по трассе трубопровода расположено 7 насосных станций.

На сегодняшний день роль трубопроводного транспорта в системе НПГ чрезвычайно высока. Этот вид транспорта нефти является основным и одним из самых дешевых, от мест добычи на НПЗ и экспорт. Магистральный трубопровод в то же время позволяет разгрузить железнодорожный транспорт, для других важных перевозок грузов народного хозяйства.
Список литературы:


  1. Исмагилова З.Ф., Ульшина К.Ф.Технологический расчет

магистральных нефтепроводов: Методическое пособие по выполнению курсового проекта для студентов, обучающихся по специальности 130501.65 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ», очной формы обучения, для слушателей АЗЦ МРЦПК – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2008. – 68с.


  1. П.И.Тугунов.,В.Ф.Новоселов.,А.А.Коршак.,А.М.Шаммазов.

Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов.-Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002. – 658 с.


  1. А.А.Коршак., А.М.Нечваль. Трубопроводный транспорт нефти,

нефтепродуктов и газа: Учебное пособие для системы дополнительного профессионального образования.- Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2005.-516 с.

  1. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой

России.: ГП ЦПП,1997.- 52с.


  1. Г.Г.Васильев., Г.Е.Коробков., А.А.Коршак., и др.; Под ред. С.М.

Вайнштока: Учеб. Для ВУЗов: В 2т. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – Т. 1. – 407 с.


  1. А.А.Коршак., А.М.Шаммазов., Г.Е. Коробков и др. Основы

трубопроводного транспорта нефтепродуктов. – Уфа: Реактив, 1996. – 158 с.


















КП 130501.65.09.26.01.11 ПЗ

Лист


















Изм.

Лист

докум.

Подп.

Дата





Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации