Вход

Проектирование газонефтепроводов

Рекомендуемая категория для самостоятельной подготовки:
Курсовая работа*
Код 255453
Дата создания 24 октября 2015
Страниц 22
Мы сможем обработать ваш заказ (!) 1 апреля в 12:00 [мск]
Файлы будут доступны для скачивания только после обработки заказа.
1 150руб.
КУПИТЬ

Описание

Вычисления для проектирования газонефтепровода ...

Содержание

Введение 6
Исходные данные 7
1. Определение оптимальных параметров нефтепровода 7
1.1. Расчетные значения вязкости и плотности перекачиваемой нефти 7
1.2. Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающей станции и расчет рабочего давления. 8
1.3. Определение диаметра и толщины стенки трубопровода 8
1.4 Расчет прочности и устойчивости нефтепровода 10
2. Гидравлический расчёт трубопровода 15
2.1 Гидравлический расчет нефтепровода, определение числа перекачивающих станций 15
2.2 Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода 17
3. Определение оптимальных режимов работы нефтепровода 19
3.1 Определение рациональных режимов перекачки 20

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 соот-ветствующих 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, инерционнос ть и непрерывность функционирования, многоцелевой характер и неравномер-ность 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.

Фрагмент работы для ознакомления

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=3513 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=3675 м3/ч. Если на каждой НПС отключить по одному насосу n=5, m=2, то рабочая точка переместиться в точку М1, а нефтепровод будет работать с производительностью Q1=3180м3/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=3675 м3/ч. Гидравлический уклон при максимальной производительности составляет i=0,00595.
Напоры, развиваемые подпорными и магистральными насосами при максимальной подаче Q2, равны
Нмн=246,3–6,92х10-6х36752=152,84 м,
Нпн=127–2,9х10-6х36752=87,83 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 1,02×i×l=1,02×0,00595×100 000=607,2 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 таблице 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
66,63
75
НПС-2
84,75
75
72,4
НПС-3
105,45
147,4
72,2
НПС-4
111,62
219,6
74,2
НПС-5
84,27
293,8
86,2
КП
89,92
380
Таблица 3 - результаты гидравлического расчета участков нефтепровода и напорных характеристик насосов
Расход Q, м³/ч
 
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
Скорость течения v, м/с
 
0,556
0,834
1,111
1,389
1,667
1,945
2,223
Число Ренольдса Re
 
10196,13
15294,2
20392,27
25490,34
30588,4
35686,47
40784,5
Коэффициент гидравлического сопротивления
 
0,031487
0,028451
0,026477
0,02504
0,02392
0,02302
0,02226
Гидравлический уклон
 
0,000621
0,001262
0,002089
0,003086
0,00425
0,005561
0,00703
Напор магистрального насоса, Нмн, м
 
239,38
230,73
218,62
203,05
184,02
161,53
135,58
Напор подпорного насоса, Нпн, м
 
124,10
120,48
115,40
108,88
100,90
91,48
80,60
Потери напора на участке 5 Н, м
 
246,34
494,99
815,22
1201,97
1651,60
2161,27
2728,72
Напор развиваемый насосами, Н=Нпн+ kмнHмн
124,1
120,475
115,4
108,875
100,9
91,475
80,6
1
363,48
351,205
334,02
311,925
284,92
253,005
216,18
2
602,86
581,935
552,64
514,975
468,94
414,535
351,76
3
842,24
812,665
771,26
718,025
652,96
576,065
487,34
4
1081,62
1043,395
989,88
921,075
836,98
737,595
622,92
5
1321
1274,125
1208,5
1124,125
1021
899,125
758,5
6
1560,38
1504,855
1427,12
1327,175
1205,02
1060,655
894,08
7
1799,76
1735,585
1645,74
1530,225
1389,04
1222,185
1029,66
8
2039,14
1966,315
1864,36
1733,275
1573,06
1383,715
1165,24
9
2278,52
2197,045
2082,98
1936,325
1757,08
1545,245
1300,82
10
2517,9
2427,775
2301,6
2139,375
1941,1
1706,775
1436,4
11
2757,28
2658,505
2520,22
2342,425
2125,12
1868,305
1571,98
12
2996,66
2889,235
2738,84
2545,475
2309,14
2029,835
1707,56
13
3236,04
3119,965
2957,46
2748,525
2493,16
2191,365
1843,14
14
3475,42
3350,695
3176,08
2951,575
2677,18
2352,895
1978,72
15
3714,8
3581,425
3394,7
3154,625
2861,2
2514,425
2114,3
Совмещенная характеристика участков нефтепровода и характеристика НПС показана в приложении 2.
3. Определение оптимальных режимов работы нефтепровода
Рассмотрим режим перекачки с тремя работающими магистральными насосами на каждой НПС. 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-3,4,5



В таблице 4 приведены результаты расчетов подпоров и напоров нефтеперекачивающих станций при различном количестве работающих насосов и их комбинациях.
3.1 Определение рациональных режимов перекачки
Подпорные насосы укомплектованы асинхроннымы электродвигателями ВЛОВ710Ь-4У1, мощностью 1250 кВт, а магистральные насосы – синхронными электродвигателями СТДП2500-2УХЛ4, мощностью 2500 кВт. Для возможных режимов перекачки определим значения удельных энергозатрат. В качестве примера рассмотрим один из режимов перекачки, например режим №1 (3-3-3-3-3) с производительностью 3675 м3/ч.
По формулам 3.2.3 и 3.8.2 определяем напоры и к.п.д. подпорного и магистрального насосов
Нмн=246,3–6,92х10-6х36752=152,84 м,
Нпн=127–2,9х10-6х36752=87,83 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 в табл. 4.
Таблица 4 – Результаты расчетов механических характеристик подпорного и магистрального насосов и их электродвигателей.
ηмн
ηпн
Кзм
Кзп
ηэм
ηэп
Nпотр м
Nпотр п
Eуд
85,623
83,285
0,437
0,516
0,933
0,804
1170,006

Список литературы

1. Сим А.Д., Технологический расчет магистрального нефтепровода методические указания по выполнению курсового проекта
для студентов-бакалавров направления БНД (НД) – Хабаровск: Тихоокеанский государственный университет, 2014. – 42с.

2. 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.

3. 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.
4. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой
России.: ГП ЦПП,1997.- 52с.

5. Г.Г.Васильев., Г.Е.Коробков., А.А.Коршак., и др.; Подред. С.М.
Вайнштока: Учеб. Для ВУЗов: В 2т. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – Т. 1. – 407 с.

6. А.А.Коршак., А.М.Шаммазов., Г.Е. Коробков и др. Основы
трубопроводного транспорта нефтепродуктов. – Уфа: Реактив, 1996. – 158 с.

7. РД 153-39.4-113-01. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов.-М.: Гипротрубопровод, 2002.
Очень похожие работы
Пожалуйста, внимательно изучайте содержание и фрагменты работы. Деньги за приобретённые готовые работы по причине несоответствия данной работы вашим требованиям или её уникальности не возвращаются.
* Категория работы носит оценочный характер в соответствии с качественными и количественными параметрами предоставляемого материала. Данный материал ни целиком, ни любая из его частей не является готовым научным трудом, выпускной квалификационной работой, научным докладом или иной работой, предусмотренной государственной системой научной аттестации или необходимой для прохождения промежуточной или итоговой аттестации. Данный материал представляет собой субъективный результат обработки, структурирования и форматирования собранной его автором информации и предназначен, прежде всего, для использования в качестве источника для самостоятельной подготовки работы указанной тематики.
bmt: 0.00484
© Рефератбанк, 2002 - 2024