Проектирование и расчет эксплуатационного режима работы нефтепровода. Курсовая работа (т). Геология.
⚡ 👉🏻👉🏻👉🏻 ИНФОРМАЦИЯ ДОСТУПНА ЗДЕСЬ ЖМИТЕ 👈🏻👈🏻👈🏻
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!
Похожие работы на - Проектирование и расчет эксплуатационного режима работы нефтепровода
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Нужна качественная работа без плагиата?
Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу Без плагиата!
.
Характеристика перекачиваемой нефти
.
Технологический расчет нефтепровода
.1
Расчетные значения плотности и вязкости перекачиваемой нефти
.2
Выбор насосного оборудования и расчет рабочего давления
.3
Определение диаметра и толщины стенки трубопровода
.4
Гидравлический расчет нефтепровода
.5
Определение числа перекачивающих станций
.6
Расстановка станций по трассе нефтепровода
.
Методы регулирования эксплуатационного режима работы нефтепровода
Трубопроводный транспорт нефти является,
экономичным и прогрессивным способом доставки нефти от месторождений до
нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), обеспечивая независимо от климатических условий
и времени года, бесперебойную и планомерную доставку. От надёжности его
функционирования в значительной степени зависит благополучие народного
хозяйства страны в условиях рыночной экономики.
Преимущества трубопроводного транспорта - это:
дальность перекачки, высокая ритмичность,
практически бесперебойная работа в течение всего года с различной пропускной
способностью и минимальными потерями;
возможность перекачки нефти с вязкостью в
довольно широких пределах;
возможность работы в различных климатических
условиях;
возможность прокладки трубопроводов на большие
расстояния и в любых регионах;
высокий уровень механизации
строительно-монтажных работ при строительстве трубопроводов;
возможность внедрения автоматизированных систем
управления всеми основными технологическими процессами.
Именно эти преимущества позволяют с развитием
сети трубопроводного транспорта стабильно снижать стоимость транспортирования
нефти, нефтепродуктов и газа и послужили развитию трубопроводного транспорта.
Развитию сети трубопроводного транспорта
послужило освоение новых месторождений и обстоятельства, связанные с
удаленностью месторождений от мест переработки и потребления нефти. Выросли не
только объемы перекачек, но и длина трубопроводов, их диаметр, мощность и
рабочее давление перекачивающего оборудования и деталей трубопроводов. В
настоящее время почти вся добываемая нефть транспортируется по магистральным
трубопроводам, а так же большая часть продуктов ее нефтепереработки.
Данный курсовой проект посвящен рассмотрению
некоторых вопросов проектирования и расчету эксплуатационного режима работы
нефтепровода.
Трубопровод «Холмогоры-Омск»
предназначен для транспортировки нефти с Холмогорского месторождения нефти.
Свое начало нефтепровод берет в поселке Холмогоры, находящемся в Ямало-Ненецком
Автономном округе. Конечным же пунктом трубопровода является
нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) в Омске (Омская область). Трасса нефтепровода
по административному делению проходит через Ямало-Ненецкий автономный округ,
Ханты-Мансийский автономный округ, Тюменскую область, Омскую область.
Протяженность трассы
нефтепровода составила 915 километров.
На протяжении трассы
нефтепровода предусмотрены переходы через болота, реки, озера, автомобильные и
железные дороги. На 217 километре нефтепровод пересекает реку Обь, на 855 км -
реку Иртыш. Рельеф территории характеризуется в основном равнинами.
2. Характеристика
перекачиваемой нефти
Нефть Холмогорского
месторождения имеет следующие характеристики:
температура застывания - минус
21°С ;
массовое содержание смол
силикагелевых - 11,6%;
массовое содержание асфальтенов
- 0,93 %.
Проектирование нефтепровода выполняется на
основании проектного задания, в котором указываются:
) годовая производительность нефтепровода G Г
=38 млн. т /год;
) протяженность нефтепровода (перевальные точки
отсутствуют)=915 км;
)геодезические отметки, z К =90м, z Н =12
м;
) средняя расчетная температура перекачки, t Р =0,4°С.
Расчетная температура транспортируемой нефти,
принимается равной минимальной среднемесячной температуре грунта на глубине
заложения оси трубопровода с учетом начальной температуры нефти на головных
сооружениях, тепловыделений ы трубопроводе, обусловленных трением потока, и
теплоотдачи в грунт. В первом приближении допускается расчетную температуру
равной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на уровне оси
подземного трубопровода;
) плотность нефти при температуре 293К (20°С),
r 293
= 856 кг/м 3 ;
) вязкость нефти при 273К (0°С)
и 293К (20°С), n 273 =33,4мм 2 /с;
n 293
=
7,5 мм 2 /с;
) коэффициент неравномерности перекачки К нп
= 1,05;
) допустимое рабочее давление Р доп =
7,5 МПа.
4. Технологический расчет нефтепровода
.1 Расчетные значения плотности и вязкости
перекачиваемой нефти
T p =t p
+273,15=0,4+273,15=273,55 К. (1)
Расчетная плотность при температуре Т=Т Р
определяется по формуле:
гдеr 293 - плотность
нефти при 293К;
x-
температурная поправка, кг/(м 3 ∙ К) .
x=1,825
- 0,001315×856=0,69936кг/(м 3 ∙К).
= 856+0,69936·(293-273,55)=869,603
кг/м 3 .
Коэффициент кинематической вязкости
нефти определяют по формуле:
где u
-коэффициент крутизны вискограммы, 1/К;
- коэффициент кинематической
вязкости нефти при Т=273К;
- коэффициент кинематической
вязкости нефти при Т=293К;
.2 Выбор насосного оборудования и расчет
рабочего давления
Расчетная часовая производительность
нефтепровода при r=r Т
определяется по формуле:
гдеG г - годовая
(массовая) производительность нефтепровода, млн. т/год;
r
- расчетная плотность нефти, кг/м 3 ;
N р - расчетное
число рабочих дней (принимаем N Р =350 суток);
K нп -
коэффициент неравномерности перекачки (для трубопроводов, прокладываемых
параллельно с другими нефтепроводами, образующими систему, К нп =
1,05).
Исходя из расчетной часовой
производительности нефтепровода, подбираем основное оборудование перекачивающей
станции (подпорные и магистральные насосы). По их напорным характеристикам
вычисляем рабочее давление (МПа):
гдеg=9,81 м/с 2
- ускорение свободного падения;
h п , h м -
соответственно напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами;
m м - число
работающих магистральных насосов на перекачивающей станции; m м =3;
P доп -
допустимое давление ПС из условия прочности корпуса насоса или допустимое
давление запорной арматуры (P доп = 6,5 МПа).
Магистральный насос НМ 7000-210 с
ротором 1,0Q н (D 2 = 450 мм)
где a,b -
коэффициенты характеристики, определяемые при аппроксимации N экспериментально
полученных значений напора и подачи или по заводской характеристике насоса,
снятых на воде при заданном числе оборотов привода.
h м =262,5-
1,8173∙10 -6 ∙5202,158 2 =213,32 м.
Подпорный насос НПВ 5000-120 с
ротором D = 613 мм
=137,7;
b=1,2839∙10 -6 , п = a - b∙Q ч 2 =
137,7 - 1,2839∙10 -6 ∙5202,158 2 = 102,96 м,
Условие выполняется. Расчетный напор ПС
принимается равным
4.3 Определение диаметра и толщины стенки
трубопровода
Ориентировочное значение внутреннего диаметра
вычисляется по формуле:
где w o -
рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки), w o =2,3 м/с.
Выбираем трубы ВМЗ, изготовленные по
ТУ 14- 3 -1573 -99 из стали 10Г2ФБЮ с наружным диаметром D н =1020мм.
Вычисляем толщину стенки
трубопровода
где P- рабочее
давление в трубопроводе, МПа;
n p -
коэффициент надежности по нагрузке (n p =1,15) при D≥700
мм;
R 1 - расчетное
сопротивление металла трубы, МПа.
где s в - временное
сопротивление стали на разрыв, МПа;
m у -
коэффициент условий работы, m у =0,9
(нефтепровод III категории);
k 1 -
коэффициент надежности по материалу, k 1 =1,34;
k н -
коэффициент надежности по назначению, k н =1,0 (при D у <1200
мм).
Вычисленное значение толщины стенки
трубопровода d о округляем в
большую сторону до стандартной величины d
из рассматриваемого сортамента труб. Принимаем d=10 мм.
Внутренний диаметр трубопровода определяется
по формуле:
.4 Гидравлический расчет нефтепровода
Фактическая средняя скорость течения нефти (м/с)
определяется по формуле
где Q- расчетная
производительность перекачки, м 3 /с;
Режим течения жидкости
характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса:
где w -
Фактическая средняя скорость течения нефти, м/с; D -
внутренний диаметр, м; -
коэффициент кинематической вязкости нефти.
Находим относительную шероховатость
трубы:
где k э
-
эквивалентная шероховатость стенки трубы;
При значениях Re 1 Похожие работы на - Проектирование и расчет эксплуатационного режима работы нефтепровода Курсовая работа (т). Геология.
Дипломная работа по теме Разработка программного обеспечения для оптимизации показателей надежности радиоэлектронных систем
Основы Методики Силовой Подготовки Реферат
Реферат: Техногенные катастрофы 3
Реферат: Административное Право
Сочинение по теме Женский образ в рассказе А.И. Куприна «Олеся»
Дипломная работа по теме Изучение механизма побочных реакций при термолизе ряда алкоксиаминов и определение константы скорости их термолиза
Список литературы по предмету: "валеология"
Реферат: Police Brutality In The Us Essay Research
Архитектурная Диссертация
Курсовая работа по теме Автомобильный компьютер
Зачем Человеку Дан Язык Эссе
Дипломная работа по теме Использование геральдики в патриотическом воспитании старших дошкольников
4 Критерий Сочинения
Отчет по практике по теме Кредитная деятельность Сбербанка России
Реферат: Postmodern Theory And Karl Marx Essay Research
Курсовая Работа На Тему Алгоритмизация Процесса Обучения Младших Школьников
Роль математики в современном естествознании
Эссе Братство Народов
Как Подписывать Реферат В Школу
Курсовая работа: Система методов работы социальных педагогов
Реферат: Romeo And Juliet
Дипломная работа: Функция Дирака
Реферат: Movie Delta Force