Проектирование и расчет эксплуатационного режима работы нефтепровода - Курсовая работа

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 надежности его функционирования в значительной степени зависит благополучие народного хозяйства страны в условиях рыночной экономики. 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.Свое начало нефтепровод берет в поселке Холмогоры, находящемся в Ямало-Ненецком Автономном округе. Трасса нефтепровода по административному делению проходит через Ямало-Ненецкий автономный округ, Ханты-Мансийский автономный округ, Тюменскую область, Омскую область.Нефть Холмогорского месторождения имеет следующие характеристики: - плотность при 20°С - 856кг/м3; вязкость при 0 °С - 33,4 мм2/с; вязкость при 0 °С - 7,5 мм2/с;Проектирование нефтепровода выполняется на основании проектного задания, в котором указываются: 1) годовая производительность нефтепровода GГ =38 млн. т /год; 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;Расчетная плотность при температуре Т=ТР определяется по формуле: (2) гдеr293 - плотность нефти при 293К; Коэффициент кинематической вязкости нефти определяют по формуле: , (4) где u-коэффициент крутизны вискограммы, 1/К;Расчетная часовая производительность нефтепровода при r=RT определяется по формуле: , (6) Кнп - коэффициент неравномерности перекачки (для трубопроводов, прокладываемых параллельно с другими нефтепроводами, образующими систему, Кнп= 1,05). м3/ч. Исходя из расчетной часовой производительности нефтепровода, подбираем основное оборудование перекачивающей станции (подпорные и магистральные насосы). Магистральный насос НМ 7000-210 с ротором 1,0Qн (D2 = 450 мм) hm=a-b*Qч2 , (8) 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. a = 262,5; b=1,8173•10-6, hm =262,5-1,8173•10-6•5202,1582=213,32 м.Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле: (11) где wo - рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки), wo=2,3 м/с. м. Выбираем трубы ВМЗ, изготовленные по ТУ 14-3-1573-99 из стали 10Г2ФБЮ с наружным диаметром Dн=1020мм. Вычисляем толщину стенки трубопровода Вычисленное значение толщины стенки трубопровода do округляем в большую сторону до стандартной величины d из рассматриваемого сортамента труб.Фактическая средняя скорость течения нефти (м/с) определяется по формуле Режим течения жидкости характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса: , (16) где w - Фактическая средняя скорость течения нефти, м/с; D - внутренний диаметр, м; - коэффициент кинематической вязкости нефти. Находим относительную шероховатость трубы: (17) где кэ - эквивалентная шероховатость стенки трубы; Потери напора на трение в трубопроводе определяем по формуле Дарси-Вейсбаха: , (21) H = 1,02ht Dz NЭ?hoct , (22) где1,02-коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода;На основании уравнения баланса напоров, необходимое число перекачивающих станций составит: (24) При округлении числа станций n в меньшую сторону (n = 5) гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой дополнительного лупинга длиной lл: , (25) где - соотношение, равное : , (26) где m - коэффициент, характеризующий турбулентный режим течения жидкости. В случае округления числа станций в большую сторону (n = 6) целесообразно предусмотреть вариант циклической перекачки. Для этого выполним гидравлический расчет нефтепровода постоянного диаметра и оборудованного лупингом lл=136,773 км в диапазоне расходов от 4000 до 6400 м3/ч. Данный расчет выполняется в программе QBASIC, используются следующие пакеты программ: Truba.bas, Station.bas, Pumps.bas, Rabt.bas.Расстановка перекачивающих станций выполняется графически на сжатом профиле трассы. По известной производительности нефтепровода определим значение гидравлического уклона i. Величина гидравлического уклона в случае варианта циклической перекачки вычисляется исходя из наибольшей производительности нефтепровода, т. е. Фактическая средняя скорость течения нефти (м/с) определяется по формуле: (29) м/с.Режим

Содержание

Введение

1. Описание трассы нефтепровода

2. Характеристика перекачиваемой нефти

3. Исходные данные для расчета

4. Технологический расчет нефтепровода

4.1 Расчетные значения плотности и вязкости перекачиваемой нефти

4.2 Выбор насосного оборудования и расчет рабочего давления

4.3 Определение диаметра и толщины стенки трубопровода

4.4 Гидравлический расчет нефтепровода

4.5 Определение числа перекачивающих станций

4.6 Расстановка станций по трассе нефтепровода

5. Методы регулирования эксплуатационного режима работы нефтепровода

Список использованных источников

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 надежности 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.