Расчет магистрального нефтепровода - Курсовая работа

Затраты на строительство трубопровода почти в 2 раза меньше, чем на постройку автомобильной или железной дороги соответствующей провозной способности, при этом трассы ведут более коротким путем. Трубопроводы надежны в эксплуатации, процесс транспортировки по ним грузов полностью автоматизирован, высокая герметизация сохраняет продукты. Это сокращает потери нефти по сравнению с перевозками железнодорожным транспортом в 1,5 раза, водным - в 2,5 раза.Изменение плотности вследствие изменения температуры Т определяют по формуле Менделеева (3.1.2) где ?Т, ?293 - плотность нефтепродукта соответственно при температурах Т и 293 К, кг/м3;Определим расчетную часовую пропускную способность нефтепровода по формуле (3.2.1) где GГ - годовая производительность нефтепровода, млн.т/год; кнп - коэффициент неравномерности перекачки и принимается равным: для трубопроводов, прокладываемых параллельно с другими нефтепроводами и образующих систему - 1,05; В соответствии с найденной расчетной часовой производительности нефтепровода подбирается магистральные и подпорные насосы нефтеперекачивающей станции исходя из условия (3.2.2) где Qном - подача выбранного типа насосов при максимальном к.п.д. Согласно приложениям 2 и 3 [3, стр.61-66], выбираем насосы: магистральный насос НМ 5000-210 и подпорный насос НПВ 5000-90 Напор магистрального насоса находим по формуле: где a, b - коэффициентыВнутренний диаметр нефтепровода вычисляется по формуле (3.3.1) где w0 - рекомендуемая скорость перекачки, определяемая из графика [3, рис.3.3.1] w0 =2,0 м/с. По вычисленному значению внутреннего диаметра, принимается ближайший стандартный наружный диаметр нефтепровода - 1020 мм. Определяем расчетное значение толщины стенки трубопровода по формуле (3.4.1) где np - коэффициент надежности по нагрузке, равный 1,15; R1-расчетное сопротивление металла трубы по формуле (3.4.2) где R1н - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) материала труб и сварных соединений, определяемое из условия работы на разрывы, равное минимальному пределу прочности =?вр; По приложению 1 [3, стр.59-60] выбираем, что для сооружения нефтепровода применяются трубы Челябинского трубного завода по ЧТЗ ТУ14-3-1698-90 из стали марки 13Г1С-У (временное сопротивление стали на разрыв ?вр=540 МПА, ?т=390 МПА, коэффициент надежности по материалу k1=1,47).Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении производят по условию (3.5.1) где R - расчетное сопротивление материала; При растягивающих осевых продольных напряжениях (s 0) y =1,0 , при сжимающих осевых продольных напряжениях (s <0) определяется по формуле (3.5.2) Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов проверку производят по условиям (3.5.4) и (3.5.5) где - максимальные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий, МПА; Так как проверка на недопустимые пластичные деформации не соблюдается, то для обеспечения надежности трубопровода при деформациях необходимо увеличить минимальный радиус упругого изгиба по формуле (3.5.9) Определяем нагрузку от собственного веса металла трубы по формуле (3.5.17) где nсв - коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса, равный 1,1; а при расчете на продольную устойчивость и устойчивость положения равный 0,95;Определяем секундный расход нефти и ее среднюю скорость по формулам (3.6.1) и (3.6.2) Первое переходное число Рейнольдса: Второе переходное число Рейнольдса: Так как Re< REI, то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб, поэтому коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по формуле [3, табл.3.6.1] Определяем гидравлический уклон в нефтепроводе по формуле (3.6.7) Число эксплуатационных участков определяем по формуле (3.6.9) Определяем расчетный напор одной станции по формуле (3.6.11)Рассмотрим режимы работы магистрального нефтепровода на эксплуатационном участке протяженностью 295 км. Задаваясь расходами от 1000 до 5000 м3/ч, определяем режимы течения нефти и рассчитываем потери напора на отдельных двух участках нефтепровода. Найдем напоры подпорного и магистральных насосов. Напор развиваемый насосами H=Нпн кмн*Нмн кмн=0 119,7 118,5 116,7 114,5 111,7 108,5 104,7 100,5 95,7 кмн=1 344,8 340,0 333,4 324,8 314,3 301,9 287,6 271,4 253,4 кмн=2 569,9 561,6 550,0 535,1 516,9 495,4 470,6 442,4 411,0 кмн=3 795,0 783,2 766,7 745,5 719,5 688,9 653,5 613,4 568,7 кмн=4 1020,1 1004,8 983,3 955,8 922,1 882,4 836,5 784,4 726,3 кмн=5 1245,2 1226,3 1200,0 1166,1 1124,8 1075,8 1019,4 955,4 884,0 кмн=6 1470,2 1447,9 1416,7 1376,5 1327,4 1269,3 1202,3 1126,4 1041,6 Чтобы найти подпор на выходе НПС - 2, нужно определить разность отрезков ad и ac, то есть из напоров на выходе ГНПС - 1 вычесть потери напора на первом участке.Производительность нефтепровода на этом режиме определим из решения уравнения (3.7.

Содержание

Введение

1. Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода

1.1 Расчетные значения вязкости и плотности перекачиваемой нефти

1.2 Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающей станции и расчет рабочего давления

1.3 Определение диаметра и толщины стенки трубопровода

1.4 Расчет на прочность и устойчивость магистрального нефтепровода

2. Гидравлический расчет трубопровода

3. Определение оптимальных режимов работы нефтепровода

3.1 Графический метод

3.2 Численный метод

3.3 Определение рациональных режимов перекачки

Заключение

Список использованной литературы