Курсовой проект
«Технологический расчет нефтепровода»
Введение
Магистральныйтрубопроводный транспорт – это вид транспорта, предназначенный длятранспортировки магистральными трубопроводами продукции (жидких и газообразныхэнергоносителей: нефти, нефте-продуктов, газа, широких фракций лёгкихуглеводородов), подготовленных в соответствии с требованиями государственныхстандартов и технических условий, от пункта приёма продукции до пункта еёсдачи, передачи в другие трубопроводы, на иной вид транспорта или хранения.
Магистральный трубопровод– это производственно-технологический комплекс, состоящий из подземных,подводных, наземных и надземных трубопроводов и других объектов, обеспечивающихбезопасную транспортировку продукции.
Важнейшим условиемобеспечения жизнедеятельности всех отраслей национального хозяйства являетсянадёжноё поступление в страну энергоносителей. Для Беларуси единственнойстратегически значимой возможностью получения жидких и газообразныхуглеводородных энергоносителей является использование магистральноготрубопроводного транспорта. Это определяет фундаментальную роль магистральныхтрубопроводов в обеспечении энергетической и экономической безопасности страны.
В задании указываются следующие основные данные: назначениетрубопровода; годовая пропускная способность с разбивкой по очередямстроительства; для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов перечень нефтей инефтепродуктов, подлежащих последовательной перекачке, с указанием числакаждого сорта; характеристики всех нефтей и нефтепродуктов; направлениетрубопровода (начальный, конечный, а в случае необходимости и промежуточныепункты); перечень пунктов путевого сброса или подкачки продуктов с указанием количествпо сортам; сроки начала и окончания строительства по очередям; срокипредставления технической документации по стадиям проектирования; наименованиепроектировщика и генерального подрядчика. Кроме того, в задании напроектирование иногда указывают, на трубы какого диаметра, из какой стали, атакже на какое оборудование должны рассчитывать проектировщики. Задание напроектирование является основным исходным документом при проектированиитрубопровода, и все положения в нем должны получить отражение в проекте.Проектирующая организация, принимая задание как основной обязательный для неедокумент, должна тщательно изучить все исходные данные. Отклонения от заданиядолжны быть обоснованы технико-экономическими расчетами и согласованы сорганизацией, выдавшей задание. Проектирование трубопровода ведется, какправило, в две стадии: технический проект и рабочие чертежи.
На стадии технического проекта производятся все необходимыеизыскания, принимаются основные технические решения по проектируемым объектам,определяются общая стоимость строительства и основные технико-экономическиепоказатели.
Цель проектирования заключается в следующем:
производство технических и экономических изысканий по различнымвариантам трассы и площадок перекачивающих станций с выбором оптимальноговарианта;
изучение геологических запасов нефти и газа, обеспечивающихтрубопровод сырьем на длительный срок эксплуатации;
составление технологической части проекта, включая гидравлическиеи тепловые расчеты;
выбор наивыгоднейших параметров трубопровода (диаметртрубопровода, число и мощность перекачивающих станций и т.п.);
рассмотрение вопросов жилищного строительства, снабжения станцийводой, энергией, топливом, решение вопросов канализации;
разработка плана строительства и календарных сроков готовностиотдельных основных объектов, расчет объема основных строительных и монтажныхработ по всему строительству, выбор и описание способов ведения работ,разработка строительного генерального плана с указанием способов ведения работ,сооружений (подсобных предприятий, складов строительных материалов, временныхдорог и др.);
составление калькуляций себестоимости транспорта продукта потрубопроводу;
определение стоимости всех объектов и всего строительства, длячего составляют сметно-финансовые расчеты на отдельные объекты и сводную смету.
Исходныеданные
Видперекачиваемой жидкости: нефть
Производительность: G = 17 млн т/год
Плотность: /> = 852 кг/м/>/>
Вязкость: /> = 15 сСт
/> = 9 сСт
Температура: tmin = – 2 />С
tmax = 10/>С
Протяженностьтрубопровода: L = 440 км
Таблица 1.Высотные отметки точек трассыL, км Z, м L, км Z, м L, км Z, м L, км Z, м L, км Z, м 124 90 147 180 169 270 64 360 63 10 134 100 137 190 142 280 46 370 67 20 125 110 161 200 128 290 40 380 80 30 129 120 151 210 117 300 37 390 80 40 131 130 163 220 110 310 35 400 81 50 136 140 157 230 100 320 44 410 75 60 138 150 151 240 87 330 45 420 64 70 141 160 168 250 82 340 46 430 63 80 152 170 157 260 68 350 50 440 65
1. Построениепрофиля трассы
Погеодезическим отметкам построим сжатый профиль трассы трубопровода.
/>
Рисунок 1.Сжатый профиль трассы
2. Обработкаисходных данных
Технологический расчет нефтепровода проведем длясамых невыгодных условий. Таковыми являются условия с наиболее низкими температурами.В нашем случае, минимальная температура – 2 °С.
2.1 Определениеплотности
Произведёмперерасчёт плотности на заданную температуру:
/>,
где: t = tmin= – 2 °С;
r20 – плотность нефти при 20 °С, кг/м3 (852кг/м3);
x– температурная поправка, кг/(м3 ×°С)
x= 1,825 – 0,001315 r20 = 1,825 – 0,001315 × 852 = 0,705 [кг/(м3× °С)],
тогдаплотность при t = – 2°С:
rt = 852 – 0,705× (- 2 – 20) = 867,51 (кг/м3).
2.2 Определениевязкости
Вязкость при температуре t определится по формуле:
/>,
где: /> – коэффициенткинематической вязкости при температуре t1;
U – коэффициент,значение которого определяется по известным значениям вязкостей при двух другихтемпературах.
/>.
/>
n-2 = 15 сСт× e — 0,017 ×(-2 – 20) = 21,8 (сСт).
3. Выборконкурирующих диаметров труб
профиль осевой трубопровод диаметр
Длянахождения оптимального диаметра трубопровода кроме диаметра, рекомендованного в[4] для заданной пропускной способности, примем еще 2 диаметра (соседних) – больший именьший рекомендуемого. Для каждого из них произведем технологический иэкономический расчет, по которым после сопоставления результатов выберем оптимальный.
Согласно таблице1 [3] для наших исходныхданных:
D2 = 720 мм, р = 5 – 6МПа
Принимаем двасоседних конкурирующих диаметра:
D1 = 529 мм, р = 5,4–6,5 МПа;
D3 = 820 мм, р = 4,8 –5,8 МПа.
Примем длявсех диаметров одно значение давления равное 5,4 МПа.
Результатырасчетов по всем диаметрам внесены в сводную таблицу.
4. Механическийрасчет
4.1Определение толщины стенки труб
Определимтолщину стенки трубы по каждому из вариантов по формуле:
/>,
где: Dнар – наружный диаметртрубы, м;
р – рабочеедавление в трубопроводе, МПа;
n – коэффициент надежностипо нагрузке от внутреннего давления (согласно [4] для нефтепродуктопроводовдиаметром более 700 мм n = 1,15)
R/> – расчетное сопротивление(растяжению), МПа.
/>
где: R/> – временное сопротивлениеметалла труб (табл. 2 [3]), МПа.
Марки сталипримем по каталогу:
для труб Ø529 мм– 17Г1С,
для труб Ø720 мм– 17ГС,
для труб Ø820 мм– 17Г1С, тогда:
для труб Ø529 ммR/> = 510 МПа,
для труб Ø720 ммR/> = 510 МПа,
для труб Ø820 ммR/> = 510 МПа.
m – коэффициент условийработы трубопровода (согласно табл. 1 [4] m=0,9);
k/> — коэффициент надежностипо материалу (согласно табл. 9 [4] k/>=1,47 (для спиральногошва), k/>=1,57 (для прямого);
k/> — коэффициент надежности поназначению (согласно по табл. 11 [4] k/>=1,0 для всех диаметров).
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Принимаемстандартную величину стенки:
для труб Ø529 мм– 6 мм,
для труб Ø720 мм– 7,5 мм,
для труб Ø820 мм– 9 мм
4.2 Проверкана осевые сжимающие напряжения
/>,
где: />коэффициент линейногорасширения металла труб (для стали />)
Е – модульупругости металла (Е/>)
/>расчетный температурныйперепад.
В нашем случае: Δt = tmax- tmin= 10ºС – (-2) ºС= 12ºС.
Поскольку Δt
/>/>/>
Т.к. во всехслучаях />>0, то сжимающие осевыенапряжения в трубопроводе отсутствуют и величина δ корректировки нетребует.
Далеепроверяют прочность подземного трубопровода по условию:
/>
где /> – коэффициент, учитывающийдвухосное напряженное состояние металла труб при />,равный единице:
/> – верно, значитпрочность подземного трубопровода обеспечена.
/>-верно, значит прочностьподземного трубопровода обеспечена.
/> –верно,значит прочность подземного трубопровода обеспечена.
5. Гидравлическийрасчёт
5.1Определение расчетной часовой пропускной способности нефтепровода
/>
где: NР – расчетное число сутокработы нефтепровода (365 сут, [3]);
G – годовая пропускнаяспособность нефтепровода, млн т/год.
/>.
/>.
5.2 Определениережима потока
Определимчисло Рейнольдса:
/>
/>
/>
Переходныезначения числа Рейнольдса:
/>
/>
/>
Во всехслучаях 2320
5.3 Определениегидравлического уклона
Определим гидравлическийуклон по формуле:
/>,
где β и m – коэффициенты, зависящиеот режима движения потока жидкости, определяемые по таблице 8 [3]
Для режимагидравлически гладких труб β = 0,0247; m = 0,25.
/>
/>
/>
5.4 Проверкасуществования перевальной точки
Из конечнойточки профиля трассы трубопровода проводим линии гидравлических уклоновтрубопроводов различных диаметров. Если хотя бы одна линия пересечет профиль, значитдля трубопровода данного диаметра будет существовать перевальная точка. В нашемслучае для всех трех конкурирующих диаметров перевальной точки не будет. Расчетнуюдлину примем равной 50 км.
/>
Рисунок 2. Сжатыйпрофиль трассы и гидравлические уклоны разных диаметров
5.5 Определение полной потери напора
Полную потерюнапора в трубопроводе определим по формуле:
/>,
где: 1,01 –коэффициент, учитывающий потери напора в местных сопротивлениях;
Δhкон – величина подпора,необходимого в конечной точке трассы (примем 30 м);
∆z – разность отметок конца(или перевальной точки, если такая имеется на трассе трубопровода) и началатрубопровода;
Lрас – расчетная длинатрубопровода.
/>
/>
/>
Напор,развиваемый одной насосной станцией, должен быть не больше допустимого изусловия прочности:
/>
/>
/>
/>
5.6 Определениечисла насосных станций
Числонасосных станций n определим приближенно по формуле:
/>,
где: Hст – напор на выходенасосной станции, который должен быть не больше допустимого;
Δh – дополнительный напор,слагаемый из потерь в коммуникациях станции и величины передаваемого давления,требуемого для обеспечения работы основных насосов без кавитации. Согласно таблице9 [3] Δh = 45 м;
H – полная потеря напора втрубопроводе.
/>.
/>.
/>.
Оптимальноеколичество станций – n = 3, т. к. станции необходимо располагать на расстоянии90 – 150 км друг от друга.
6. Определениекапитальных, эксплуатационных и приведенных затрат
6.1 Расчеткапитальных затрат
Капитальныезатраты Kвычислим по формуле:
/>,
где: kт – поправочныйкоэффициент, учитывающий надбавку на топографические условия трассы. Согласно таблице10 [3] />=1,18;
/> – дополнительные капитальныевложения, учитывающие территориальный район прохождения трассы;
/> – территориальныйкоэффициент, согласно по таблице 11 [3]
/> = 0,99;
L/> – протяженность i-того участкатрубопровода, проходящего по району, к которому применяется территориальныйкоэффициент;
/>
/> – удельные капитальныевложения на 1 км трубопровода определяются в зависимости от диаметратрубопровода и от очереди строительства (в случае если строится лупингпараллельно действующей магистрали, затраты меньше) по таблице 12 [3];
/>, /> – капитальные вложения в строительствосоответственно одной головной и одной промежуточной насосных станций. Такжезависят от производительности станций. Определяются согласно таблице 13 [3];
/> – число промежуточных насосныхстанций на трассе трубопровода.
Для D1 = 529 мм:
/>
/>
Для D2 = 720 мм:
/>
/>
Для D3 = 820 мм:
/>
/>
6.2 Расчетзатрат на электроэнергию
/>,
где: Зэ – затратына электроэнергию;
G – годовой объем перекачкипо трубопроводу, т/год;
Hст – дифференциальный напор,развиваемый одной станцией, м;
Кс– коэффициент, учитывающий снижение расхода электроэнергии при сезонномрегулировании перекачки (примем Кс = 1);
ηни ηэ – КПД насоса и электродвигателя.
Nс – расход электроэнергиина собственные нужды насосной станции, Nс = 1,5–2·10/>кВт·ч/год;
Сэ– стоимость 1 кВт·ч электроэнергии. Примем по таблице 14 [3]
Сэ = 0,0128 у. е.;
n – количество станций.
Для D1 = 529 мм:
/>
Для D2 = 720 мм:
/>
Для D3 = 820 мм:
/>
6.3 Расчетэксплуатационных затрат
Эксплуатационныезатраты рассчитаем по формуле:
/>
Kл – капитальные вложения влинейную часть с учетом всех поправочных коэффициентов;
Kл = />;
Kст – капитальные вложения внасосные станции с учетом всех поправочных коэффициентов.
Кст= [Сгнс + Спс ·(nст – 1)]·kт;
α/> – годовые отчисления вдолях единицы на амортизацию станций (α/>=8,5% от капитальных затрат на станции);
α/> — годовые отчисления наамортизацию линейной части трубопровода (α/> =3,5% от капитальных затрат на трубопровод);
α /> – годовые расходы натекущий ремонт станций (α/> = 1,3%);
α/> – годовые расходы натекущий ремонт трубопровода (α/> = 0,3%);
Зт– затраты на воду, смазку, топливо (5 тыс. у. е./год);
Зз– заработная плата (80 тыс. у. е./год на одну станцию);
Зэ – затратына электроэнергию;
П – прочиерасходы (примем 25% от зарплаты, т.е. 20 тыс. у. е./год).
Для D1 = 529 мм:
Kл = />
Кст= />
/>Для D2 = 720 мм:
Kл = />
Кст= />
/>Для D3 = 820 мм:
Kл = />
Кст= />
/> 6.4. Расчет приведенныхзатрат
Приведенныезатраты определяем по формуле:
/>,
где: />-нормативный коэффициентэкономической эффективности капитальных вложений. />=0,15;
/>-капитальные затраты длярассматриваемого вида транспорта;
/>-эксплуатационные затратыдля рассматриваемого вида транспорта.
Для D1 = 529 мм:
/>
Для D2 = 720 мм:
/>
Для D3 = 820 мм:
/>
Поскольку приведенныезатраты оказались меньше для второго варианта, то мы можем объективно оценить,что трубопровод с диаметром 720 является наиболее экономически выгодным.
7. Выборосновного оборудования
По заданнойпропускной способности Q = 2237 м/>/ч подберемв приложении 3 [1] основной насос марки НМ 2500–230, характеристики которого даныдля воды. Выясним, необходимо ли пересчитывать их на нефть. Для этого определимчисло Re для потока перекачиваемой жидкости.
/> = 23,538 см
где />,/>-диаметр и ширина лопаткирабочего колеса (по таб. 17 [3]);
/>=3,8 см.,/>=40,5 см;
/>-коэффициент сужениявходного сечения рабочего колеса, />=0,9
Находим числоRe на выходе из колеса поформуле:
/>,
где />-номинальная подача насоса.
/>-коэффициент кинематическойвязкости нефти.
/>
Определим переходноезначение параметра Рейнольдса:
/>,
где ns – коэффициентбыстроходности насоса. По приложению 3 [1] для насоса НМ 2500–230 ns = 117.
/>.
Поправочныекоэффициенты в нашем случае равны 1,0 [3], и Re > Reпер, то характеристики насоса при работе на нефти остаютсятакими же, как на воде, т.е. пересчет характеристики не требуется.
Подбираютэлектродвигатели для насосов, исходя из потребной мощности, рассчитываемой поформуле:
/>
где Nн – мощностьэлектродвигателя, кВт;
Hн – напор, развиваемыйнасосом, м;
Q – подача насоса, />;
g – ускорение свободногопадения;
ηн– КПД насоса, в долях единицы (ηн=0,86).
/>
Подбираеммарку электродвигателя – СТД-2000–2 (N=2000кВт).
Для создания на входе основного насоса напора, необходимого длябезкавитационной работы, устанавливаем подпорный насос, напор этого насосадолжен быть не менее:
/>, />
где:/> — допустимый кавитационныйзапас основного насоса, />;
/> — потери в коммуникациях, />
Для насоса НМ2500–230 имеем:
/>
/>
Дляобеспечения заданного расхода основного насоса и его безкавитационной работывыбираем в качестве подпорного насос НМП-2500–74 с электродвигателем ДС –118/44–6 мощностью 800 кВт.
Т.о чтобыперекачать нефть с заданной производительностью на расстояние 440 км сдиаметром нефтепровода 720 мм установим на каждой станции по 3последовательно соединенных между собой насоса НМ2500–230.
Получили, чтона головной нефтеперекачивающей станции последовательно соединены 2 насоса НМ2500–230 (1 в резерве) и 1 подпорный НМП 2500–74 (1 в резерве), а напромежуточных – 2 насоса НМ 2500–230.
8. Построениесовмещённой характеристики трубопровода и насосных станций
В координатахQ-H строят суммарнуюнапорную характеристику всех рабочих насосов на трубопроводе. Для построенияхарактеристики насосов воспользуемся следующими зависимостями:
/>
где а и b – коэффициентыаппроксимации (a = 258,8 м, b = 8,59∙10-6 ч2/ м5).
Таблица 2. Характеристика работынасоса НМ 2500–230 на нефти
Q, м3/ч 500 1000 1500 2000 2237 2500 3000 H, м 258,8 258,35 257,27 255,69 253,66 252,55 251,21 248,35 N, кВт 986 1104 1253 1448 1565 1726 2119
/>, % 30,98 55,1 72,38 82,8 85,34 86 83,1
Аналогичнохарактеристика Q-/> апроксимируется зависимостью:
/>
где:
/> — коэффициенты,соответственно />, />
Для насосаНМ2500–230 коэффициенты /> равны:
/>
/>
/>
Рисунок 3.Q– η характеристика насоса НМ 2500–230
/>
Рисунок 4. Характеристиканасоса НМ 2500–230
Дляпостроения характеристики сети запишем зависимость между гидравлическимипотерями и расходом:
/>
где Hr– геодезическая высота, м;
hп– напор необходимый для преодоления гидравлических потерь, м.
/>
Таблица 3. Характеристика работысети
Q, м3/ч 500 1000 1500 2000 2237 2500 3000 Hс, м -59 52,74 316,85 705,15 1205,22 1478,92 1809,16 2511,28
/>
Рисунок 5.Совмещенная характеристика сети.
Рабочая точкаполучилась при Q = 2160 м3/ч, т.е. не соответствует нашемузначению. Для этого применим метод изменения числа оборотов:
/>
где: n1 – новое значение числаоборотов.
Необходимоечисло оборотов можно определить по формуле:
/>
где nном – номинальная частотавращения ротора нагнетателя, об./мин.;
∆Н –величина недостающего (избыточного) напора приходящаяся на один нагнетатель, м; (вслучае недостающего напора ∆Н
/>/>
/>
где а и b – коэффициентыаппроксимации (a = 258,8 м, b = 8,59∙10-6 ч2/ м5).
Таблица 4. Характеристика работынасоса НМ 2500–230 на нефти
Q, м3/ч 500 1000 1500 2000 2237 2500 3000 H, м 269,15 268,7 267,62 266,04 264,01 262,9 261,56 258,7
/>
Рисунок 6.Совмещенная характеристика трубопровода и насосных станций после изменений
Мы получили,что Q= 2190 м3/ч, что входит в предел допустимого:
(2237–2190)/2237·100%= 2%
При этом,напор Н = 1660 м, тогда (1660–74)/6 = 264,3 м.
Напор навыкиде ГНПС: 602,6 м
Напор навыкиде НПС: 528,6 м
Данные напорыне превышают допустимого напора (Ндоп = 634,53 м).
9. РасстановкаНПС
Расстановкунасосных станций произведем по методу В.Г. Шухова на сжатом профиле трассы.
Определение местоположениястанций связано с выполнением следующего требования: напор на выходе любой НПСне должен превышать />, найденный изусловия прочности, и не должен быть меньше такого />,чтобы на последующей станции была обеспечена бескавитационная работа насосов.
От начальнойточки трассы, где должна находиться головная станция, в масштабе высот профиляотложим по вертикали напор />,развиваемый станцией. Из конца полученного отрезка проведем линиюгидравлического уклона. Точка пересечения ее с линией /> – место расположениявторой станции. От этой точки вновь отложим напор, развиваемый станцией, проведемлинию гидроуклона и т.д. Линия гидроуклона, идущая от последней станции, должнапридти к конечной точке трассы с некоторым остатком напора (необходимым, какправило, для обеспечения взлива нефти или нефтепродукта в резервуар на конечномпункте)./>
10. Проверкаработы трубопровода в летних условиях
Посколькулетом из-за понижения вязкости нефти смещается рабочая точка на совмещеннойхарактеристике, то возникает необходимость проверки работы трубопровода влетних условиях на предмет непревышения напорами на нагнетательных линияхстанций предельно допустимых напоров из условия прочности и непревышенияминимально допустимыми подпорами перед станциями реальных подпоров, приходящихна станции.
Для этого наранее построенную совмещенную характеристику насосных станций и трубопроводананосят, предварительно рассчитав, координаты трех-четырех точек, напорнуюхарактеристику трубопровода при летних условиях. Затем по методу В.Г. Шуховапроводят соответствующие линии пьезометрических напоров (гидравлическихуклонов). Если напоры или подпоры на какой–либо станции вышли за допустимыепределы, следует изменить ее местоположение, чтобы и в зимних и в летнихусловиях напоры и подпоры находились в допустимых пределах.
Определениеплотности
Произведёмперерасчёт плотности на заданную температуру:
/>,
где: t = tmax= 10 °С;
r20 – плотность нефти при 20 °С, кг/м3 (852кг/м3);
x– температурная поправка, кг/(м3 ×°С)
x= 1,825 – 0,001315 r20 = 1,825 – 0,001315 × 852 = 0,705 [кг/(м3× °С)],
тогдаплотность при t = 10 °С:
rt = 852 – 0,705× (10 – 20) = 859,05 (кг/м3).
Определениевязкости
Вязкость при температуре t определится по формуле:
/>,
где: /> – коэффициенткинематической вязкости при температуре t1;
U – коэффициент,значение которого определяется по известным значениям вязкостей при двух другихтемпературах.
/>.
/>
n10 =15×e — 0,017 ×(10 – 20) = 17,78 (cСт).
Определениерасчетной часовой пропускной способности нефтепровода
/>
где: NР – расчетное число сутокработы нефтепровода (355 сут, [3]);
G – годовая пропускнаяспособность нефтепровода, млн т/год.
/>.
/>.
Определениережима потока
Определимчисло Рейнольдса:
/>
Переходныезначения числа Рейнольдса:
/>
Так как 2320
Определениегидравлического уклона
Определимгидравлический уклон по формуле:
/>,
/>
Дляпостроения характеристики сети запишем зависимость между гидравлическимипотерями и расходом:
/>
где Hr– геодезическая высота, м;
hп– напор необходимый для преодоления гидравлических потерь, м.
/>
Таблица 5. Характеристика работысети
Q, м3/ч 500 1000 1500 2000 2322,69 2500 3000 Hс, м -59 60,73 343,72 759,78 1295,58 1700,9 1942,69 2695
/>
Рисунок 7. Совмещеннаяхарактеристика работы насосных станций и сети
Своднаятаблица расчётов
№п/п
Параметр
Ед. изм
Вариант
1
2
3
1
Dн м 0,529 0,72 0,82
2
Марка стали – 17Г1С 17Г1С 17Г1С
3
R1н МПа 510 510 510
4
m – 0,9 0,9 0,9
5
k1 – 1,47 1,47 1,47
6
kн – 1 1 1,05
7
R1 МПа 312,24 292,36 292,36
8
p МПа 5,4 5,4 5,4
9
n – 1,15 1,15 1,15
10
d мм 5,16 7,49 8,53
11
d(станд.) мм 6 7,5 9
12
σN МПа 35,37 47,54 39,95
13
Dвн м 0,517 0,705 0,802
14
Re – 70190 51473 45247
15
Re1пер – 103400 141000 160400
16
Re2пер – 5170000 7050000 8020000
17
kэ м 0,00005 0,00005 0,00005
18
i м/м 0,0167 0,0038 0,0021
19
Перевальная
точка – нет нет нет
20
Lp км 440 440 440
21
Δz м -59 -59 -59
22
H м 7392,48 1659,72 904,24
23
Hстдоп м 634,53 634,53 634,53
24
Δh м 45 45 45
25
nст – 13 3 2
26
кт – 1,18 1,18 1,18
27
ктер – 0,99 0,99 0,99
28
К тыс. у. е. 71483,33 56876,15 61331,69
29
Cэ у. е./кВт ч 0,0128 0,0128 0,0128
30
Зэ тыс. у. е. 6686,41 1543,017 1028,678
31
Э тыс. у. е. 13113,395 4822,963 4438,427
32
S тыс. у. е. 23835,89 13354,386 13638,18
Заключение
В результатевыполнения работы разработан проект магистрального нефтепровода для перекачкинефти на расстояние 440 км с производительностью 17 млн. т./год в условияхперепада температур от -2 °С до 10 °С.
Технологическийрасчет нефтепровода проведен для самых невыгодных условий (какими являютсяусловия с наиболее низкими температурами), т. к. при низких температурахвязкость нефти, а, следовательно, и гидравлические потери максимальны.
Дляопределения экономически наивыгоднейшего проекта нефтепровода выполненыгидравлический и механический расчеты для 3-х конкурирующих диаметровнефтепровода: 529 мм, 720 мм, 820 мм; определяющие число нефтеперекачивающихстанций и толщину стенки нефтепровода.
Оптимальнымоказался диаметр 720 мм, для него же был произведен выбор основногооборудования.
Дляопределения рабочей точки произведено построение совмещенной характеристики трубопроводаи насосных станций в летних и зимних условиях, что позволяет проверить работутрубопровода при изменении климатических показателей, и как следствие свойствнефтепродуктов.
Списокиспользованной литературы
1. Коваленко П.В., Пистунович Н.Н. Методическиеуказания для курсового проектирования по дисциплине «Машины и оборудованиегазонефтепроводов». Новополоцк, ПГУ, 2007.
2. Коваленко П.В., Рябыш Н.М. Машиныи оборудование газонефтепроводов. Часть 1. Новополоцк, ПГУ, 2005.
3. Липский В.К. Методическиеуказания к курсовому проекту по дисциплине «Трубопроводный транспорт нефти инефтепродуктов». Новополоцк, ПГУ, 2006.
4. СНиП 2.05.06–85*.Магистральные трубопроводы.