Курсовая работа: Проетирование нефтепровода

Определение режима потока

Определим число Рейнольдса:

Переходные значения числа Рейнольдса:

Так как 2320<Re<Re1пер, то режим течения турбулентный (зона гидравлически гладких труб).

Определение гидравлического уклона

Определим гидравлический уклон по формуле:

Для построения характеристики сети запишем зависимость между гидравлическими потерями и расходом:

где Hr – геодезическая высота, м;

hп – напор необходимый для преодоления гидравлических потерь, м.

Таблица 5. Характеристика работы сети

Q, м3/ч	0	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. Совмещенная характеристика работы насосных станций и сети

Сводная таблица расчётов

№п/п	Параметр	Ед. изм	Вариант
№п/п	Параметр	Ед. изм	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 результате выполнения работы разработан проект магистрального нефтепровода для перекачки нефти на расстояние 440 км с производительностью 17 млн. т./год в условиях перепада температур от -2 °С до 10 °С.

Технологический расчет нефтепровода проведен для самых невыгодных условий (какими являются условия с наиболее низкими температурами), т. к. при низких температурах вязкость нефти, а, следовательно, и гидравлические потери максимальны.

Для определения экономически наивыгоднейшего проекта нефтепровода выполнены гидравлический и механический расчеты для 3-х конкурирующих диаметров нефтепровода: 529 мм, 720 мм, 820 мм; определяющие число нефтеперекачивающих станций и толщину стенки нефтепровода.

Оптимальным оказался диаметр 720 мм, для него же был произведен выбор основного оборудования.

Для определения рабочей точки произведено построение совмещенной характеристики трубопровода и насосных станций в летних и зимних условиях, что позволяет проверить работу трубопровода при изменении климатических показателей, и как следствие свойств нефтепродуктов.

Список использованной литературы

1. Коваленко П.В., Пистунович Н.Н. Методические указания для курсового проектирования по дисциплине «Машины и оборудование газонефтепроводов». Новополоцк, ПГУ, 2007.

2. Коваленко П.В., Рябыш Н.М. Машины и оборудование газонефтепроводов. Часть 1. Новополоцк, ПГУ, 2005.

3. Липский В.К. Методические указания к курсовому проекту по дисциплине «Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов». Новополоцк, ПГУ, 2006.

4. СНиП 2.05.06–85*. Магистральные трубопроводы.

Страницы: 1, 2, 3, 4

МЕНЮ

Курсовая работа: Проетирование нефтепровода