Нефтепровод методичка. Курсовой проект по Технологическому расчету магистрального нефтепровода
 Скачать 215.7 Kb.
|
Курсовой проект по «Технологическому расчету магистрального нефтепровода» состоит из расчетно-пояснительной записки, содержащей обоснования, выбор методов и способов регулирования работы магистрального газонефтепровода, насосных и компрессорных станций, а также необходимых графических материалов.
В состав расчетно-пояснительной записки входят: - титульный лист; - задание на проектирование; - оглавление; - предусмотренные заданием разделы; - заключение (выводы и рекомендации); - рекомендуемый список литературы. Все разделы курсового проекта нумеруются, озаглавливаются и начинаются с новой страницы. Раздел делится на подразделы, пункты и подпункты. Нумерация производится арабскими цифрами. Например: «3.2.1». После названия раздела (подраздела) точка не ставится. Пункты не озаглавливаются. Если название раздела (подраздела) не помещается на одной строке – разрешается перенос целого слова, перенос части слова не разрешается. Расчетно-пояснительная записка оформляется на листах А4 формата (297х210мм). Текст должен быть написан разборчиво пастой (чернилами) черного или синего цвета. В тексте допускаются лишь общепринятые сокращения. Разрешается текст расчетно-пояснительной записки печатать на компьютере. В этом случае необходимо соблюдать следующие требования: текст должен быть набран в редакторе Microsoft Word на листах стандартного формата А4. Параметры страницы: верхнее поле-20мм, нижнее поле-20мм, левое поле-20мм, правое поле-20мм. Основной текст набирается шрифтом Times New Roman размером 14пт с обычным ординарным межстрочным интервалом. Абзацный отступ 1,25см. Расчет необходимо начать с кратким пояснением о том, что определяется, написать расчетную формулу в буквенно-цифровом выражении, расшифровать буквенные значения, дать ссылку на источник литературы. Затем вместо букв подставить числовые данные и записать конечный результат с указанием единицы измерения. Например: «Расчет проведен по [8, стр. 40-46]», где цифра 8-номер литературы в списке, приведенном в конце курсового проекта. Графики, сопровождающие расчеты, выполняются на миллиметровой бумаге. Таблицы: справа над таблицей пишется полностью слово «Таблица», ее номер арабскими цифрами и название таблицы. Все иллюстрации (схемы, графики, рисунки) именуются рисунками. Например: «Рис.10 Совмещенная характеристика нефтепровода». В тексте записки должны быть ссылки на все прилагаемые рисунки и таблицы. Например: «…параметры трубопроводов (см. таблицу)». Рисунки и таблицы должны быть размещены в тексте сразу после ссылки на них, но не далее следующей страницы. Нумерация страниц начинается с листа задания и проставляется в середине внизу.
Графическая часть выполняется на формате А1. Состав графической части для магистрального нефтепровода: - расстановка станций по трассе нефтепровода; - технологическая схема любой НПС; - чертеж или схема магистрального насоса; Состав графической части для магистрального газопровода: - расстановка компрессорных станций по трассе газопровода; - технологическая схема любой компрессорной станции; - чертеж или схема нагнетателя газа. 5 Технологический расчет магистрального газопровода. Целью технологического расчета газопровода является решение следующих задач: определить диаметр газопровода; определить необходимое количество компрессорных станций и расставить их по трассе газопровода; рассчитать режимы работы КС; провести уточненный гидравлический и тепловой расчет линейных участков и режимов работы промежуточных КС до конечного пункта газопровода. 5.1 Исходные данные Для выполнения технологического расчета газопровода необходимы следующие исходные данные : компонентный состав транспортируемого природного газа; годовая производительность газопровода QГ, млрд м3/год; протяженность газопровода L и условия прокладки, профиль трассы, климатические и теплофизические данные по ней: Т0- температура окружающей среды, К; Твозд- температура воздуха, К; λгр- коэффициент теплопроводности грунта. Таблица 5.1. Исходные данные к расчету магистрального газопровода по вариантам.
Таблица 5.2 Состав газа и его характеристики
5.1.1 Определение диаметра газопровода и числа компрессорных станций Расчет выполняется в следующем порядке: 1) По известному составу определяются основные физические свойства газа: - плотность газа при стандартных условиях  , (5.1)где  - объемная (мольная) доля i-того компонента смеси, имеющего плотность ρi, n-число компонентов смеси; - относительная плотность газа по воздуху  (5.2) - плотность воздуха при одних и тех же условиях;- молярная масса газа по формуле 5.3:  (5.3) - молярная масса i-того компонента смеси- псевдокритическая температура газовой смеси  , (5.4)где  - абсолютная критическая температура i-того компонента смеси;- псевдокритическое давление газовой смеси  (5.5)  - абсолютное критическое давление i-того компонента смеси;- газовая постоянная  , (5.6) - универсальная газовая постоянная,  =8314,3 Дж/(кмоль·К)В соответствии с табл. 5.3 принимается ориентировочное значение диаметра газопро вода. В настоящее время магистральные газопроводы проектируются на рабочее давление Р = 7,5 МПа. Таблица 5.3 - Ориентировочные значения пропускной способности газопровода в за висимости от его условного диаметра и рабочих давлений
Рассчитывается оценочная пропускная способность газопровода (коммерческий рас- ход, млн. м 3/сут)  (5.7)где кн = кро· кэт · кнд - оценочный коэффициент пропускной способности газопровода; кро - коэффициент расчетной обеспеченности потребителей, кро =0,95; кэт - коэффициент учета экстремальных температур, кэт =0,98; кнд - оценочный коэффициент надежности газопро вода, зависящий от длины и диаметра газопровода, учитывающий необходимость компенса ции снижения пропускной способности газопровода при отказах линейных участков и обо рудования КС, принимаемый в соответствии с табл. 5.4. Таблица 5.4 Оценочные величины коэффициентов надежности газопровода кнд
Выбирается тип центробежного нагнетателя и привода. По паспортным данным ЦН определяют номинальные давления всасывания Рвс и нагнетания РНАГ. Полагая, что рабочее давление Р в газопроводе равно номинальному давлению на гнетания, вычисляют толщину стенки δ0 газопровода по формуле  (5.8)где пр=1,1(коэффициент надежности по нагрузке); расчетное сопротивление металла вычисляют по формуле  (5.9)где ту - коэффициент условий работы трубопровода, зависящий от его категории: (ту=0,9 для трубопроводов III и IY категорий, ту=0,75 для трубопроводов I и II категорий, т =0,6 для трубопроводов категории В (сведения о распределении участков по категориям даны в [3, табл. 2.3], К1 - коэффициент надежности по материалу, определяемый по табл.2.4 [3]; Кн- коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от его диаметра, а для газопроводов и от его рабочего давления (см. табл. 2.5 [3]). Вы численное значение толщины стенки δ0округляется в большую сторону до стандартной ве личины δ из рассматриваемого сортамента труб, после чего определяется значение внут реннего диаметра D. Определяют давления в начале и в конце линейного участка газопровода  ; По формуле (5.10) рассчитывают среднее давление в линейном участке газопровода:  . (5.10)Величина среднего давления в газопроводе, вычисленная по формуле (5.10), всегда выше среднеарифметической: с увеличением разности Рн и  будет возрастать и разница этих значений.Для расчета расстояния между КС задаются в первом приближении ориентировочным значением средней температуры на линейном участке ТСР =0,5(ТН+Т0), (5.11) где Тн - начальная температура на входе в линейный участок. В первом приближении можно принять Тн =293.. .303 К (20.. .30° С); Т0 - температура окружающей среды на уровне оси газопровода. При Р = Рср и Т =ТСР по формулам (5.l2)рассчитывают приведенные температуру Тпр и давление Рпр .  ;  (5.12)По формуле (5.13)определяют коэффициент сжимаемости  (5.13)Полагая в первом приближении режим течения квадратичным, рассчитывают коэф фициенты гидравлического сопротивления λтр и λ:  , (5.14) (5.15)где кэ =0,03 (по рекомендации ВНИИГаз) - значение эквивалентной шероховатости стенки газопровода; Е -коэффициент гидравлической эффективности газопровода, Е=0,95 при наличии на газопроводе устройств для периодической очистки внутренней полости тру бопровода, а при отсутствии указанных устройств E=0,92. Определяется среднее ориентировочное расстояние между КС  (5.16)Определяется число компрессорных станций  которое округляется до целого пкс(как правило в большую сторону). Уточняется расстояние между КС  (5.17)На этом первый этап технологического расчета газопровода завершается. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||