Тэхнологические процессы. КР Чугунов. Курсовой проект Технологический расчет нефтепровода

• Название: Курсовой проект Технологический расчет нефтепровода
• Анкор: Тэхнологические процессы
• Дата: 26.07.2022
• Размер: 1.03 Mb.
• Имя файла: КР Чугунов.doc
• Тип: Курсовой проект; #636494
• страница: 4 из 4

Рисунок 7. Совмещенная характеристика работы насосных станций и сети.

Сводная таблица расчётов

№п/п	Параметр	Ед. изм	Вариант
			1	2	3
1	Dн	м	0,529	0,720	0,820
2	Марка стали	-	17Г1С	17Г1С	17Г1С
3	R1н	МПа	510	510	510
4	m	-	0,9	0,9	0,9
5	k1	-	1,47	1,57	1,57
6	kн	-	1	1	1
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		мм	5,16	7,49	8,53
11	 (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	-	61938	45421	39927
15	Re1пер	-	103400	141000	160400
16	Re2пер	-	5170000	7050000	8020000
17	kэ	м	0,00005	0,00005	0,00005
18	i	м/м	0,0135	0,0031	0,0017
19	Перевальная точка	-	нет	нет	нет
20	Lp	км	442	442	442
21	Δz	м	-59	-59	-59
22	H	м	5997,67	1354,9	729,91
23	Hстдоп	м	633,83	633,83	633,83
24	Δh	м	45	45	45
25	nст	-	10	2	1
26	кт	-	1,18	1,18	1,18
27	ктер	-	0,99	0,99	0,99
28	К	тыс. у. е.	64010,35	57057,22	64079,27
29	Cэ	у. е./кВт ч	0,0128	0,0128	0,0128
30	Зэ	тыс. у. е.	5137,92	1541,38	1541,38
31	Э	тыс. у. е.	10497,28	4828,27	5097,815
32	S	тыс. у. е.	20098,83	13386,85	14709,71

Заключение
В результате выполнения работы разработан проект магистрального нефтепровода для перекачки нефти на расстояние 442 км с производительностью 15 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.