Готовые дипломные работы на тему магистральные трубопроводы

К ним относятся взаимосвязь с другими отраслями промышленности, территориальная распределенность, сложность, непрерывность развития и обновления, инерционность и непрерывность функционирования, многоцелевой характер и неравномерность процессов приема и сдачи нефти.

Вычисляем коэффициент по формуле 3. Находим максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе по формуле 3. Так как проверка на недопустимые пластичные деформации не соблюдается, то для обеспечения надежности трубопровода при деформациях необходимо увеличить минимальный радиус упругого изгиба, решая уравнение 3.

Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода Расчет ведем в соответствии с [6]. Вычисляем значения эмпирических коэффициентов a и b по формулам 3. Определяем расчетное сопротивление металла трубы по формуле 3. Пересчитываем толщину стенки из условия 3. Таким образом, принимаем толщину стенки 12 мм. Расчет на прочность и устойчивость магистрального нефтепровода Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении производят по условию 3.

График совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающей станции показан в приложении 1. При округлении числа НПС в большую сторону рассчитаем параметры циклической перекачки. Количество НПС на первом эксплуатационном участке примем равным 5 и на втором — 5.

Протяженность трубопроводных магистралей России постоянно увеличивается, осуществляется модернизация и техническое перевооружение ранее построенных трубопроводов, внедряются современные средства связи и управления, совершенствуются технологии транспорта высоковязких и застывающих нефтей, сооружения и ремонта объектов магистральных трубопроводов. Внутренний диаметр нефтепровода вычисляем по формуле 3.

Выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода Вывод Список используемой литературы 1. Введение В современных условиях нефть и нефтепродукты являются массовыми грузами, в связи, с чем вся система транспорта призвана обеспечивать бесперебойную доставку их на нефтеперерабатывающие, нефтехимические заводы и с заводов или с месторождений до потребителей в минимальные сроки, наиболее дешевым способом, без порчи их в пути и с наименьшими потерями.

Определяем полные потери в трубопроводе 3. Если округлить число НПС в меньшую сторону 10 станции , то гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой лупинга. Приняв диаметр лупинга равным диаметру основного трубопровода, найдем значение и длину лупинга по формулам 3.

Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы производят по неравенству 3. Проверяем общую устойчивость криволинейных участков трубопроводов, выполненных с упругим изгибом.

Задаваясь расходами от до , определяем режимы течения нефти и рассчитываем потери напора на отдельных двух участках нефтепровода.

Вычисляем кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления по формуле 3. Поэтому необходимо увеличить минимальный радиус упруго изгиба Откуда 4. Определение числа нефтеперекачивающих станций НПС Определяем секундный расход нефти и ее среднюю скорость по формулам 3. Расчетное число насосных станций определяем по формуле 3.

Расчет на прочность и устойчивость магистрального нефтепровода 4. Определение числа нефтеперекачивающих станций НПС 5. Построение совмещенной характеристики магистрального нефтепровода и перекачивающих станций 6. Расстановка станций по трассе магистрального нефтепровода 7. Расчет эксплуатационных режимов магистрального нефтепровода 8.

Определяем эквивалентное осевое усилие в сечении трубопровода и площадь сечения металла трубы по формулам 3. Определяем нагрузку от веса нефти, находящегося в трубопроводе единичной длины по формуле 3.

График зависимости удельных энергозатрат от производительности перекачки изображен в приложении 3. В результате проделанного курсового проекта по технологическому расчёту трубопровода, получили данные, позволяющие сделать следующие выводы: Всего по трассе трубопровода расположено 10 насосных станций. На сегодняшний день роль трубопроводного транспорта в системе НПГ чрезвычайно высока. Этот вид транспорта нефти является основным и одним из самых дешевых, от мест добычи на НПЗ и экспорт.

Для нефти трубопроводный транспорт является основным видом транспорта в нашей стране. Современные магистральные трубопроводы представляют собой самостоятельные транспортные предприятия, оборудованные комплексом головных, промежуточных перекачивающих насосных станций большой мощности с необходимыми производственными и вспомогательными сооружениями. Рассматривая систему трубопроводного транспорта нефти, следует отметить, что ей присущи основные особенности, характерные для больших систем энергетики.

Построим совмещенную характеристику нефтепровода постоянного диаметра и нефтепровода, оборудованного с лупингом и нефтеперекачивающих станций. Результаты вычислений представлены в таблице 1.

В современных условиях нефть и нефтепродукты являются массовыми грузами, в связи, с чем вся система транспорта призвана обеспечивать бесперебойную доставку их на нефтеперерабатывающие, нефтехимические заводы и с заводов или с месторождений до потребителей в минимальные сроки, наиболее дешевым способом, без порчи их в пути и с наименьшими потерями. Поэтому роль трубопроводного транспорта в системе нефтяной и газовой промышленности чрезвычайно велика.

Таблица 3 — Результаты гидравлического расчета участков нефтепровода и напорных характеристик насосов. Из совмещенной характеристики приложение 2 найдем значения подпоров на входе и напоров на выходе каждой НПС. Подпор на головной НПС-1 равен отрезку ab, а напор на ее выходе равен отрезку ad.

Чтобы найти подпор на входе НПС-2, нужно определить разность отрезков ad и ac, то есть из напора на выходе ГНПС-1 вычесть потери напора на первом участке. Величины отрезков, соответствующих подпорам и напорам НПС приведены в таблице 4. Рассмотрим режим перекачки с тремя работающими магистральными насосами на каждой НПС режим Производительность нефтепровода на этом режиме определим из решения уравнения 3.

Вертикальный катет ac равен м и отложим его в масштабе высот. Гипотенуза треугольника bc и есть положение линии гидравлического уклона в принятых масштабах построений. Рассмотрим режимы работы магистрального нефтепровода на первом эксплуатационном участке протяженностью ,5 км. Построим суммарную совмещенную характеристику линейных участков нефтепровода и НПС.

По графику рисунок 3. Определяем критическое усилие для криволинейных участков трубопровода по формулам 3. Условие устойчивости криволинейных участков не выполнено. Поэтому необходимо увеличить минимальный радиус упруго изгиба.

В таблице 5 приведены результаты расчетов подпоров и напоров нефтеперекачивающих станций при различном количестве работающих насосов и их комбинациях. Таблица 5 — Напоры подпоры нефтеперекачивающих станций при различных числах работающих насосов и комбинаций их включения.

На современном этапе при проектировании систем трубопроводного транспорта нефти необходимо обеспечивать техническую осуществимость в сочетании с передовыми технологиями, экологическую безопасность и экономическую эффективность, а также высокую надежность при эксплуатации, что требует, в свою очередь, высококвалифицированных специалистов в области проектирования, сооружения и эксплуатации магистральных нефтепроводов и хранилищ.

Определяем сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины по формуле 3. Определяем сопротивление вертикальным перемещения отрезка трубопровода единичной длины и осевой момент инерции по формулам 3. Определяем критическое усилие для прямолинейных участков в случае пластической связи трубы с грунтом по формуле 3. Определяем продольное критическое усилие для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае упругой связи с грунтом по формуле 3.

Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении производят по условию 3. Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб определяется по формуле 3. Так как МПа, то условие прочности 3. Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов проверку производят по условиям 3. Для проверки по деформациям находим кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки — внутреннего давления по формуле 3.

Выделенные режимы работы нефтепровода в пределах первого эксплуатационного участка, для которых условия 3. Для возможных режимов перекачки определим значения удельных энергозатрат. Удельные затраты на 1 тонну нефти и значение производной для каждого возможного режима перекачки определяем по формулам 3. Таблица 6 — Результаты расчетов механических характеристик подпорного и магистрального насосов и их электродвигателей.

Определяем нагрузку от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачивающей нефтью по формуле 3. Определяем среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом по формуле 3.

Магистральный трубопровод в то же время позволяет разгрузить железнодорожный транспорт, для других важных перевозок грузов народного хозяйства. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов. Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа: Учебное пособие для системы дополнительного профессионального образования.

Основы трубопроводного транспорта нефтепродуктов. Методическое пособие по выполнению курсового проектирования. Альметьевский государственный нефтяной институт, Плохо Средне Хорошо Отлично. Банк рефератов содержит более тысяч рефератов , курсовых и дипломных работ, шпаргалок и докладов по различным дисциплинам: А также изложения, сочинения по литературе, отчеты по практике, топики по английскому. Технологический расчет магистрального нефтепровода Название: Технологический расчет магистрального нефтепровода Раздел: Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода 2.

По вычисленному значению внутреннего диаметра, из стандартного ряда принимаем диаметр нефтепровода — мм. В соответствии с найденной расчетной часовой производительности нефтепровода подбираем магистральные и подпорные насосы нефтеперекачивающей станции исходя из условия 3. Согласно приложения 2 и 3, выбираем насосы: Напор магистрального насоса составит по формуле 3. Полученное значение округляем в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной 9,5 мм. Определяем абсолютное значение максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов по формулам 3.