Аннотация

В курсовом проекте приводятся основные расчёты по технологическому проектированию магистрального газопровода.

Произведён выбор основного оборудования компрессорных станций. Произведён выбор оптимального диаметра трубопровода.

На основании технологического расчёта составлена схема распределения давления по длине газопровода.

1 Общая часть

В состав магистральных трубопроводов входят:

-трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной продукции) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения НПС, узлами пуска и приема очистных устройств.

-установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопроводов;

-линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов;

-противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения трубопроводов;

-емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, нефтепродуктов, конденсата и сжиженных углеводородов;

-здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов;

-постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопроводов;

-головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции, резервуарные парки;

-пункты подогрева нефти и нефтепродуктов; указатели и предупредительные знаки.

Магистральные трубопроводы и их участки подразделяются на категории, которые следует принимать по СНиП 2.05.06-85*

1.1 Основание для разработки и исходные данные

Проектируемый магистральный нефтепровод Сургут — Тюмень — Уфа — Альметьевск имеет протяженность 1140 км, разность геодезических отметок начала и конца МН составляет 11 м, прокладка трубопровода – подземная. В качестве грунта преобладает глинистый, песчаный. Дорожная сеть развита хорошо, лесов практически нет. Рельеф местности пересекают водоемы и речки.

1.2 Определение расчетных исходных данных

1.2.1 Расчетная температура транспортируемой нефти

1.2.2 Определение расчетной плотности

Расчетную плотность нефти при температуре tmin определяем по формуле

(1.1)

где  – температурная поправка, кг/(м³∙К),

=1,825 – 0,001315₂₉₃ ; (1.2)

₂₉₃ – плотность нефти при 293К, кг/м³.

Определим расчётную плотность по формулам (1.1 – 1.2):

=1,825 – 0,001315852=0,70462,

_Т=852+0,70462(293-276)= 863,98кг/м³.

1.2.2Расчетную кинематическую вязкость нефти определяем по формуле Вальтера:

(1.3)

где _Т – кинематическая вязкость нефти, мм²/с;

А_ν и В_ν – постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости ₁ и ₂ при двух температурах Т₁ и Т₂:

; (1.4)

; (1.5)

Преобразовав формулу (1.5) определим расчетную вязкость:

м²/с.

1.2.4 Определение требуемой подачи

Для магистральных нефтепроводов подача дается в млн. тоннах в год. На ее основе находится расчетная часовая производительность в м³/ч.

, м³/ч. (1.7)

где G_Г – годовая (массовая) производительность нефте­провода, млн. т/год;

 – расчетная плотность нефти, кг/м³;

N_р – расчетное число рабочих дней в году, N_р=350 суток.[3]

k_нп – коэффициент неравномерности перекачки, величина которого принимается равной 1,05.

1.2.3 Ориентировочное значение внутреннего диаметра

Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисля­ется по формуле:

(1.8)

г

Q

де w_o – рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки, определяемая из графика (см.рисунок 1.1), при данной часовой производительности w_o =2,7 м/с.

По значению D_o принимаем ближайший стандартный наружный диаметр D_н=1220мм и смежный к нему D_н =1020мм