АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомДругоеЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Читайте также:
  1. I. СУЩНОСТЬ, ЦЕЛЬ И ЗАДАЧИ КУРСОВОЙ РАБОТЫ
  2. II. Попередній розгляд законопроекту.
  3. III. Описание проекта
  4. III. Структура курсовой и ВКР
  5. IV. Разработка законопроектов
  6. V. Правовая экспертиза законопроектов, подготовленных
  7. VI. Защита курсовой работы или ВКР
  8. VІ. НАВЧАЛЬНИЙ ПРОЕКТ
  9. Актуальность проекта
  10. Анализ безубыточности проекта
  11. Анализ курсовой работы
  12. Анализ объекта проектирования. Описание компонента РЭС

 

«Технологический расчет нефтепровода»

 

Цель проектирования – усвоение студентом последоваетльности расчетов, приобретение навыков с выполнением основных расчетов, в компановке объектов насосных станций и оборудования в насосных цехах.

 

ЗАДАНИЕ

 

Составить проект магистрального нефтепровода.

В пояснительной записке разработать следующие вопросы:

Ä Выбор оптимальных параметров нефтепровода;

Ä Уточнённый гидравлический расчёт;

Ä Выбор основного оборудования;

Ä Расстановка насосных станций;

Ä Механический расчёт трубопровода; раскладка труб.

Ä Регулирование при остановке насосной станции.

 

1. Построение профиля трассы.

2. Обработка исходных данных.

F Определение плотности;

F Определение вязкости;

F Определение объёмного секундного расхода;

3. Выбор конкурирующих диаметров труб.

4. Механический расчёт.

5. Определение режима потока.

6. Определение гидравлического уклона.

7. Проверка существования перевальной точки.

8. Определение полной потери напора.

9. Определение числа насосных станций.

10. Определение затрат.

11. Выбор основного оборудования

12. Построение совмещённой характеристики трубопровода и насосных станций.

13. Расстановка насосных станций.

14. Проверка работы трубопровода в летних условиях.

 

Курсовой проект начинается коротким введением, в котором могут быть приведены данные о перспективах развития транспорта нефтей или нефтепродуктов, краткая характеристика источников подлежащих транспортировке нефтей или нефтепродуктов и их получателей, и т.п.

Курсовой проект состоит из двух частей: пояснительной записки и графической части.

Расчетно-пояснительная записка является текстовым документом проекта и выполняется в соответствии с ГОСТ 2.105-95, ГОСТ 7.32-81 и ГОСТ 2.106-96.

Объем пояснительной записки 20 – 30 страниц.

 

Расчетно-пояснительную записку выполняют на одной стороне белой писчей бумаги форматом А4 (2105297) по форме 5 и 5а ГОСТ 2.104-68 (рисунок 1).

 

 
 

 


Рисунок 1. Формы листов для текстовых документов по ГОСТ 2.106-95:

а – форма 5 (первый или заглавный лист);

б – форма 5а (последующие листы).

 

 

Объем пояснительной записки 20 – 30 страниц.

При наличии сложного графического материала и таблиц, требующих большой площади для их размещения, допускается выполнять их на листах любых форматов, установленных ГОСТ 2.301-68.

Для первого или заглавного листа расчетно-пояснительной записки (лист с аннотацией) предусмотрена основная надпись по форме 2 ГОСТ 2.104-68 форма 3 (рисунок 2), а для последующих листов – основная надпись по форме 2а ГОСТ 2.104-68 форма 4 (рисунок 3).

 
 

 


Рисунок 2. Форма 2 по ГОСТ 2.104-95. Основная надпись для текстовых документов (первый или заглавный лист).

 
 

 


Рисунок 3. Форма 4. Основная надпись для текстовых документов (последующие листы).

 

Приводимые в записке формулы должны быть полностью расшифрованы и указаны размерности всех величин.

В крнце пояснительной записки необходимо привести перечень используемой литературы, в тексте ссылка на нее дается в виде заключенного в квадратную скобку номера в соответствии с перечнем.

В графах основной надписи и дополнительных графах (номера граф на формах показаны в скобках) указывают:

в графе 1 – обозначение документа, изделия, объекта, (шифр);

в графе 2 – наименование документа, изделия объекта по ГОСТ 2.102-68;

в графе 3 – стадия проектирования для учебной документации: У – отчет по практике, лабораторным занятиям; К – курсовой проект; Д – дипломный проект;

в графе 4 – порядковый номер листа;

в графе 5 – общее количество листов документа (графу заполняют только на первом листе);

в графе 6 – наименование или различительный индекс вуза и кафедры, где выполнен проект;

в графе 7 – характер работы, выполняемой лицом, подписавшим документ, свободную строку заполняют по усмотрению разработчика, например, Консультант;

в графе 8 - фамилия лица, подписавшего документ;

в графе 9 - подпись лица, указанного в графе 8;

в графе 10 - дату подписания документа.

 

 

ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ КУРСОВОГО ПРОЕКТА

 

1. Построение сжатого профиля трассы.

 

2. Обработка исходных данных. Технологический расчёт нефтепрововода ведут для самых невыгодных условий, каковыми являются зимние условия с наиболее низкими температурами.

Плотность на расчётную температуру t пересчитывают по формуле:

r=r20-x (t-20), (1)

где x - температурная поправка

x =1,825-0,001315r20;

Вязкость определяется по формуле:

nt=nt1×e-u×(t-t1), (2)

где nt1 – коэффициент кинематической вязкости при t1;

U – коэффициент значения которого определяется по известным значениям вязкости при двух температурах:

, (3)

 

3. Выбор конкурирующих диаметров труб. Для нахождения оптимального диаметра нефтепровода, кроме диметра, рекомендуемого в соответствии с таблицей 1 для заданной пропускной способности, принимают ещё два диаметра – соседние, большей и меньший рекомендуемого. Для каждого из них в дальнейшем производят технологические расчёты, по которым после сопоставления вариантов выбирают оптимальный.

 

Таблица 1

Ориентировочные значения диаметров трубопровода и давлений на станциях в зависимости от пропускной способности трубопроводов.

 

ПРОДУКТОПРОВОДЫ НЕФТЕПРОВОДЫ
Диаметр мм Давление кГ/см2 Производительность млн т/год Диаметр мм Давление кГ/см2 Производительность млнт/год
  90-100 75-85 67-75 55-65 55-65 55-65 0,7-0,9 1,3-1,6 1,8-2,3 2,5-3,2 3,5-4,8 6,5-8,5   54-65 52-62 50-60 48-58 46-56 46-56 44-54 6-8 10-12 14-18 22-26 32-36 42-50 70-78

 

4. Механический расчёт. По каждому из вариантов определяют толщину стенки трубы.

В соответствии с диаметром трубы по табл. 2 выбирают марку стали, из которой эти трубы изготавливают.

 

Таблица 2

Прочностные характеристики труб

 

Наружный диаметр труб, мм Номинальная толщина стенки, мм Марка стали Шов Предел прочности, не менее, МПа Предел текучести, не менее, МПа
           
  25,0 Импортная Прямой    
  20,5 Импортная ---    
  19,5 Импортная ---    
  17,5 Импортная ---    
  17,5 17Г2СФ ---    
  16,5 Импортная ---    
  16,0 17Г2СФ ---    
  13,5 17Г2СФ ---    
  15,2 19Г1С ---    
  15,0 14Г2САФ ---    
  14,5 17Г1С ---    
  13,0 14Г2САФ ---    
  12,5 17Г1С ---    
  12,5 Импортная ---    
  12,0 17Г1С Спиральный    
  12,0 17Г2СФ ---    
  11,5 14Г2САФ Прямой    
  11,0 14Г2САФ ---    
  10,5 Импортная ---    
  16,5 17Г1С ---    
  16.0 Импортная ---    
  14,0 17Г1С ---    
  12,5 14Г2САФ ---    
  12,5 14ХГС ---    
  12,0 16Г2САФ ---    
  12,0 17Г1С ---    
  11,5 14Г2САФ ---    
  11,0 14Г2САФ ---    
  11,0 17Г1С ---    
  11,0 14ХГС ---    
  10,6 15ГСТЮ Спиральный    
  10,0 14Г2САФ ---    
  10,0 17Г1С ---    
  9,5 14Г2САФ ---    
  9,0 16Г2САФ ---    
  9,0 Импортная Прямой    
  12,0 17Г1С Прямой    
  11,5 17Г1С Спиральный    
  11,5 17Г2СФ ---    
  11,0 17Г1С Прямой    
  11,0 17Г2СФ Спиральный    
  10,5 17Г1С Прямой    
  10,0 17Г1С Прямой    
  10,0 17Г2СФ Спиральный    
  9,5 17Г2СФ ---    
  9,0 17Г1С Прямой    
  8,5 17Г1ГС Спиральный    
  8,0 17Г2СФ ---    
  12,0 17Г1С Прямой    
  11,5 17Г2СФ Спиральный    
  11,0 17ГС Прямой    
  10,5 17Г1С Спиральный    
  10,0 17Г1С ---    
  10,0 17Г2СФ ---    
  9,5 17Г2СФ Спиральный    
  9,0 17Г1С ---    
  8,5 17Г1С ---    
  8,5 17Г2СФ ---    
  8,0 17ГС Прямой    
  7,5 17ГС Прямой    
  7,0 17Г2СФ Спиральный    
  9,0 14ХГС Прямой    
  8,5 17Г2СФ Спиральный    
  8,0 14ХГС Прямой    
  8,0 17Г1С Спиральный    
  7,5 17Г2СФ ---    
  7,5 17Г1С ---    
  7,0 17Г2СФ ---    
  7,0 17Г1С ---    
  6,5 17Г2СФ ---    
  6,5 17Г1С ---    
  6,0 17Г2СФ ---    
  6,0 17Г1С ---    
  10,0   Бесшовный    
  9,0   ---    
  9,0   Прямой    
  8,0   ---    
  7,0   ---    
  9,0   Бесшовный    
  6,0   Спиральный    
  8.0   Бесшовный    
  7,0   ---    
  6.0   Спиральный    
  5.0   ---    

 

Толщину стенки трубопровода δ рассчитывают по формуле

 

, (4)

 

где Dн - наружний диаметр трубы;

p - рабочее давление в трубопроводе, Мпа, принимается по таблице 1, но не выше 7,4 Мпа;

n -коэффициент перегрузки, принимаемый приближённо для нефтепроводов диаметром менее 700 мм равным 1.1, а для нефтепроводом диаметром 700-1400 мм - равным 1.15 (более точно СНиП II-45-75);

R1 – расчётное сопротивление, определяемое по формуле

, (5)

где R1н минимальное значение временного сопротивлеия металла труб (таблица 2);

m - коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по таблице 3 с учётом классификации таблицы 4;

k1 – коэффициент безопасности по материалу, определяемыйпо таблице 5 с учётом таблицы 5а;

kn - коэффициент надёжности по таблице 6.

 

Таблица 3

Значения коэффициентов условий работы трубопровода m

 

Категории магистральных трубопроводов I II III IV
Значения коэффициента m 0,75 0,75 0,9 0,9

 

Таблица 4

Классификация магистральных трубопроводов по категориям

 

Назначение магистрального трубопровода Категория трубопровода
Для транспортировки природного газа: a) Диаметром менее 1200 мм b) Диаметром 1200 мм и более   IV III
Для транспортировки нефти или нефтепродуктов: a) Диаметром менее 700 мм b) Диаметром 700 мм и более       IV III

 

 

Таблица 5. Значения коэффициента безопасности по материалу k1

 

Характеристика труб k1
     
  Термически упрочнёные трубы (закалённые и отпущенные в трубе или листе); из низколегированной стали, прокатанной по регулируемому режиму   1,34
  Горячеправленые (по режиму нормализации), термически упрочнённые (закалённые и отпущенные в трубе или листе), из нормализованной улучшенной низколегированной стали, из стали, прокатанной по регулируемому режиму 1,4
  Спиральношовные из горячекатанной низколегированной стали, сваренные в три слоя, и прямошовные экспандированные трубы из нормализованной листовой стали, сваренные двусторонним швом дуговым методом 1,47
  Прямошовные экспандированные и спиральношовные из горячекатанной низколегированной и углеродистой стали. Бесшовные трубы. 1,57

 

 

Таблица 5а. Значение коэффициента безопасности по материалу k1

 

Марка стали Тип трубы и материал
14ХГС 17ГС 17Г1С 14Г2САФ Горячеправленные из горячекатанных листов Экспандированные из горячекатанных листов Экспандированные из нормализованных листов Горячеправленные из горячекатанныхлистов или экспандированные из нормализованных листов

 

 

Таблица 6. Значение коэффициента надёжности kн

Условный диаметр трубопроводов   Значение коэффициента надёжности kн
Для газопроводов в зависимости от внутреннего давления Р, МПа Для нефтепроводов нефтепродуктопроводов
Р ≤ 5,5 5,5< Р ≤7,5 7,5< Р ≤10,0
500 и менее        
600-1000 1,05 1,05 1,05  
  1,05 1,05 1,1 1,05
  1,05 1,1 1,15 1,1

 

Затем проверяют, нет ли осевых сжимающих напряжений в трубопроводе, по формуле

 

(6)

где α – коэффициент длинейного расширения металла трубы (для стали α =1,2·10-5 1/˚С;

Е – модуль упругости металла (для стали Е =2,05·105 Мпа);

Δt – расчётный температурный перепад, равный разности между максимальноой температурой укладки трубопровода (если Δt < 40 ˚C, то принимается Δt = 40 ˚C):

Dвн – внутренний диаметр трубопровода.

Если σпр.N <0, то есть возможны сжимающие напряжения, определяют коэффициент ψ1, учитывающий двухосное напряжённое состояние труб

 

, (7)

и уточняют значение толщины стенки по формуле:

 

, (8)

 

Если , то уточнения δ по формуле (8) не производят.

Далее проверяют прочность подземного трубопровода по условию:

 

, (9)

 

где - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб при ,равный единице, а при , определяемый по формуле:

, (10)

 

причем: , (11)

 

5. Определение режима потока. Для этого вычисляют число Рейнольдса

 

, (12)

Если Re<2300, то режим потока ламинарный; если 2300 <Re< - поток турбулентный в зоне гидравлически гладких труб; если - поток турбулентный в переходной зоне; если - зона квадратичного трения.

Переходные значения Рейнольдса определяют по формулам:

 

(13)

 

(14)

где К- эквивалентная шероховатость труб, значения которой приведены в табл.7.

Таблица 7.

Эквивалентная шероховатость К стальных труб.

 

Материал и вид трубы   Состояние трубы
Бесшовные стальные трубы Новые и чистые 0,01-0,02 * 0,014
Сварные стальные трубы После нескольких лет эксплуатации 0,15-0,3 0,2
Новые и чистые 0,03-0,12 0,05
С незначительной коррозией после чистки 0,1-0,2 0,15
Умеренно заржавленные 0,3-0,7 0,5
Старые заржавленные 0,8-1,5 1,0
Сильно заржавленные или с большими отложениями 2,0-4,0 3,0

 

· В числителе приведены пределы изменения Кэ, в энаменателе - его среднее значение.

 

6. Определение гидравлического уклона.

Гидравлический уклон находят по одной из формул:

, (15)

, (16)

 

где β и m - коэффициенты, зависящие от режима потока и определяемые по табл. 8;

λ - коэффициент гидравлического сопротивления.

Коэффициент гидравлического сопротивления в зависимости от режима потока рассчитывается по следующим формулам:

а) для ламинарного режима по формуле Стокса:

 

, (17)

б)для турбулентного режима в зоне гидравлически гладких труб по формуле Блазиуса:

 

, (18)

 

в)для турбулентного режима в переходной зоне по формуле Альтшуля:

 

, (19)

 

г)для зоны квадратичного трения по формуле Никурадзе:

 

, (20)

 

где ε - относительная шероховатость труб:

 

, (21)

 

Таблица 8.

Значения коэффициентов m и β в формуле (15) для разных режимов.

 

Режим течения m β
Ламинарный   Турбулентный: - зона гидравлически гладких труб - переходная зона - зона квадратичного трения     0,25 0,123  

 

7. Проверка существования перевальной точки. Рядом с профилем трассы строят так называемый «гидравлический треугольник», в котором горизонтальный катет равен произвольно выбранной длине участка трубопровода в горизонтальном масштабе профиля трассы, а вертикальный катет - потере напора на трение на этом участке() в вертикальном масштабе профиля. Проведя линию, параллельную гипотенузе «гидравлического треугольника», находят точку на профиле, которой касается такая линия, не пересекая профиль трассы в других точках. Эта точка называется перевальной точкой, и расстояние от начала трассы до нее является расчетной длиной трубопровода. Если такая параллельная гипотенузе линия, пересекает профиль трассы в конечном ее пункте, не касается других точек профиля, то на этой трассе перевальные точки при рассматриваемом диаметре трубопровода (напоминаем, что такие расчеты и построения следует выполнять для всех конкурирующих диаметров) отсутствуют, а расчетная длина равна полной трассе трубопровода.

 

8. Определение полной потери напора.

Полную потерю напора в трубопроводе H определяют по формуле:

(22)

где 1,01- коэффициент, учитывающий местные сопротивления на трубопроводе;

- разность отметок конца (или перевальной точки, если такая имеется на трассе трубопровода) и начала трубопровода;

Lр – расчетная длина трубопровода;

ΔhКОН – величина подпора, необходимого в конечной точке трассы.

 

 

9. Определение числа насосных станций. Число насосных станций определяют приближенно по формуле:

 

, (23)

 

где Hст - напор на выходе насосной станции, который должен быть не больше допустимого, принимаемого по табл. 1;

Δh - дополнительный напор, слагаемый из потерь в коммуникациях станции и величины передаваемого давления, требуемого для обеспечения работы основных насосов без кавитации (табл. 9). Число станций, как правило, округляют до ближайшего большего числа.

 

Таблица 9.

Дополнительный напор в зависимости от подачи насосов.

 

Подача, м3                    
Dh, м                    

 

 

10. Определение капитальных, эксплуатационных и приведенных затрат.

Капитальные затраты K, вычисляемые по формуле (24), следует умножить на поправочный коэффициент Kт, учитывающий надбавку на топографические условия трассы (табл. 10), а затем к ним добавить дополнительные капитальные вложения, учитывающие территориальный район прохождения трассы; следовательно K определяется по формуле:

 

, (24)

 

где K- капитальные затраты на строительство трубопровода;

L – протяженность участков трубопровода, проходящих по районам, к которым применяется территориальный коэффициент Kтер. (табл. 11); знак Σ означает суммирование по всем участкам трубопровода.

Капитальные затраты K , вычисляются по формуле:

 

, (25)

СЛ - удельные капитальные вложения на 1 км. трубопровода (по таб.12);

СГНС, СПС - капитальные вложения, соответственно в одну головную и проме-

жуточную станцию (по таб.13).

СПСР – капиталовложения в одну промежуточную насосную станцию с резервуарным парком;

- число насосных станций на трассе трубопровода.

 

Эксплуатационные расходы рассчитываются по формуле:

 

(26)

 

где Kл - капитальные вложения в линейную часть с учетом всех поправочных коэффициентов;

(27)

Kст - капитальные вложения в насосные станции с учетом всех поправочных коэффициентов;

(28)

 

Зэ - затраты на электроэнергию

(29)

α1 - годовые отчисления в долях единицы на амортизацию станций α1 =8,5% от капитальных затрат на станции);

α2 - годовые отчисления на амортизацию линейной части трубопровода (α2 =3,5% от капитальных затрат на трубопровод);

α3 - годовые расходы на текущий ремонт станций(α3 =1,3%);

α4 - годовые расходы на текущий ремонт трубопровода (α4 =0,3%)

G - годовой объем перекачки по трубопроводу, т/год;

Hст - дифференциальный напор, развиваемый одной станцией, м;

Кс - коэффициент, учитывающий снижение расхода электроэнергии при сезонном регулировании перекачки (можно принимать Кс = 1);

η и ηэ - КПД насоса и электродвигателя;

- расход электроэнергии на собственные нужды насосной станции (Nс=/1,5-2/*106 кВт ч/год)

Сэ - стоимость 1 кВт.ч электроэнергии (таблица 14);

Зт - затраты на воду, смазку, топливо;

Зз - заработная плата;

П - прочие расходы (принимаются равными 25% от зарплаты).

 

Теперь по формуле:

(30)

определяют приведенные затраты по каждому варианту, и, если для варианта со средним значением диаметра из трех рассматриваемых приведенные затраты наименьшие, он является оптимальным. Если же наимениьшие приведенные затраты приходятся на какой-либо крайний вариант, то рассматривают следующий по величине диаметр в том же направлении вариант, выполняя для него все описанные выше расчеты, определяя приведенные затраты и сопоставляя их с вариантами, рассмотренными ранее. Расчет ведут до тех пор, пока приведенные затраты у одного из вариантов не окажутся меньшими по сравнению с двумя соседними (большего и меньшего по диаметру) вариантами трубопровода. Это и будет оптимальный вариант.

 

11. Выбор основного оборудования. Попроектной пропускной способности подбирают марку насоса (табл. 15) характеристики Q-H насоса, которые обычно даются для работы на воде, следует пересчитать на нефть. Для этого определяют эквивалентный диаметр рабочего колеса:

 

(31)

 

затем находят число Re на выходе из колеса по формуле:

 

(32)

 

и по табл.16 определяют поправочные коэффициенты к подаче, напору и КПД. Умножая значения подачи, напора и КПД, взятые из графических характеристик насоса для воды, на соответствующие коэффициенты, перестраивают эти характеристики для нефти.

В приведенных формулах (31 и 32) Д2 и В2 - диаметр и ширина лопатки рабочего колеса (табл. 17), Кл - коэффициент сужения выходного сечения рабочего колеса лопатками (Кл=0,9), Qн - номинальная подача насоса, ν - коэффициент кинематической вязкости нефти.

Разделив значение рекомендуемого напора станции (табл. 1) на величину напора насоса при проектном расходе, который определяется из напорной характеристики насоса, находят число последовательно работающих насосов на одной станции. Подбирают электродвигатели для насосов исходя из потребной мощности, рассчитываемой по формуле:

 

, (33)

 

где Nн - мощность электродвигателя, кВт;

Hн - напор, развиваемый насосом, м;

Q - подача насоса, ;

g - ускорение свободного падения;

ηн - КПД насоса, в долях единицы.

В соответствии с требуемым кавитационным запасом подбирают подпорные насосы для головной станции и промежуточных насосных станций с емкостью (табл. 15). Последние располагают на расстоянии 400 - 800 км друг от друга на трубопроводах длиной более 800 км.

На каждой насосной станции устанавливают, кроме рабочих, один резервный магистральный насос и на станциях с емкостью - реэервный подпорный насос.

 

14.Построение совмещенной характеристики трубопровода и насосных станций.

В координатах Q-H строят суммарную напорную характеристику всех рабочих насосов на трубопроводе. Далее определяют потери напора H и по полученным точкам на том же графике строят напорную характеристику трубопровода. Если у полученной на пересечении кривых рабочей точки координаты таковы, что расход на много больше проектной пропускной способности или напор на станции превышает допустимый по механическим показателям труб или оборудования, необходимо произвести обточку колес или уменьшить общее число насосных агрегатов на нефтепроводе. Диаметр рабочего колеса Д* после обточки определяют по формуле:

 

(34)

 

где Д - диаметр колеса до обточки;

а и в - коэффициенты аналитического выражения напорной характеристики насоса до обточки колеса;

H* и Q* - координаты точки на графике Q-H, через которую должна пройти напорная характеристика насоса после обточки.

15. Расстановка насосных станций. Расстановка насосных станций производится по методу В. Г. Шухова на сжатом профиле трассы. При этом следует учитывать необходимость подпора на насосных станциях (Δh - в табл. 9), который на головной станции создается подпорными насосами, а на промежуточных - насосами предыдущей станции.

16. Проверка работы трубопровода в летних условиях. Поскольку летом из-за понижения вязкости нефти изменяется напорная характеристика нефтепровода, а, следовательно, и подпоры и напоры на насосных станциях, необходимо проверить, не выходят ли их значения за допустимые пределы. Для этого на ранее построенную совмещенную характеристику насосных станций и трубопровода наносят, предварительно рассчитав, координаты трех- четырех точек, напорную характеристику трубопровода при летних условиях. Затем по методу В. Г. Шухова проводят соответствующие линии пьезометрических напоров (гидравлических уклонов). Если напоры или подпоры на какой- либо станции вышли за допустимые пределы, следует изменить ее местоположение, чтобы и в зимних и в летних условиях напоры и подпоры на всех станциях находились в допустимых пределах.


 

Таблица 13.

Капитальные затраты на строительство насосной станции.

 

Пропускная способность, млн.т/год Стоимость головной насосной станции, y.e., на новой площадке. Стоимость промежуточной насосной станции, y.e., на новой площадке.
0,7-0,9    
1,3-1,6    
1,8-2,3    
2,5-3,.2    
3,5-4,8    
6,5-8,5    
10-12    
14-18    
22-26    
32-36    
42-50    
70-78    

 

 

Таблица 10.

Поправочный коэффициент Кт на топографические условия трассы.

 

Топография трассы Поправочный коэффициент Кт  
Линейная часть Здания и сооружения Трубопровод в целом, условный диаметр, мм
500-800 1000-1400
Низменно-холмистая 1,00 1,00 1,00 1,00
Пустынная 0,92 1,01 0,95 0,94
Болотистая 1,45 1,06 1,29 1,36
Гористая 1,18 1,25 1,21 1,19

 

 

Таблица 11.

 

Территориальный район - 2

Территориальный коэффициент - 0,99

 

Таблица 14.

Тарифы на электрическую по районным энергоуправлениям.

 

Энергосистема Стоимость 1 кВт. ч., y.e.
Мосэнерго 0,0128
Горэнерго 0,0128
Смоленск энерго 0,0207

 

 

Таблица 15.

Технические данные насосных агрегатов.

 

Насосы Электродвигатели
Марка Подача, м^3/ч Напор, м Допускаемый кавитационный запас КПД Марка Мощность, кВт Частота вращения, об/мин
НМ 125-550         Украина-11-3/2    
НМ 360-460         АЗП-500    
          АТД-500    
НМ 500-300         АЗП-630    
          АР-500    
НМ 1250-260         СТД-1250-2    
НМ 2500-230         СТД-2000-2    
          СТД-2500-2    
НМ 3600-230         СТД-2500-2    
          СТД-3200-2    
НМ 5000-210         СТД-3200-2    
НМ 7000-210         СТД-5000-2    
НМ 10000-210         СТД-6300-2    
НМ 10000-210 с повышен. подачей         СТД-8000-2    
Подпорные агрегаты  
8НДв НМ 360   28-42 3,9-6,6   МА-36-51/6    
14НДс Н 800   33-42     МА-36-51/6    
НМП-2500-74         ДС-118/44-6    
НМП-3600-78     5,7   ДС-118/44-6    
НМП-5000-115         СДН-15-39-6    
          СДН-2-16-59    
          СДН-2-16-74/6    

 

Таблица 17

Внешний диаметр и ширина лопаток рабочих колес магистральных насосов.

Марка насоса Подача, м^3/ч D2, см В2, см
НМ 125-550   26,4 1,6
НМ 360-460     2,4
НМ 500-300     2,8
НМ 1250-260     2,6
    41,8 2,6
НМ 2500-230     3,6
    40,5 3,8
    42,5 2,6
НМ 3600-230     4,1
      4,3
      2,9
НМ 5000-210     6,9
      7,2
      2,8
НМ 7000-210   46,5 6,1
    47,5 4,9
      5,2
НМ 10000-210   47,5 6,6
    49,6 5,7
    46,5 5,8

 

Таблица 16.

Поправочные коэффициенты к подаче, напору и КПД в зависимости от числа Рейнольдса насосов.

                   
  0,360 0,514 0,090   0,928 0,960 0,708   0,972
  0,562 0,686 0,240   0,951 0,975 0,778   0,982
  0,661 0,722 0,328   0,965 0,988 0,805   0,990
  0,724 0,812 0,380   0,974 0,099 0,828   0,995
  0,766 0,835 0,426   0,984 0,995 0,840   0,998
  0,800 0,862 0,474   0,990 0,998 0,865   1,000
  0,818 0,875 0,506   1,000 1,000 0,875    
  0,830 0,892 0,530       0,885    
  0,845 0,900 0,562       0,894    
  0,860 0,908 0,585       0,950    

Таблица 12.

Капитальные затраты на строительство линейной части трубопровода.

 

Наружный диаметр трубопровода, Дн, мм   Основная магистраль   Параллельная магистраль
  22,8  
  24,9 20,1
  28,8 22,8
  33,6 27,5
  37,6 31,5
  56,6 45,1
     
  77,5 62,1
  91,1 74,9
  113,6 97,3
  136,1 119,.6
  180,8 165,6

 

 

Таблица 4.

Капитальные затраты на строительство насосной станции.

 

Пропускная способность, млн.т/год Стоимость головной насосной станции, тыс. руб., на новой площадке. Стоимость промежуточной насосной станции, тыс. руб., на новой площадке.
0,7-0,9    
1,3-1,6    
1,8-2,3    
2,5-3,.2    
3,5-4,8    
6,5-8,5    
10-12    
14-18    
22-26    
32-36    
42-50    
70-78    

 

 

Таблица 11.

 

Поправочный коэффициент Кт на топографические условия трассы.

 

Топография трассы Поправочный коэффициент Кт  
Линейная часть Здания и сооружения Трубопровод в целом, условный диаметр, мм
500-800 1000-1400
Низменно-холмистая 1,00 1,00 1,00 1,00
Пустынная 0,92 1,01 0,95 0,94
Болотистая 1,45 1,06 1,29 1,36
Гористая 1,18 1,25 1,21 1,19

 

 

Территориальный район - 2

Территориальный коэффициент - 0,99

 

 

Таблица 18.

Тарифы на электрическую по районным энергоуправлениям.

 

Энергосистема Стоимость 1 кВт. ч., коп.
Мосэнерго 1,28
Горэнерго 1.28
Смоленск энерго 2,07

 

Таблица 20

Внешний диаметр и ширина лопаток рабочих колес магистральных насосов.

 

Марка насоса Подача, м^3/ч D2, см В2, см
НМ 125-550   26,4 1,6
НМ 360-460     2,4
НМ 500-300     2,8
НМ 1250-260     2,6
    41,8 2,6
НМ 2500-230     3,6
    40,5 3,8
    42,5 2,6
НМ 3600-230     4,1
      4,3
      2,9
НМ 5000-210     6,9
      7,2
      2,8
НМ 7000-210   46,5 6,1
    47,5 4,9
      5,2
НМ 10000-210   47,5 6,6
    49,6 5,7
    46,5 5,8

 

Таблица 21.

Поправочные коэффициенты к подаче, напору и КПД в зависимости от числа Рейнольдса насосов.

 


Поиск по сайту:



Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Студалл.Орг (0.087 сек.)