Авто Автоматизация Архитектура Астрономия Аудит Биология Бухгалтерия Военное дело Генетика География Геология Государство Дом Другое Журналистика и СМИ Изобретательство Иностранные языки Информатика Искусство История Компьютеры Кулинария Культура Лексикология Литература Логика Маркетинг Математика Машиностроение Медицина Менеджмент Металлы и Сварка Механика Музыка Население Образование Охрана безопасности жизни Охрана Труда Педагогика Политика Право Приборостроение Программирование Производство Промышленность Психология Радио Регилия Связь Социология Спорт Стандартизация Строительство Технологии Торговля Туризм Физика Физиология Философия Финансы Химия Хозяйство Ценнообразование Черчение Экология Эконометрика Экономика Электроника Юриспунденкция

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Читайте также:

«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:

n_t=n_t₁×e^-^u^×⁽^t^-^t¹⁾, (2)

где n_t₁ – 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 D_н - 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 R₁^н – 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;

k_n - 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 k_н

Условный диаметр трубопроводов Значение коэффициента надёжности k_н

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^-51/˚С;

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

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

D_вн – внутренний диаметр трубопровода.

Если σ_пр._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;

Δh_КОН – 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/ч

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)

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

С_ГНС, С_ПС- капитальные вложения, соответственно в одну головную и проме-

жуточную станцию (по таб.13).

С_ПСР – 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 η_э - КПД насоса и электродвигателя;

Nс - 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 N_н - мощность электродвигателя, кВт;

H_н - напор, развиваемый насосом, м;

Q - подача насоса, ;

g - ускорение свободного падения;

η_н - 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 (0.081 сек.)

Главная | О проекте | Полезные cсылки | Контакты | Случайная страница