Технико-экономическое обоснование годовой производительности и пропускной способности магистрального трубопровода. Определение расчетной вязкости и плотности перекачиваемой нефти. Гидравлический расчет нефтепровода. Определение числа насосных станций.
Определение трех «конкурирующих» диаметров Диаметр магистрального трубопровода должен определяться на основании технико-экономического сравнения различных вариантов при различных диаметрах нефтепровода.Найдем глубину залегания оси трубопровода: Распределение температуры грунта Исходя из предположения о том, что распределение температуры по глубине линейное, составим уравнение распределения температур. Для Tmin (на графике 1 синяя линия): h =-0.3T-1.6 Определим диаграмму распределения температур в течение года на глубине залегания трубопровода - 1,21 м. Месяц Температура, ?С Месяц Температура, ?С-вязкость нефти при температуре ,ССТ; -вязкость нефти при температуре ,ССТ;Находим по формуле плотность нефти в январе месяце: кг/м3; Расчетные данные представлены в следующей таблице: Месяц Температура, ?С Вязкость, ,ССТ , Плотность, ?, кг/м3 Определим диаграмму распределения температур в течение года на глубине залегания трубопровода - 1,51 м. Месяц Температура, ?С Месяц Температура, ?С Определим диаграмму распределения температур в течение года на глубине залегания трубопровода - 1,5335 м.Нормы проектирования» при определении расчетной пропускной способности режим работы магистральных нефтепроводов должен приниматься непрерывным, круглосуточным. Расчетное время работы магистрального нефтепровода с учетом остановок на регламентные и аварийно-восстановительные работы должно приниматься равным 8400 часов или 350 дней в году [2, п.6.8.2].млн. тонн/год, где G - годовой объем перекачки, млн.т.Для все диаметров расчетная плотность м3/час;м3/с;м3/сут.В соответствии с рекомендациями для магистральных нефтепроводов должны применяться трубы стальные электросварные прямошовные, сваренные под слоем флюса. Для всех диаметров трубопровода стальные сварные, изготовленные электроконтактной сваркой токами высокой частоты, сварные соединения которых термически обработаны и подвергнуты 100% контролю неразрушающими методами, и предназначенные для строительства газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов на рабочее давление 5,4-7,4 МПА в северном и обычном исполнении. Расчетное сопротивление, МПА, растяжению определяется по формуле: Где - нормативное сопротивление растяжению металла труб, соединительных деталей и сварных соединений, принимается равным минимальному значению временного сопротивления. коэффициент надежности по назначению; Магистральные трубопроводы и их участки подразделяются на категории в зависимости от условий работы, объема неразрушающего контроля сварных соединений и величины испытательного давления.Далее проверяем прочность подземного трубопровода по условию коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб. Он зависит от ,если ,то ,иначе определяется по следующей формуле: , где sкц - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПА. Вычисляем продольные осевые напряжения в трубопроводе по формуле [2, п.6.14.25]: , где ? - коэффициент линейного расширения металла трубы: E - модуль упругости металла: ?t - расчетный температурный перепадВ соответствии с [2, п.6.11.2]: для D = 820 мм:
МПА для D = 1020 мм:
МПА для D = 1067 мм:
МПАДиаметр наружный, Dн, мм Толщина стенки, ?, мм Диаметр внутренний, d, мм Скорость, v, м/с Скорость, vmax, м/сВ расчетах гидравлических потерь коэффициент гидравлического сопротивления должен определяться в зависимости от числа Рейнольдса.На графике 1 начертим профиль трассы и гидравлические треугольники для каждого диаметра.м, м, - потери на местные сопротивления (принимаем мечтные потери равными 1% от потерь на трение по длине трубопровода) м, м, - полные потери напора Определяем число насосных станций Число насосных станций мы находим из соотношения: где - количество НПС на участке трубопровода; Тогда напор создаваемый насосной станцией: для D = 1020 мм При дальнейшем рассмотрении наших трубопроводов, при выборе насосного оборудования мы выясняем что ни один насос не может обеспечить рабочее давление 7,4 МПА для диаметра 1020 мм и 6,88 МПА для диаметра 1067 мм.К лч = К1км * L * К тер*К топ, К 1 км - стоимость 1 км трубопровода согласно диаметру, руб. К тер - территориальный коэффициент К топ - поправочный коэффициент, учитывающий надбавку на топографические условия трассы Капитальные вложения в НПС и резервуарные парки: Кнс = (Кгнс n* Кпнс Vp*Кр) * К тер*К топ, Где Кгнс - капитальные вложения в головную насосную станцию. Стоимость головной насосной станции следует принять на 20% больше, чем стоимость промежуточной.Зос = 720 987,2511 * 15 000 = 10 814 808 766 рублей Зос = 753469,2116 * 15 000 = 11 302 038 173 рублей К’ = 20 403 746 391 4 782 278 670 10 814 808 766 = 36 000 833 827 рублей К’ = 26 949 812 325 5 456 662 542 11 302 038 173 = 43 708 513 040 рублей Элч - эксплуатационные затраты на ЛЧ, принять = 10% от капитальных вложений в строительство линейной частиВыбираем насос, исходя из того что данный нам расход должен попадать в рабочую зону, при этом должен соответствовать выбранному нами напору и должен выдавать максимальный
План
Оглавление
Исходные данные
Введение
Глава 1. Определение расчетной вязкости и плотности перекачиваемой нефти
1.1 Глубины залегания нефтепровода
1.2 Расчетное значение вязкости
1.3 Расчетное значение плотности
Глава 2. Определение расчетной пропускной способности
2.1 Годовая производительность нефтепровода
2.2 Часовая пропускная способность
2.3 Секундная пропускная способность
2.4 Суточная пропускная способность
Глава 3. Расчет толщины стенки
3.1 Проверка прочности
3.2 Несущая способность
Глава 4. Гидравлический расчет нефтепровода
4.1 Число Рейнольдса
4.2 Коэффициент гидравлического сопротивления
4.3 Гидравлический уклон
4.4 Потери напора
Глава 5. Определение числа насосных станций
Глава 6. Экономический расчет
6.1 Расчет капитальных вложений
6.2 Инвестиционные затраты на формирование оборотных средств - затраты на заполнение трубопровода и резервуаров технологической нефтью
Глава 7. Перерасчет характеристики насоса с воды на нефть
Глава 8. Расстановка станций
8.1 Гидравлический расчет
8.2 Построение сводного графика расчетных давлений при стационарных режимах перекачки
Глава 9. Теплогидравлический расчет в зимний период
9.1 Гидравлический расчет
9.2 Построение графика расчетных давлений в зимнее время
Глава 10. Теплогидравлический расчет в летний период
Глава 11. Регулирование режима работы насосных станций при отключении НПС-2
Исходные данные
Годовой объем перекачки G = 33,5 млн. т.
Подземный способ прокладки нефтепровода
Регион прокладки нефтепровода Мичуринск
Плотность перекачиваемой нефти при температуре 20 кг/м3
Коэффициент кинематической вязкости нефти: при температуре 0 при температуре 20
Минимальная температура грунта: T = -2 на глубине 1 м
T = 0 на глубине 1,6 м
Максимальная температура грунта: T = 8 на глубине 1 м
T = 6 на глубине 1,6 м
Данные для построения сжатого профиля
Отметка по трассе, x (км) 0 40 65 90 115 135 160 185 205
