Тэхнологические процессы. КР Чугунов. Курсовой проект Технологический расчет нефтепровода

• Название: Курсовой проект Технологический расчет нефтепровода
• Анкор: Тэхнологические процессы
• Дата: 26.07.2022
• Размер: 1.03 Mb.
• Имя файла: КР Чугунов.doc
• Тип: Курсовой проект; #636494
• страница: 2 из 4

5. Гидравлический расчёт
5.1 Определение расчетной часовой пропускной способности нефтепровода

где: N_Р – расчетное число суток работы нефтепровода (365 сут, [3]);

G – годовая пропускная способность нефтепровода, млн т/год.
.

.
5.2Определение режима потока
Определим число Рейнольдса:






Переходные значения числа Рейнольдса:





Во всех случаях 23201_пер, следовательно, режим течения турбулентный (зона гидравлически гладких труб).


5.3Определение гидравлического уклона
Определим гидравлический уклон по формуле:
,
где β и m– коэффициенты, зависящие от режима движения потока жидкости, определяемые по таблице 8 [3]

Для режима гидравлически гладких труб β=0,0247; m=0,25.







5.4 Проверка существования перевальной точки
Из конечной точки профиля трассы трубопровода проводим линии гидравлических уклонов трубопроводов различных диаметров. Если хотя бы одна линия пересечет профиль, значит для трубопровода данного диаметра будет существовать перевальная точка. В нашем случае для всех трех конкурирующих диаметров перевальной точки не будет. Расчетную длину примем равной 50 км.


Рисунок 2. Сжатый профиль трассы и гидравлические уклоны разных диаметров
5.5Определение полной потери напора
Полную потерю напора в трубопроводе определим по формуле:
,
где: 1,01 – коэффициент, учитывающий потери напора в местных сопротивлениях;

Δh_кон– величина подпора, необходимого в конечной точке трассы (примем 30 м);

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

L_рас – расчетная длина трубопровода.







Напор, развиваемый одной насосной станцией, должен быть не больше допустимого из условия прочности:









5.6Определение числа насосных станций
Число насосных станций n определим приближенно по формуле:
,
где: H_ст – напор на выходе насосной станции, который должен быть не больше допустимого;

Δh– дополнительный напор, слагаемый из потерь в коммуникациях станции и величины передаваемого давления, требуемого для обеспечения работы основных насосов без кавитации. Согласно таблице 4.6 [3] Δh = 45 м;

H–полная потеря напора в трубопроводе.

.

.

.

Оптимальное количество станций – n = 3, т. к. станции необходимо располагать на расстоянии 90 – 150 км друг от друга.
6. Определение капитальных, эксплуатационных и приведенных затрат
6.1 Расчет капитальных затрат
Капитальные затраты K вычислим по формуле:
,
где: k_m - поправочный коэффициент, учитывающий надбавку на топографические условия трассы. Согласно таблице 10 [3] =1,18;
– дополнительные капитальные вложения, учитывающие территориальный район прохождения трассы;
– территориальный коэффициент, согласно по таблице 11 [3]
=0,99;

L – протяженность i-того участка трубопровода, проходящего по району, к которому применяется территориальный коэффициент;

– удельные капитальные вложения на 1 км трубопровода определяются в зависимости от диаметра трубопровода и от очереди строительства (в случае если строится лупинг параллельно действующей магистрали, затраты меньше)по таблице 12 [3];

, – капитальные вложения в строительство соответственно одной головной и одной промежуточной насосных станций. Также зависят от производительности станций. Определяются согласно таблице 13 [3];

– число промежуточных насосных станций на трассе трубопровода.

Для D₁ = 529 мм:





Для D₂ = 720 мм:





Для D₃ = 820 мм:




6.2Расчет затрат на электроэнергию
,
где: Зэ – затраты на электроэнергию;

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

H_ст– дифференциальный напор, развиваемый одной станцией, м;

К_с– коэффициент, учитывающий снижение расхода электроэнергии при сезонном регулировании перекачки (примем Кс = 1);

η_н и η_э– КПД насоса и электродвигателя.

N_с– расход электроэнергии на собственные нужды насосной станции,N_с = 1,5–2·10 кВт·ч/год;

С_э– стоимость 1 кВт·ч электроэнергии. Примем по таблице 14 [3]
С_э = 0,0128 у. е.;

n – количество станций.

ДляD₁ = 529 мм:

ДляD₂ = 720 мм:

ДляD₃ = 820 мм:

6.3 Расчет эксплуатационных затрат
Эксплуатационные затраты рассчитаем по формуле:


K_л– капитальные вложения в линейную часть с учетом всех поправочных коэффициентов;
K_л= ;
K_ст– капитальные вложения в насосные станции с учетом всех поправочных коэффициентов.
К_ст= [С_гнс + С_пс ·(n_ст – 1)]·k_т;
α – годовые отчисления в долях единицы на амортизацию станций (α =8,5% от капитальных затрат на станции);

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

α – годовые расходы на текущий ремонт станций(α = 1,3%);

α – годовые расходы на текущий ремонт трубопровода (α = 0,3%);

З_т– затраты на воду, смазку, топливо (5 тыс. у. е./год);

З_з– заработная плата (80 тыс. у. е./год на одну станцию);

Зэ – затраты на электроэнергию;

П– прочие расходы (примем 25% от зарплаты, т.е. 20 тыс. у. е./год).

ДляD₁ = 529 мм:

K_л =

К_ст =

ДляD₂ = 720 мм:

K_л =

К_ст =

ДляD₃ = 820 мм:

K_л =

К_ст =

6.4. Расчет приведенных затрат

Приведенные затраты определяем по формуле:
,
где: -нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений. =0,15;

-капитальные затраты для рассматриваемого вида транспорта;

-эксплуатационные затраты для рассматриваемого вида транспорта.

ДляD₁ = 529 мм:



ДляD₂ = 720 мм:



ДляD₃ = 820 мм:



Поскольку приведенные затраты оказались меньше для второго варианта, то мы можем объективно оценить, что трубопровод с диаметром 720 является наиболее экономически выгодным.

7. Выбор основного оборудования
По заданной пропускной способности Q= 1972 м /ч подберем в приложении 8 [1] основной насос марки НМ 2500–230, характеристики которого даны для воды. Выясним, необходимо ли пересчитывать их на нефть. Для этого определим число Re для потока перекачиваемой жидкости.
= 23,538 см
где , -диаметр и ширина лопатки рабочего колеса (по таб. 17 [3]);

=3,8 см., =40,5 см;

-коэффициент сужения входного сечения рабочего колеса, =0,9

Находим число Re на выходе из колеса по формуле:
,
где -номинальная подача насоса.

-коэффициент кинематической вязкости нефти.



Определим переходное значение параметра Рейнольдса:
,
где n_s – коэффициент быстроходности насоса. По приложению 9 [1] для насоса НМ 2500–230 n_s = 117.

.

Поправочные коэффициенты в нашем случае равны 1,0 [3], и Re>Re_пер, то характеристики насоса при работе на нефти остаются такими же, как на воде, т.е. пересчет характеристики не требуется.

Подбирают электродвигатели для насосов, исходя из потребной мощности, рассчитываемой по формуле:

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 (η_н=0,86).



Подбираем марку электродвигателя – СТД-2000–2 (N=2000кВт).

Для создания на входе основного насоса напора, необходимого для безкавитационной работы, устанавливаем подпорный насос, напор этого насоса должен быть не менее:
,
где: - допустимый кавитационный запас основного насоса, ;

- потери в коммуникациях,

Для насоса НМ 2500–230 имеем:




Для обеспечения заданного расхода основного насоса и его безкавитационной работы выбираем в качестве подпорного насос НМП-2500–74 с электродвигателем ДС – 118/44–6 мощностью 800 кВт.

Таким образом чтобы перекачать нефть с заданной производительностью на расстояние 442 км с диаметром нефтепровода 720 мы установим на каждой станции по 3 последовательно соединенных между собой насоса НМ2500–230.

Получили, что на головной нефтеперекачивающей станции последовательно соединены 2 насоса НМ 2500–230 (1 в резерве) и 1 подпорный НМП 2500–74 (1 в резерве), а на промежуточных – 2 насоса НМ 2500–230.