Особенности проектирования линейной части магистрального нефтепровода
Курсовой проект - Строительство
Другие курсовые по предмету Строительство
Re1<Re<Re2, режим течения нефти является турбулентным в зоне смешанного трения. Определим коэффициент гидравлического сопротивления l по формуле:
, (3.20)
Потери напора на трение в трубопроводе для трассы вычислим по формуле Дарси-Вейсбаха:
м (3.21)
Величина гидравлического уклона для магистрали вычисляется по формуле:
(3.22)
При подстановке числовых значений в формулу (3.6.7) получим:
Напор, развиваемый на станции магистральными насосами:
Напор, развиваемый на станции подпорными насосами:
Суммарные потери напора в трубопроводе определяются по формуле:
= 1,02ht+ Dz + NЭhост, (3.23)
где 1,02- коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода;t - потери напора на трение, м.
Dz=zК-zН - разность геодезических отметок, м;Э - число эксплуатационных участков назначается согласно протяженности эксплуатационного участка в пределах 400 - 600 км ост- остаточный напор в конце эксплуатационного участка, который можно принять равным hост =30…40 м.
В расчетах принимаем NЭ=1, hост=30 м.
1020 = 1,026688,6384-257,19+ 30=7109,6 м
Таблица3.13 - Результат гидравлического расчёта
ReRe1Re2hтр,мiH,мD122091831,48028414508127227602785,7280,0048825312614,258D1020110014,1134346000106200006688,63840,011727109,6
3.7 Определение числа перекачивающих станций и лупингов
Необходимое число нефтеперекачивающих станций для условий обеспечения расчетной производительности нефтепровода определим по формуле:
. (3.24)
При округлении числа НПС в меньшую сторону для трассы гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой дополнительного лупинга. Полагая, что диаметр лупинга и основной магистрали равны, режим течения в них одинаков (m=0,123), найдем значения коэффициента w и его длину ?Л.
(3.25)
где . (3.26)
При равенстве D = Dл величина .
Определим длину лупинга по формулам(3.25), (3.26):
;
км.
Таблица3.14-Число станций и длины лупингов
n0nnll, лупQнов, м3/сD12204,8123954121,662,868D102013,38141323,132,97
3.8 Экономическое обоснование выбора трассы
Экономической составляющей выбора является приведенные затраты, т.е. годовые затраты на единицу трубопроводной системы, рассчитываются по формуле
, (3.27.)
где Ен - процентная ставка банковского кредита, принимаем 0,12.
К- капитальные вложения;
Э- эксплуатационные расходы.
Капитальные вложения определяем по формуле
К= Клч + Кнпс, (3.28)
где Клч -капитальные вложения на линейную часть;
Кнпс -капитальные вложения на сооружение НПС.
Капитальные вложения на линейную часть определим как:
(3.29)
где Слч - стоимость сооружения МН, для диаметра 1020мм 136100руб/км;тр - длина трассы.
Рассчитаем приведенные затраты для диаметра 1020 мм, без лупинга, с числом станций 14
Клч=136100*570,55=77651855 руб.
Капитальные вложения на линейную часть с лупингом определим как:
(3.30)
где Слуп - стоимость сооружения лупинга, для диаметра для диаметра 1020мм принимаем 119600руб/км;луп - длина лупинга.
Клч=136100*570,55=77651855руб.
Капитальные вложения на сооружение НПС определим как:
(3.31)
где Сгнпс - стоимость сооружения ГНПС,=161950000 руб/км;
Снпс - стоимость сооружения НПС,=3550000 руб/км;
Ср - стоимость сооружения резервуарного парка для диаметра 1020мм принимаем 27 руб/ м.
Vп - объем резервуарного парка;- количество станций.
Для хранения нефти применяют резервуары стальные и железобетонные, наземные и подземные, вертикальные и горизонтальные. Полезный или активный объем VП определяется как максимально возможный объем нефти, допустимый к откачке из него, и меньше геометрического объема VГ, т.к. в нижней части резервуаров скапливается вода (подтоварная) и имеется слой механических отложений (осадок).
Общий объем резервуарного парка определяется с учетом коэффициента использования емкости ?Р величина которого выбирается согласно рекомендациям [4]:
(3.32)
Выбор типоразмера и определение требуемого количества резервуаров выполняется для нескольких вариантов парков и принимается вариант с наименьшими затратами на строительство и эксплуатацию парка. Установлено, что наименьшее затраты будут при меньшем числе резервуаров большей емкости и меньшей площади парка.
Количество однотипных резервуаров для каждого варианта будет равно:
(3.33.)
где VР - емкость одного резервуара.
В целях защиты резервуаров от перелива и защиты технологических трубопроводов от превышения давления в составе резервуарного парка необходимо дополнительно предусматривать резервуарную емкость в объеме 2 - х часовой производительности нефтепровода.
Кроме того, должен предусматриваться сброс нефти по специальному трубопроводу от предохранительных устройств в резервуарный парк (не менее 2 - х резервуаров) или в 2 отдельных резервуара.
Схемы технологических трубопроводов резервуарных парков должны обеспечивать опорожнение резервуаров, коллекторов резервуарного парка и подпорной насосной с помощью подпорных или зачистных насосов, а также предусматривать проектные решения, исключающие попадание газопробок из подводящих трубопроводов в резервуары с понтонами и плавающими крышами.
Полезный объем резервуарного парка:
&