Особенности проектирования линейной части магистрального нефтепровода
Курсовой проект - Строительство
Другие курсовые по предмету Строительство
nbsp;
Выбираем РВСП
,
Геометрический объем резервуарного парка
Число резервуаров, где=100000м3,
Выбираем 11 РВСП =100000м3, включая 1 резервный и 1 от перелива.
руб.
Э- эксплуатационные расходы определяются по формуле:
(3.34)
где S- себестоимость перекачки, в зависимости от диаметра для диаметра 1020мм=0,00065 руб/(т*км), 1220мм=0,00062 руб/(т*км).год- годовая производительность трубопровода.
.
Результаты экономического расчета трассы, в зависимости от диаметра и числа станций в таблицу 3.15
Таблица3.15-Результат экономического обоснования
D,мм102012201020(лупинг)1220(лупинг)Ед.измеренияS0,0650,062Коп/(т км)Сл136,1180,8119,6165,6Тыс. руб/кмЭ2596002500247618700027012890323004194485руб/годКлч7765185510315544080419386,71123302453,7рубКнс86227532,2850739379,3582677532,2847189379,35рубК163879387,3153894819,3163096919170491833,1рубП2615668026249465437827208606633024653505руб
В результате расчета оптимальной оказалась трасса с диаметром 1220мм, с увеличением числа станций до 5.
3.9 Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода
Предварительная расстановка нефтеперекачивающих станций выполняется графоаналитически на сжатом профиле трассы.
По известной производительности нефтепровода определяется значение гидравлического уклона i. Строится треугольник гидравлического уклона abc (с учетом надбавки на местные сопротивления) в принятых масштабах длин и высот сжатого профиля трассы.
Из начальной точки трассы вертикально вверх в масштабе высот строится отрезок, равный активному напору нефтеперекачивающей станции HСТ1. Из вершины отрезка HСТ1 проводится линия, параллельная гипотенузе гидравлического треугольника, до пересечения с профилем трассы. Точка М соответствует местоположению второй НПС.
Из вершины отрезка HСТ1 вертикально вверх откладывается отрезок, равный hП в масштабе высот. Линия, проведенная параллельно i из вершины HСТ1+ hП, показывает распределение напора на первом линейном участке.
Аналогично определяются местоположения остальных НПС в пределах эксплуатационного участка.
Место расположения НПС на границе эксплуатационных участков определяется построением отрезка CB, который проводится из вершины отрезка CN=HСТ1+hП-hОСТ параллельно i до пересечения с профилем трассы.
При правильно выполненных расчетах и построениях на конечном пункте трубопровода остается остаточный напор hОСТ.
Пересчитанная производительность 2,8687 м3/сек, для пяти станций.
Расчетное значение гидравлического уклона, i=0,00499
Расчетный напор НПС составит HСТ= 517,355 м, напор развиваемы подпорными насосами 90,26м.
Выполним построение гидравлического треугольника. За горизонтальный катет примем отрезок ab, равный ?=100 км, который отложим в масштабе длин. Вертикальный катет ac гидравлического треугольника, равный 1,02i?=1,020,00499100103=509,0225 м, отложим перпендикулярно отрезку abв масштабе высот. Гипотенуза треугольника bc соответствует положению линии гидравлического уклона в принятых масштабах построений.
Расстановка нефтеперекачивающих станций на местности показана в графической части курсового проекта. При расстановке принято, что величина остаточного напора составляет hост =30 м.
3.10 Расчет гидроудара
Напор НПС при гидроударе составит
(3.35)
где ?р - величина изменения давления
(3.36)
(3.37)
где - модуль упругости жидкости,
модуль Юнга материала трубы,0- диаметр срединного волокна.
,
,
Па,
.
3.11 Расчет числа станций для 1 и 2 этапы строительства
Для каждого этапа строительства рассчитаем часовую подачу, насосно-силовое оборудование. Аналогично пунктам 3.6 -3.7. данные сведения сведены в таблицы 3.16 - 3.18.
Таблица 3.16 Гидравлический расчет для 1 и 2 этапа
ЭтапQ, м3/чReRe1Re2?ihтр 14078,736732,59414508127227600,02280,000982560,4528667,24578056,758414508127227600,0189292690,0036739072096,147647
Таблица 3.17 Подбор насосно - силового оборудования для 1 и 2 этапа
ЭтапНасосно-силовое оборудование Потребляемая энергия, кВтВывод о применимости1НМ10000-2104057,88-НМ10000-210 с ротором на 0,53801,7+, так как обеспечивает меньшие затраты электроэнергии и в дальнейшем требуется только смена ротораНМ7000-210 с ротором на 0,72889,88-НПВ 5000-2101898,022+2НМ10000-2104981,73-НМ10000-210 с ротором на 0,73643,04+, так как обеспечивает меньшие затраты электроэнергии и в дальнейшем требуется только смена ротораНПВ 5000-120942,751+
Таблица 3.18. Технологические решения для 1 и 2 этапа строительства
ЭтапQ, м3/чНполный,мН ст,мНп,мNcт14078,7344,478692,39112,8560,3328667,251910,88431,153299,972078984,2ЭтапNcт(округ)Q, м3/секiН ст,мНп,м111,510,0016611,074113,919252,5020,0039392,2998,112
Расставляем перекачивающие станции 1 и 2 этапа по трассе нефтепровода.
При этом на первом этапе вводим две станции: 1 с тремя работающими наосами и одним резервным и 3, с одним работающим и родним резервным. Данные решение объясняется снижением металозатрат.
На втором этапе, вводят в работу все станции, на каждой из которых три насоса работающих и один резервный.
4. ЛИНЕЙНАЯ ЧАСТЬ
4.1 Конструктивные решения по линейной части
.1.1 Назначение категорий участков
Учитывая высокие требования к надежности нефтепровода для транспортировки Российской нефти в страны Азиатско-Тихоокеанского региона, вызванные прохождением его в весьма сложных природных условиях с наличием высокой сейсмичности, многолетнемерзлых грунтов, различного рода экзогенных процессов проектом принята категория нефтепровода на всем протяже