база Уфимского Топливно Энергетического Колледжа / фсякий полезный и безполезный мусор / домашка / дз / Группаши / Газизов дз / Отчет газизов 1

Гидравлический расчет

Данные для расчета:

D=1020 мм; L=881 км;

=47,5 млн.т/год; =1,0;

=134м; =187м;

=24,7 ; =6,4;

=856;

1. Определяем глубину заложения трубопровода.

H=(0,81) , (1)

где, D-наружный диаметр т/б;

H=0,8+=1,31 м.

2. Определяем плотность жидкости.

, (2)

где, -первоначальная плотность;

-расчетная температура;

856-(1,825-0,0011315) (1-20)=872,27 кг/.

3. Определяем кинетическую вязкость.

, (3)

где, -кинетический коэффициент вязкости при известных температурах ;

u -показатель крутизны вязкостно-температурной кривой;

u =, (4)

u=0,0675 ;

𝝂=6,4 ∙

4. Определяем часовую и секундную пропускную способность.

(5)

, (6)

где, -годовой план перекачки;

-расчетная плотность жидкости;

8400-расчетное число часов работы в году;

3600-число секунд в часе;

.

.

5. Определяем ориентировочное значения внутреннего диамет ра.

, (7)

где, w-скорость перекачки, определяемого по графику;

=1,03м .

выбераем по сортаменту м.

Для дальнейшего расчета выбираем еще два стандартных диаметра

.

,

1,02 1,22.

6. В соответствии с расчетом пропускной способности н/п выбираем магистральные и подпорные насосы.

Два магистральных насоса- НМ 7000×210 (1 резерв);

Два подпорных насоса – НПВ 3600×90 ;

7. Определяем рабочее давления.

P=≤ Pн. (8)

где, -расчетная плотность;

g-ускорения свободного падения (9,8 м/);

-число рабочих магистральных насосов;

,- соответственно напор, развиваемый магистральным и подпорным насосом;

Pн-допустимая давления нефтеперекачивающий станции (7,5МПа);

P=872,2 9,8 (2∙210+2 90) ≤7,5 МПа,

P = 5,12≤7,5 МПа.

8. Для каждого варианта т/б с D определяем необходимую толщину стенки трубы.

, (9)

где, n-коэфф. перегрузки рабочего давления (n=1,15);

D-наружный диаметр т/б;

P-рабочее давления;

-расчетное сопротивления;

=, (10)

где, -расчетное сопротивления трубной стали;

m-коэфф. условий работы т/б m=0,9;

-коэфф. надежности по материалу труб;

-коэфф. надежности по назначению т/б;

По таблице определяем данные для расчета сопротивления т/б с тремя различными диаметрами.

D=1020 мм; =590 МПа; =1,4 ; =1,05 ;

D=1220 мм; =510 МПа; =1,4 ; =1,05 ;

D=1220 мм; =510 МПа; =1,4 ; =1,05 ;

== 442,79 ; =0,0064мм.

== 385,48 ; =0,0084мм.

== 385,48 ; =0,0097мм.

9. Для каждого варианта нефтепровода определяем внутренний диаметр.

=-2, (11)

где, -наружный диаметр т/б;

-толщина стенки т/б;

=1,02-21м= 1000мм.

=1,22-21,2м= 1200мм.

=1,42-21,4м= 1400мм.

10. Уточняем фактическую скорость w течения перекачиваемой нефти по т/б и параметр для каждого варианта.

w= , (12)

где, -секундная пропускная способность;

D-внутренний диаметр т/б ;

==2,33 м/c;

==1,62 м/c;

==1,19 м/c;

=, (13)

где, 𝝂 -кинетическая вязкость;

==101304.

==84521.

==72434.

11. Определяем относительную шероховатость внутреннего диаметра.

E=, (14)

=, (15)

где, К-коэфф. для магистральных н/п К=0,2;

E==0,0002 мм; ==50000.

E==0,00016 мм; ==60240.

E==0,00014 мм;==70000.

12. Определяем коэфф. гидравлического сопротивления для турбулентного режима ( .

=0,11, (16)

=0,11=0,0188.

=0,11=0,0193.

=0,11=0,0199.

13. Для каждого варианта нефтепровода определяем гидравлический уклон.

l=, (17)

где, -коэфф. гидрав. cопротивления;

w-фактическая скорость течения н/п;

g-ускорения свободного падения ;

==0,005.

==0,00215.

==0,00102.

14. Определяем суммарные потери напора в нефтепроводе.

Н=1,02l+, (18)

где, 1,02-коэфф. учитывающий потери напора;

-расчетная длина т/б;

-разность геодезических отметок;

=L 1,05 , (19)

где, L-длина т/б;

=881 1,05=925,05км=925050м;

=( (20)

где, -конечная отметка;

- начальная точка;

=(

=1,02+=4770м.

=1,02+=2081м.

=1,02+=1015м.

15. Определяем необходимое число нефтеперекачивающих станций.

= , (21)

где, H-суммарные потери напора;

-число эксплуатационных участков;

-требуемы напор =100м;

-остаточный напор =30м;

-напор магистральных насосов;

==;

==2210=420м;

==11,02

==4,62

==2,08

16. Определяем необходимую длину лупинга.

=, (22)

где, -округленное кол-во НПС;

-полученное кол-во НПС;

l- гидравлический уклон;

-гидравлический уклон вставки;

=l0,296 , (23)

=0,0050,296=0,00148;

=0,002150,296=0,00063;

=0,001020,296=0,0003;

==23863м.

==105000м.

==46666м.

17. Определяем капитальные затраты на сооружения нефтепровода.

K=(, (24)

где, -капитальные затраты на сооружения линейной части;

-капитальные затраты на сооружения НПС;

- свободный корректирующий коэффициент;

, (25)

где, с;-стоимость сооружения 1 км нефтепровода;

=136,1 тыс.руб/км; =119,6 тыс.руб/км;

=180,8тыс.руб/км; =165,6 тыс.руб/км;

=180,8тыс.руб/км; =165,6 тыс.руб/км;

=122758,11 тыс.руб;

=176672,8 тыс.руб;

=167012 тыс.руб;

, (26)

где, - стоимость одной НПС (3023тыс.руб);

-суммарный объем резервуарного парка;

-стоимость сооружения 1 резервуарной емкости(0,34тыс.руб);

=6606=158544,

=2, (27)

=2=681739,2 ;

=265044тыс.руб.

=246906 тыс.руб.

=237837 тыс.руб.

, (28)

где, -региональный коэффициент (=1);

-степень освоенности района (=1,1);

=1,1;

K=( тыс.руб.

K=( тыс.руб.

K=( тыс.руб.

18. Определяем эксплуатационные расходы.

Э=(, (30)

где, =0,038 –общая норма амортизационных отчислений;

-0,098-общая норма амортизационных отчислений;

-расходы на топливо, воду и тп (=5 тыс.руб./км);

-заработная плата(=80 тыс.руб./км);

-прочие расходы(=20 тыс.руб);

-затраты на электроэнергии;

, (31)

где, -к.п.д. магистрального насоса (=0,89);

-к.п.д. электродвигателя (=0,9);

- к.п.д. подпорного насоса (=0,84);

-основная плата на год за 1 кВт нагрузки(=0,039 тыс.руб.);

-дополнительная плата за потребленную электроэнергию (=0,000012 тыс.руб.);

-расход электроэнергии (=200000);

86635388 тыс.руб.

39379721 тыс.руб.

15751888 тыс.руб.

Э=( =86 670 246 тыч.руб.

Э=( =39 414 247 тыч.руб.

Э=( =15784717 тыч.руб.

19. Определяем общие затраты.

П=Е(32)

где, Е=0,15-

=0,15426 582+86 670 246=86 734 233 тыс.руб.

=0,15465936+39 414 247=39 484 137 тыс.руб.

=0,15445 333+15 784 717=15 851 516 тыс.руб.

					УТЭК.21.02.03.ПР.01.12.000
Изм.	Лист	№ докум.	Подп.	Дата
Разраб.		Закиров			Гидравлический расчет	Лит.	Лист	Листов
Пров.		Староверова				у	1	11
Т.контр.						3ЭНН-1
Н.контр.
Утв.