ЛР3(нефтепроводы)

Министерство образования РФ

Ухтинский государственный технический университет






Кафедра ПЭМГ



Лабораторная работа №3
Определение перевальной точки







Выполнил
студент гр. ПЭМГ-1-06 М. Н. Кузьмичев

Проверил
С.В. Петров


Ухта 2010
Исходные данные:
Длина трубопровода L, км 700
Годовой объем перекачиваемой нефти G, млн. т/год 62
Плотность нефти при 20(С (20, кг/м3 884
Кинематическая вязкость (20, м2/с 44(10-6
Кинематическая вязкость (0, м2/с 56(10-6
Минимальная температура эксплуатации, (С (44
Максимальная температура грунта, (С 7
Минимальная температура грунта, (С (8
Секундный расход, м3/с 2,272
Кинематическая вязкость при t = -8(С, м2/с 61,7*10-6
Внутренний диаметр, м 1,195
1. Определение режима потока

Определяем число Рейнольдса Re по формуле:
13 EMBED Equation.2 1415. (10)
После подстановки значений в формулу (10) получим
13 EMBED Equation.2 1415.
Для определения режима потока найдем число Рейнольдса в первой переходной зоне, Re1пер:
13 EMBED Equation.2 1415, (11)
где k – эквивалентная шероховатость, мм; k=0,2 мм [табл. 12].
13 EMBED Equation.2 1415.
Так как 2300
2. Определение гидравлического уклона

13 EMBED Equation.2 1415, (12)
где 13 EMBED Equation.3 1415 – гидравлический уклон,м/м;
( – коэффициент гидравлического сопротивления.
Коэффициент гидравлического сопротивления для турбулентного режима в зоне гидравлически гладких труб определяется по формуле:
13 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 1415.
Подставив найденное значение 13 EMBED Equation.2 1415 в формулу (12) определим значение гидравлического уклона:
13 EMBED Equation.2 1415 м/м.

3. Проверка существования перевальной точки
Для нахождения перевальной точки рядом с профилем трассы строим гидравлический треугольник на рис. 1, в котором горизонтальный катет равен l=100(103 м в горизонтальном масштабе профиля трассы. Вертикальный катет ( это потеря напора на трение на выбранном участке в вертикальном масштабе профиля, 13 EMBED Equation.2 1415, м:
13 EMBED Equation.2 1415м.
Проведя линию, параллельную гипотенузе гидравлического треугольника, видим, что на профиле трассы нет точки, которой касается эта линия, не пересекая профиль в других точках. Следовательно, перевальной точки нет.
Таким образом, расчетная длина трубопровода 13 EMBED Equation.2 1415км.

4. Определение полной потери напора в трубопроводе

Полная потеря напора в трубопроводе H, м, определяется по формуле:
13 EMBED Equation.2 1415, (1)
где 1,01 ( коэффициент, учитывающий местное сопротивление в трубопроводе;
13 EMBED Equation.3 1415(z – разность отметок начала и конца трубопровода, м;
(z=130-100=30 м;
i – гидравлический уклон, м/м.
13 EMBED Equation.2 1415м.

5. Определение числа насосных станций

Число насосных станций рассчитывается по формуле:
13 EMBED Equation.2 1415, (2)
где Нст ( напор на выходе из насосной станции, м; Нст=600,24 м [из лабораторной работы №1];
(h ( дополнительный напор, м, (h=80м [таблица 14];
H ( полная потеря в трубопроводе;
13 EMBED Equation.2 1415.
Число насосных станций n = 6.
Определяем точное число насосных станций
13 EMBED Equation.2 1415, (3)
где Qф ( объёмный фактический расход, м3/с;
Qc ( объёмный секундный расход, м3/с; Qс=2,272 м3/с;
nст ( целое число насосных станций; nст=6;
n’ст( полученное число насосных станций.
13 EMBED Equation.2 1415 м3/c.
Так как выполняется условие Qф > Qc , то число насосных станций n”ст=5. Тогда к данному трубопроводу применяем лупинг.
Гидравлический уклон лупинга iл, м/м, определяем по формуле:
iл=0,296(i=0,296(3,85(10-3=1,14(10-3 м/м.
Длину лупинга Xл, м, определяем по формуле:
13 EMBED Equation.3 1415м.


5. Определение капитальных, эксплуатационных и приведенных затрат

Капитальные затраты на строительство трубопровода К, у.е., определим по формуле:
13 EMBED Equation.2 1415 , (3)
где 13 EMBED Equation.2 1415 ( поправочный коэффициент на топографические условия трассы; 13 EMBED Equation.2 1415=1,00 [таблица 15];
13 EMBED Equation.2 1415( капитальные затраты на трубопроводный транспорт;
13 EMBED Equation.2 1415=122758(103 у.е. [из лабораторной работы №1];
13 EMBED Equation.2 1415( протяженность участков трубопровода, проходящим по районам, к которым применяются территориальные коэффициенты;
13 EMBED Equation.2 1415( территориальный коэффициент; 13 EMBED Equation.2 1415=1,1 [таблица 16].
13 EMBED Equation.3 1415у.е.
13 EMBED Equation.3 1415у.е.

Эксплуатационные затраты Э, тыс. у.е./год, определим по формуле:
13 EMBED Equation.2 1415, (4)
где 13 EMBED Equation.2 1415( капитальные вложения в линейную часть, тыс. у.е./км;
13 EMBED Equation.2 1415=136,1*770=95270 тыс. у.е. [из л/р №1];
13 EMBED Equation.2 1415=136,1*(700+64,2)=104007 тыс. у.е. [из л/р №1];
13 EMBED Equation.2 1415(капитальные вложения в насосную станцию, тыс. у.е.;
13 EMBED Equation.2 1415=15396 +3023*6=33534 тыс. у.е.[из л/р №1];
13 EMBED Equation.2 1415=15396 +3023*5=30511 тыс. у.е.[из л/р №1];
13 EMBED Equation.2 1415( годовые отчисления на амортизацию станций; 13 EMBED Equation.2 1415=0,085;
13 EMBED Equation.2 1415( годовые отчисления на амортизацию линейной части трубопровода; 13 EMBED Equation.2 1415=0,035;
13 EMBED Equation.2 1415( годовые расходы на текущий ремонт станции; 13 EMBED Equation.2 1415=0,013;
13 EMBED Equation.2 1415( годовые расходы на текущий ремонт линейной части; 13 EMBED Equation.2 1415=0,003;
13 EMBED Equation.2 1415( заработная плата в год на одну станцию, тыс. у.е.; 13 EMBED Equation.2 1415=85 тыс. у.е.;
13 EMBED Equation.2 1415( затраты на смазку, воду, топливо, тыс. у.е.; 13 EMBED Equation.2 1415=6 тыс. у.е.;
П ( прочие затраты, тыс. у.е.; 13 EMBED Equation.2 14150,25(13 EMBED Equation.2 1415=0,25(88=21,25 тыс. у.е.;
13 EMBED Equation.2 1415 ( затраты на электроэнергию, тыс. у.е.
13 EMBED Equation.2 1415, (5)
где G – годовой объем перекачки нефти по трубопроводу, т/год; G=48
·106 т/год;
Kc ( коэффициент, учитывающий снижение расхода электроэнергии при сезонном режиме потребления; Kc=1;
13 EMBED Equation.2 1415 ( КПД насоса; 13 EMBED Equation.2 1415=0,89;
13 EMBED Equation.2 1415 ( КПД электродвигателя; 13 EMBED Equation.2 1415=0,95;
Nc ( расход электроэнергии на собственные нужды насосной станции, кВт(ч/год; Nc=2(106 кВт(ч/год;
Сэ ( стоимость одного кВт(ч электроэнергии, тыс. у.е.; Сэ=1,28(10-5 тыс. у.е. [таблица 18];
13 EMBED Equation.2 1415 тыс. у.е.
13 EMBED Equation.2 1415 тыс. у.е.
Полученные значения подставим в формулу (4):
Э=(0,035+0,003)(95270+(0,085+0,013)(33534+9364,4+6+21,25+85
=16383,2 тыс. у.е./год
Элуп =(0,035+0,003)(104007+(0,085+0,013)(30511+7803,7+6+21,25+85
=14858,3 тыс. у.е./год
Приведенные затраты найдем по формуле:
S=EH(K+Э, (6)
где S ( приведенные затраты, тыс. у.е./год;
EH(нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений, 1/год; EH=0,12 1/год;
К ( капитальные затраты на строительство трубопровода, тыс. у.е.;
Э ( эксплуатационные затраты на строительство трубопровода, тыс. у.е./год.
S=0,12(135033,8+16383,2=32587,3 тыс. у.е./год.
Sлуп=0,12(136159,7+14858,3=31197,5 тыс. у.е./год.
Sлуп < S , то есть выгоднее сделать лупинг, чем строить еще одну насосную станцию.












13PAGE 15





13PAGE 15









Root EntryEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation Native

Приложенные файлы

  • doc 14832431
    Размер файла: 169 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий