Антиплагиат (1212300), страница 5
Текст из файла (страница 5)
Перепуск поверхностныхвод под полотном автодорог предусматривается 9 металлическими гофрированнымитрубами диаметром 1.00 м.Откосы насыпи выполняются с крутизной 1:1.5 с выполнениеммероприятий по их закреплению.2 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬВыполняется в соответствии с требованиями СНиП: [7], [10], СНиП III-4280 «Магистральные трубопроводы».2.1 Механический расчетТаблица 2.1 – Исходные данныеплотность нефти ESPO ( 293) при 200 С 845 кг/м3оптимальная длина трассынефтепровода260 кмразность нивелирных отметок конца иначала трубопроводаZ= 140 мтемпература грунта на глубинезаложения трубопровода соответствуетсредней температуре марта262,1 Ккинематическая вязкость 0,25 10-4 м2 /сзаглубление трубопровода до верхатрубыне менее 1 мпроизводительность нефтепровода 50 млн. т в годВычисляем рабочие параметры перекачиваемой нефти.Параметр рабочей плотности 5 вычисляем по формуле:Т = 293 / 1+р (Т-293), (1)Где Т, 293– плотность нефтепродукта соответственно при температурах Ти 293 К;р – коэффициент объемного расширения, 1/К;Т = 845 / (1+0,000868 (-30,9)) = 868,29 кг/м3.Параметр рабочей вязкости:Задана = 0,25 10-4 м2/с.Исходя из пропускной способности G = 50 млн.
т/год выбираемпредварительный Dн = 1067 мм, н = 10..20 мм, число рабочих дней 355 5 суток.Находим расчетную часовую пропускную способность МН 5 по формуле:, (2)где N - расчетное число суток работы нефтепровода;G - пропускная способность нефтепровода, млн. т / 5 год.м3 /чВыбор насосов.Основные: НМ 10000-250 с 5 установленным сменным роторомпроизводительностью 7000 м3 /ч, удовлетворяют условию 0,8Qн Qч 1,2Qн0,86149 6761 1,26149;4919 6761 7379Два подпорных: НПВ 3600-90 ставим их параллельно, удовлетворяютусловию 0,8Qн Qч 1,2Qн 50,8 (3600+3600) 6761 1,2 (3600+3600);5760 6761 8640Определение напора насосов при часовой подачи.По техническим характеристикам выбираем насосы 5 НМ 10000-250 и НПВ3600-90.
Напор этих насосов при расчетной часовой подачи 5 вычисляем поформуле:Для НПВ 3600-90, где Н1 + Н2 = Н2,1Н1 = Н0 + а Qч – в (Qч /2)2; (3)Н2 = Н0 + а Qч – в (Qч /2)2;Н1 = 94,8 – 3,2 10-6 11427780,25 = 58,23 м;Н2 = 58,23 м ; Н2,1 = 116,46 мДля НМ 5 10000-250h = Н0 + а Qч – в (Qч)2, (4) 5где Н0; а; в – эмпирические коэффициенты.h = 250,3 – 8,54 10-745711121=211,26 мРасчет рабочего давления. 17Рассчитываем рабочие давление на выходе 17 насосной станции 17 по формуле:Р = Т g (m h + Н1,2), (5) 2где Р – 2 рабочие давление;g – ускорение свободного падения, 9,81 м/с2;m - 2 число основных насосов, 3.Р = 868,29 9,81 (3 211,26 + 116,46) = 6,3 106 ПаЗапорная арматура на нефтепроводе рассчитана на давление Р = 6,4 мПа(Р Р), 5 условие выполняется.Находим толщину стенки трубопровода и внутренний диаметр.Определение толщины стенки нефтепровода необходимо для обеспечениябезопасности и непрерывности работы трубопровода при заданном рабочемдавлении.Вычисляем расчетное сопротивление металла трубы по формуле:(6)где вр –минимальный предел прочности;mo – коэффициент условий работы трубопровода;К1 –коэффициент надежности по материалу;Кн – коэффициент надежности по назначению трубопровода.
18Вычисляем расчетную толщину стенки трубы 17 по формуле:(7)где n1 – коэффициент надежности по нагрузке, 6 равный 1,15.Dн – наружный диаметр, 1067 мм.Округляем данное значение до ближайшего большего стандартногозначения н= 13 мм.Определяем внутренний диаметр нефтепровода 5 по формуле:d = Dн – 2 н, (8)d = 1,067– 2 0,013 = 1,041 м2.2 Гидравлический расчетОпределяем секундный расход нефти и ее скорость 5 по формулам (9) и (10)Q = 17 Qч / 3600 (9)где Qч – часовая производительность, м3/ч.Q = 6761 / 3600 = 1,878 м3/с;V = 4 Q / d2, (10)где d – внутренний диаметр, м.V = 4 1,878 / 3,14 (1,041)2 = 2,208 м/сОпределяем число Рейнольдса по формуле:Re= V d / р, (11)где V – скорость нефти;р – вязкость нефти, 0,25 10-4 м2/с.Re= 2,208 1,041 / 0,25 10-4 = 91941,12Режим течения нефти турбулентный Re2320.Определяем шероховатость труб 5 по формуле:= Кэ / d, (12)где Кэ - коэффициент эквивалентный шероховатости труб, для новыхчистых труб, 5 равный 0,02.= 0,02 / 1041 = 1,92 10-5Определяем первое переходное число Рейнольдца 5 по формуле: 5Re1= 10 /, (13)Re1=10 / 1,92 10-5= 520833,3Так как Re Re1, то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладкихтруб и коэффициент гидравлического 5 сопротивления 7 вычисляется по формуле:= 0,3164 / Re0, (14)= 0,3164 / (91941,12)0,25 = 0,0182Вычисляем гидравлический уклон 5 по формуле:I = V 2 / d 2 g, (15)I = 0,0182 4,87 / 20,4 = 0,0043Вычисляем полные потери в трубопроводе 5 по формуле (16), т.
к. L400-600км, то Nэ 5 =1.Н = 1,02 I L + Z + Nэ Hкп, (16)где Нкп – остаточный напор в конце трубопровода, 37 м;L – длина нефтепровода, 260 км;Z – разность геодезических отметок конца Z2 и начала Z1 трубопровода 5 ,140 м.Н = 1,02 0,0043 260 103 + 140 + 1 37 = 1317,36 м2.3 Построение совмещенной характеристики нефтепровода и насосныхстанцийРасчетный напор одной станции 5 по формуле:Нст = m h, (17)где m-число рабочих насосов, h-напор насоса, м;Нст= 3 211,44 = 634,32 мРасчетное число насосных станций 5 по 5 формуле:n= Н – Nэ Н2,1 / Нст, (18)n = (1317,36 – 116,46) / 634,32 = 1,89 2nн = m n; nн = 3 2 = 6 - общие число работающих 5 основных насосов нанасосных станциях.На 5 рисунке 2.1 приведена совмещенная характеристика нефтепровода инасосных станций при общем числе работающих 5 основных насосов nн= 6 (таблица2.2).Таблица 2.2 – Данные для построения совмещенной характеристикиQч, куб.м/ч Н = 1,02I L+Z+Hкп, (м) Н = Н1,2+ nн h, (м), при n=65000 867 15236761 1317 13847000 1397 13628000 1689 12619000 2086 1147Рисунок 2.1 – График совмещенной характеристики нефтепровода инасосных станций для nн = 61 – характеристика нефтепровода; 2 – работающие число насосов на НПС при разнойпроизводительности и расположению.2.4 Расстановка насосных станций по трассеВычисляем длину перегона (L*), на который хватило бы напора Нст 5 поформуле:L*= Нст / 1,02 I,(19)L*= 634,32 / 1,02 0,0043 = 144,6 кмПри построении профиля в начале нефтепровода вверх в вертикальноммасштабе откладываем напор Нст1 = 634,32 м, а правее в горизонтальноммасштабе L1*=144,6 км.
Линия, соединяющая концы данных отрезков, естьгидравлический уклон в нефтепроводе с учетом местных 5 сопротивлений.В точке пересечения линии гидравлического уклона с профилем трассы 5располагается НПС No29. Откладываем от нее вверх в масштабе напор Нст2 =422,88 м и, проводя через полученную точку линию гидравлического уклона, вместе ее пересечения с профилем трассы, находим место расположения 5 НПСNo30.3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬВ соответствии с п. 7.2.4 РД-91.010.30-КТН-086-12 в п.4 «Основныетехнические решения» приведено краткое описание основных техническихрешений по проектируемому объекту и инфраструктуре по проектным решениямразделов проекта.3.1 Генеральный план нефтеперекачивающей станцииНа площадке нефтеперекачивающей станции построены:– магистральная насосная со вспомогательными сооружениями;– технологические площадки;– комплекс сооружений административно-хозяйственного назначения;– операторная, закрытые распределительные устройства;– комплекс сооружений линейно-эксплуатационной службы;– узлы энергетических, водопроводных, противопожарных иканализационных сооружений.Территория НПС разделена на две зоны:– производственный блок;– административно-хозяйственный блок.Сооружения административно-хозяйственной зоны, особенно производствас открытым огнем, такие как мастерские, 9 не следует, по возможности, 46 располагатьпо отношению к другим производственным зданиям и сооружениям с наветреннойстороны для ветров преобладающего направления.
В 50 высотном отношении онирасполагаются на более высоких отметках.При проектировании организации рельефа принята система сплошнойвертикальной планировки, с выполнением планировочных работ по всейтерритории. Вертикальные отметки зданий, сооружений и автодорог, а такжепланировка рельефа приняты с учетом существующего рельефа, из условийнормального водоотвода. 21 Минимальный уклон площадки НПС принят 0,003. 1Выполненная компоновка генерального плана и расположение повысотным отметкам проектируемых зданий и сооружений обеспечиваютбезопасную эксплуатацию насосной.Генеральный план предусматривает устройство внутриплощадочныхпроездов, обеспечивающих возможность подъезда грузоподъемной техники ковсем узлам технологического оборудования. Внутриплощадочные 21 автодороги ипроезды предусматриваются с твердым покрытием.Автодороги в технологической зоне запроектированы вышепланировочного рельефа на 0,3-1,0 м, они служат дополнительным ограждающимвалом от случайных разливов нефти.Инженерные коммуникации на территории НПС в основном укладываютсяподземно, а кабельные разводки и 9 теплотрассы 9 надземно по эстакадам.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
