Результаты уточнённого теплового и гидравлического расчёта линейного участка газопровода

Наименование расчётного параметра	Первое приближение	Второе приближение
1	2	3
Конечное давление РК, МПа	5,300	5,178
Среднее давление РСР, МПа	6,348	6,293
Приведённая температура ТПР	1,405	1,437
Приведённое давление РПР	1,402	1,390
Теплоёмкость газа СР, кДж/(кг·К)	2,728	2,704
Коэффициент Джоуля-Томпсона Di, К/МПа	3,706	3,548
Параметр аt	1,967·10-3	1,985·10-3
Средняя температура ТСР, К	297,3	297,2
Средний коэффициент сжимаемости ZСР	0,852	0,853
Динамическая вязкость μ, Па·с	1,254·10-5	1,251·10-5
Число Рейнольдса Re	6,069·107	6,083·107
Коэффициент сопротивления трения λТР	9,084·10-3	9,083·10-3
Коэффициент гидравлического сопротивления λ	1,057·10-2	1,057·10-2
Конечное давление Р′К	5,178	5,176
Относительная погрешность по давлению, %	2,315	0,520

4.14. Уточняется среднее давление по формуле (1.21)

4.15. По формуле (1.30) определяется конечная температура газа

На этом уточнённый тепловой и гидравлический расчёт участка газопровода можно считать завершённым.

2. Технологический расчёт магистрального нефтепровода

Основными исходными данными для технологического расчёта нефтепровода являются:

- годовая производительность нефтепровода G_г (млн.т/год);

- свойства транспортируемой нефти (плотность, вязкость, давление насыщенных паров и др.);

- сжатый профиль трассы нефтепровода;

- данные о температуре грунта на глубине заложения нефтепровода;

- характеристики труб и насосного оборудования;

- технико-экономические показатели сооружения и эксплуатации линейной части нефтепровода и нефтеперекачивающих станций.

Определение диаметра трубопровода, выбор насосного оборудования, расчёт толщины стенки трубопровода, определение числа нефтеперекачивающих станций (нпс)

Расчётная температура транспортируемой нефти, принимается равной минимальной среднемесячной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода с учётом начальной температуры нефти на головных сооружениях, тепловыделений в трубопроводе, обусловленных трением потока и теплоотдачи в грунт. В первом приближении допускается расчётную температуру нефти принимать равной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на уровне оси подземного трубопровода. Для трубопровода большой протяжённости трасса разбивается на отдельные участки с относительно одинаковыми условиями. В этом случае можно записать:

(2.1)

где L – протяжённость нефтепровода; l_i – длина i-го участка с относительно одинаковой температурой T_i; n – число участков.

Расчётная плотность при температуре Т=Т_р определяется по формуле

(2.2)

где p₂₉₃ – плотность нефти при 293 ºК, кг/м³;

ζ=1,825-0,001315·p₂₉₃ – температурная поправка, кг/(м³·К).

Расчётная кинематическая вязкость нефти определяется при расчётной температуре по вязкостно-температурной кривой, либо по одной из следующих зависимостей

- формула Вальтера (ASTM)

(2.3)

где ν_Т – кинематическая вязкость нефти, мм²/с; А_ν и В_ν – постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости ν₁ и ν₂ при двух температурах Т₁ и Т₂

(2.4)

- формула Филонова-Рейнольдса

(2.5)

где u – коэффициент крутизны вискограммы, 1/К

(2.6)

Расчётное число рабочих дней магистрального нефтепровода N_P определяется с учётом затрат времени на техническое обслуживание. Ремонт и ликвидацию повреждений и принимается равным N_P=350 суток в течение года.

Расчётная часовая производительность нефтепровода (м³/ч) при Р=Р_Т определяется по формуле:

(2.7)

где G_Г – годовая (массовая) производительность нефтепровода, млн.т/год; k_НП – коэффициент неравномерности перекачки, величина которая принимается равной:

- для трубопроводов, прокладываемых параллельно с другими нефтепроводами и образующими систему k_НП=1,05;

- однониточных нефтепроводов, подающих нефть к нефтеперерабатывающему заводу, а также однониточных нефтепроводов, соединяющих систему k_НП=1,07;

- однониточных нефтепроводов, подающих нефть от пунктов добычи к системе трубопроводов k_НП=1,10.

Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле:

(2.8)

где w₀ –рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки (м/с), определяемая из графика.

Рис. 2.1 Зависимость рекомендуемой скорости перекачки от производительности нефтепровода

По значению D₀ принимается ближайший стандартный наружный диаметр D_н. Значение D_н можно также определять по таблице 2.1.

Таблица 2.1