2 Расчетная часть

Согласно задания необходимо произвести технологический расчет для выбора экономичного режима работы нефтепровода на данном участке и подбора насосов для замены оборудования.

2.1Расчет эквивалентного диаметра нефтепровода

Определение эквивалентного диаметра необходимо, так как меняется толщина стенки по всей длине трубопровода.

Определение эквивалентного диаметра для двух участков: первый НПС«Тюмень-3» - НПС «Исетское», а второй НПС «Исетское» - НПС «Юргамыш». Данные для расчета берутся из таблицы №1.

Таблица 2. 1

Перекачивающие станции по трассе нефтепровода

№п/п	Наименование	На каком км расположен	Высотные отметки, м	Рабочее давление, атм
				по проекту	фактически
1	Тюмень-3	0	74,6	73	51
2	Исетское	120	123,5	75	52
3	Юргамыш	252	165,5	Прием нефти

Эквивалентный диаметр рассчитываем по формуле:

(2.1)

где Dэкв - эквивалентный диаметр нефтепровода, м;

n – количество участков с разными толщинами стенок;

m – показатель режима течения нефти; принимаем m=0,25 (зона Блазеуса) (для всех берется постоянным).

- длина трубопровода, м (общая длина нефтепровода берется из задания);

-длина участка нефтепровода с одинаковой толщиной стенки, м (берется из задания);

- внутренний диаметр участка трубопровода с одинаковой толщинойстенки, м (берется из задания).

Далее производят расчет на лимитирующую способность при разных эквивалентных диаметрах.

2.2 Расчет лимитирующей способности нефтепровода

Необходимо определить пропускную способность каждого участка и наименьшаяиз них пропускная способность, будет являться лимитирующей пропускной способностью нефтепровода. Это необходимо для того, чтобы затем произвести технологический расчет.

(2.2)

где и - соответственно давление (допустимое) на выходе и на входе станции по уставкам, Па (исходные данные); - лимитирующая пропускная способность; - разность геодезических отметок конца и начала рассматриваемого участка, м(исходные данные); (для всех одинаковый); V – скорость течения жидкости, м/с.

Таким образом, лимитирующей производительностью принимаем наименьшую. Это и будет максимально допустимая производительность, с которой может работать трубопровод.

Далее по производим технологический расчет на лимитирующую производительность.

2.3 Технологический расчет нефтепровода

По технологическому расчету нефтепровода можно определитьполные потери напора по длине всего трубопровода, которые понадобятся для дальнейших расчетов.

Определяем режим течения нефти в нефтепроводе для двух участков:

(2.3)

где - расчетная кинематическая вязкость нефти, (исходные данные).

Далее определяем граничные значения Re:

(2.4)

(2.5)

где E - абсолютная шероховатость трубопровода, принимается по ВНТП-2-86, E=(0,1 – 0,2) мм.

Если 2320<Re<ReПЕР, то режим течения – турбулентный (зона Блазеуса).

Тогда m=0,25; ; . (2.6)

Если Re1<Re<Re2, то режим течения – турбулентный (зона смешанного трения). Тогда m=0,123; .

Определив - коэффициент гидравлического сопротивления, находим потери напора на трение в нефтепроводе по формуле Дарси – Вейсбаха:

; (2.7)

. (2.8)

где V – скорость течения нефти, м/с; g – ускорение свободного падения, g=9,81 м/с2. Гидравлический уклон характеризует потери напора на трение в трубопроводе на единицу длины трубопровода. Таким образом, имеем:

(2.9)

Уравнение баланса напоров системы НПС – трубопровод говорит о том, что напор, развиваемый станцией в начале перегона, расходуется на трение по длине перегона, на местные сопротивления, на преодоление разности геодезических отметок конца и начала перегона, и остаток напора служит подпором перед станцией в конце перегона, либо перед конечным пунктом. Т.к. трубопровод более 150 км, то принимаем потери на местные сопротивления равными 1% от потерь на трение по длине. Таким образом, имеем:

(2.10)

где hk - подпор перед станцией в конце перегона, м (равен 30м).

(2.11)

где Pвх.к - уставка защиты по давлению на отключение станции на входе в конечную станцию перегона, Па (исходные данные).

Определяем полные потери напора, суммируя напор на двух участках:

Затем проводим аналитическую проверку режимов работы НПС.