Оглавление

Исходные данные 1

Предварительный расчет 3

Выбор насосного оборудования и определение количества насосных станций. 10

Экономический расчет 11

Уточнение глубины залегания нефтепровода 16

Определение толщины стенки 17

Уточненный гидравлический расчет 20

Расстановка станций 20

Раскладка труб по толщине стенки 22

Теплогидравлический расчет в зимний период 23

Теплогидравлический расчет в летний период 25

Регулирование режима работы насосных станций при отключении НПС-2 27

Список использованной литературы 31

Исходные данные

1. Годовой объем перекачки 32,5 млн.т.

2. Способ прокладки – подземный (1-й терр. р-н)

3. Плотность при 20˚C 820 кг/м³

4. Коэффициент кинематической вязкости нефти:

• 21 сСт при 0˚С

• 16 сСт при 20˚С

5. Минимальная температура грунта:

• -3˚С на глубине 1,0 м

• 0˚С на глубине 1,6 м

6. Максимальная температура грунта:

• +6˚С на глубине 1,0 м

• +2˚С на глубине 1,6 м

7. Данные для построения сжатого профиля трассы.

Отметка по трассе (км)	0	15	54	63	102	117	149	161
Высотная отметка (м)	134	90	200	135	240	168	272	196

197	209	227	260	287	308	335	353	389	401	429	459	492	519
293	228	281	217	250	188	180	118	167	136	180	160	125	180

Предварительный расчет

1) Определяем производительность нефтепровода. При определении расчётной пропускной способности режим работы магистральных нефтепроводов должен приниматься непрерывным, круглосуточным. Расчётное время работы магистрального нефтепровода (фонд рабочего времени) с учётом остановок на регламентные и аварийно-восстановительные работы должно приниматься равным 8400 часов или 350 дней в году.В соответствии с РД 153-39.4-113-01 «Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов», производительность нефтепровода определяется с учетом коэффициента неравномерности перекачки. Для однониточных нефтепроводов, подающих нефть от пунктов добычи к системе трубопроводов, этот коэффициент .

(млн. тонн/год),

где G - годовой объем перекачки, млн.т.

В соответствии с РД 153-39.4-113-01 «Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов», исходя из годового объема перекачки, определяем по таблице «Наружный диаметр трубопровода» (РД-23.040.00-КТН-110-07 (табл. 6.2)).

Таблица 1. Выбор диаметра ТП.

Пропускная способность нефтепровода, млн. т/год	Диаметр (наружный), мм	Скорость движения нефти, м/сек
23,2	720	2,5
30,2	820	2,5
56,2	1020	3,0

Расчет основных параметров будем производить для минимальной и максимальной температур на глубине заложения до оси трубопровода. Расстояние от верхней образующей трубы до поверхности земли для диаметров более 1000 мм равно 1 м, до 1000 мм. – 0,8м. (СНИП 2.05.06-85* (раздел 5))

2) Построим графики распределения температуры по глубине заложения, считая, что распределение линейно.

ΔTmin. [м]	2,0
ΔTmax.[м]	4,0

	Таблица 2. Расчет температуры по глубине заложения
Глуб. зал-я, [м]	Тгр. min [˚С]	Tгр. max [˚С]
0,1	-7,5	12,0
0,2	-7,0	11,3
0,3	-6,5	10,7
0,4	-6,0	10,0
0,5	-5,5	9,3
0,6	-5,0	8,7
0,7	-4,5	8,0
0,8	-4,0	7,3
0,9	-3,5	6,7
1	-3,0	6,0
1,1	-2,5	5,3
1,2	-2,0	4,7
1,3	-1,5	4,0
1,4	-1,0	3,3
1,5	-0,5	2,7
1,6	0,0	2,0
1,7	0,5	1,3
1,8	1,0	0,7
1,9	1,5	0,0
2	2,0	-0,7

Таблица 3. Расчет глубины заложения.

D1	D2	D3
0,72	0,82	1,02
Н1	Н2	Н3
1,16	1,21	1,51

Коэффициент вискограммы.

0,013597 ,

где - вязкость нефти при температуре, сСт;- вязкость нефти при температуре, сСт.

Определим расчётные значения плотности и вязкости перекачиваемой нефти на глубине приблизительно 1 м. После окончательного выбора диаметра нефтепровода и глубины заложения значения плотности и вязкости нефти будут пересчитаны. Расчет производится по среднемесячной температуре по каждому месяцу. Будем считать, что распределение температуры по глубине грунта линейное. С помощью MS Excel построим графики распределения температур по месяцам для глубины заложения нефтепровода 1м:

Таблица 4. Распределение температур по месяцам.

Месяц	Температура	Месяц	Температура
Январь	-3	Июль	6
Февраль	-1,5	Август	4,5
Март	0	Сентябрь	3
Апрель	1,5	Октябрь	1,5
Май	3	Ноябрь	0
Июнь	4,5	Декабрь	-1,5

После окончательного выбора диаметра нефтепровода и глубины заложения значения плотности и вязкости нефти будут пересчитаны. Расчет производится по среднемесячной температуре по каждому месяцу. Будем считать, что распределение температуры по глубине грунта линейное.

Расчетное значение вязкости равно:

, где

–вязкость по каждому месяцу.

Таблица 5. Распределение вязкости по месяцам.

21,87	21,43	21,00	20,58	20,16	19,75	19,35	19,75	20,16	20,58	21,00	21,43

Расчетное значение плотности равно:

, где

–плотность по каждому месяцу,

–температурная поправка для плотности при 20ºC, равной

(из ГОСТ 3900-85)

Таблица 6. Плотность согласно ГОСТ 3900-85

Плотность ,	Коэффициент ,	Плотность ,	Коэффициент ,
700-719	0.001225	820-839	0.000882
720-739	0.001183	840-859	0.000831
740-759	0.001118	860-879	0.000782
760-779	0.001054	880-899	0.000734
780-799	0.000995	900-919	0.000688
800-819	0.000937	920-939	0.000645

836,63	835,55	834,46	833,38	832,30	831,21	830,13	831,21		832,30		833,38		834,46		835,55

Таблица 7. Распределение плотности по месяцам.

Секундная пропускная способность нефтепровода:

.

Суточная пропускная способность нефтепровода:

.

Рассчитаем объем резервуарных парков.

Головная нефтеперекачивающая станция магистрального нефтепровода должна располагать емкостью в размере от двухсуточной до трехсуточной производительности нефтепровода.

На НПС с емкостью, расположенных на границе эксплуатационных участков, а также в месте перераспределения потока нефти между нефтепроводами должна предусматриваться резервуарная емкость в размере 0,3-0,5 суточной производительности нефтепроводов. При выполнении приемосдаточных операций на НПС резервуарная емкость должна быть в пределах 1,0-1,5 суточной производительности нефтепровода.

Резервуарный парк в начале эксплуатационного участка:

,

.

Для комплектации резервуарных парков выбираем резервуары РВСп-50000 (вертикальные стальные на 50тыс.м³ с понтоном). Коэффициент использования емкости равен 0.85.По приведенным выше расчетам устанавливаем следующее количество резервуаров: 9 штук.

Скорость прохождения нефти по нефтепроводу:

Одно из полученных значений скорости (V₁) превышает предельное значение V₁> 3,0)

Число Рейнольдса:

;

.

Согласно РД 153-39.4-113-01 в расчетах гидравлических потерь коэффициент гидравлического сопротивления должен определяется в зависимости от числа Рейнольдса. При найденных выше числах Рейнольдса коэффициент гидравлического сопротивления рассчитывается по формуле:

Для выбранных диаметров коэффициент гидравлического сопротивления равен:

;

;

Гидравлический уклон:

Длина участка нефтепровода:

,

где – соответственно координата первой и последней точек трассы нефтепровода, км.

Потери напора на трение на всем участке нефтепровода:

h = 1.02i·L+z,где

Δz =180-134= 46 м – разность отметок конца и начала трубопровода;

1.02 - коэффициент, учитывающий местные сопротивления в трубопроводе, принимаем потери напора на местные сопротивления 2% от потерь на трение.

h₂ =1.02^.0.008837·519·10³ +46 = 4724,248 м;

h₃ =1.02^.0.003062·519·10³ +46 = 1666,917м.