Содержание

1 Исходные данные для технологического расчета.

2 Гидравлический расчет магистрального нефтепровода………………….4

3 Выбор оптимального диаметра…………………………………………….8

4 Совмещенная характеристика нефтепровода и НПС…………………….12

5 Расстановка НПС по трассе трубопровода………………………………..13

Список использованных источников………………………………………..14

1 Исходные данные

G= 23 млн.т/год; длина трубопроводаL_тр = 1000 км; коэффициент развития трассы 1,1;

плотность нефтепродукта ₂₀ = 900 кг/ м³;вязкость приt₁ = -10 С; ₁= 0,9 стокс;

t₂= 20С; ₂ = 0,7 стокс; разность невелирных отметок Z = z₂ - z₁ =300 м;

район проложения – Ростов на Дону.

1.1 Определяем глубину заложения трубопровода и температуру на глубине заложения.

H=(0,8÷1) +D/2 (1)

D=820мм1

H= 1 + 0,82/2=1,51 м

t_p= 3,62

1.2 Определяем плотность нефти при температуре tp

=₂₀ – ( 1,825 – 0,001315×₂₀)×(t – 20) (2)

= 900 – (1,825 – 0,001315×900)×(3,6 – 20)=890 кг/м³

1.3 Определяем кинематическую вязкость по формуле Рейнольдса – Филонова.

= _ × e^{-u( tp- t)} (3)

U= 1/t₁ – t_ ×ln _/₁ (4)

U= 1/-10-20 × ln 0,7/0,9= 0,008

 = 0,7 × 2,7^{- 0,008(3,6- 20)} = 7,9 ×10^-5

1.4 Находим часовую пропускную способность нефтепровода.

Q_ч = G_r/8400×; (5)

G_r – годовой план перекачки;

 - расчетная плотность нефти;

8400 – расчетное число часов работы в году.

Q_ч = 23×10⁹/8400×890 = 3076 м³/ч

Определяем секундную пропускную способность нефтепровода

Q_c = Q_ч /3600 (6)

Q_c = 3076/3600 = 0,85 м³/с

2. Гидравлический расчет.

2.1 Определяем внутренний диаметр нефтепровода

D₀= 4Q/w; (7)

Q – секундная подача нефтеперекачиваючей станцией

По графику определяем w = 1,4 м/с

D₀ = 4 × 0,85/3,14 × 1,4 = 0,772 м

По ориентировочному значеию D₀ = 772 мм принимаем ближайший стандартный диаметр D₂ = 820 мм

2.2 Для дальнейшего расчета выбираем еще два смежных стандартных диаметра , чтобы выполнялось условие

D₁ < D₂ < D₃ (8)

720 мм < 820 мм < 920 мм

2.3 В соответствии с расчетной пропускной способностью нефтепровода выбираем основные и подпорные насосы

Q_ч =3076 м³/ч

1.Основной HM3600 – 230

2.Подпорный НПВ3600 – 90

2.4 Определяем рабочее давление развиваемое нефтеперекачивающими станциями при последовательном соеденении насосов.

p=  ×g(m_p × h_m + h_n)×10^-6 P_d (9)

h_m, h_n – соответственно напор, развиваемый магистральным и подпорным насосами.

m_p – число рабочих магистральных насосов;

P_d – допустимое давление нефтеперекачивающей станции.

Подпись

p = 890 × 9,8(3 ×230 + 90) × 10^-6  7,5 MПа

p = 5,4 MПа 7,5 MПа

2.5 Для каждого варианта трубопровода определяем необходимою толщину стенки трубы .

 = n × P × D/ 2 × ( R + n × P); (10)

Р – рабочее давление в трубопроводе;

n – коэффициент перегрузки рабочего давления

n = 1,15

R - расчетное сопротивление стали

D - наружный диаметр

R = _в × m_у/ К₁ × К_n (11)

_в – сопротивление расчетное стали на растяжение

m_у – коэффициент условия работы трубопровода; m_у = 0,9

К₁ – коэффициент надежности по материалам труб = 1,34  1,55

К_n - коэффициент надежности по назначению труб

При D < 1000 мм К_n = 1

D₁ = 720 мм

D₂ = 820 мм

D₃ = 920 мм

R₁ = 520 ×0,9/ 1,4 × 1 = 334 МПа ЮХГС

R₂ =520 × 0,9/ 1,4 × 1 = 334 МПа ЮХГС

R3 =480 × 0,9/ 1,4 × 1 = 309 МПа МГИ

₁; ₂; ₃ – уточняем по ГОСТ у

₁ = 1,15 × 5,4 × 720 / 2 × (334 + 1,15 × 5,4)= 7 мм

₂ = 1,15 × 5,4 × 820 / 2×( 334 + 1,15 × 5,4)=8 мм

₃= 1,15 × 5,4 ×920 / 2 ×( 309 + 1,15 × 5,4)= 9 мм