2 Расчетная часть

2.1 Технологический расчет

Исходные данные для расчета:

• массовый годовой план перекачки =58 млн т/год

• длина трубопровода L=4740 км

• высотная отметка начала трубопровода

• высотная отметка конца трубопровода

• плотность транспортируемой нефти

• вязкость при

• вязкость при

• расчетная температура

Решение:

1. Определение глубины заложения трубопровода и температура:

, (1)

где – наружный диаметр трубопровода.

2. Значение плотности нефти при температуре :

, (2)

где – заданная плотность при заданной температуре

– расчетная температура

3. Значение кинематической вязкости ν, :

, (3)

где - заданная кинематическая вязкость при заданной температуре ;

u – показатель крутизны вязкостно-температурной кривой;

- расчетная температура;

- температура нефти при .

, (4)

где заданные кинематические вязкости при заданных температурах

.

4. Значение часовой и секундной пропускной способности трубопровода:

Рис. 10 Зависимость рекомендуемой скорости перекачки от плановой пропускной способности нефтепровода

, (5)

где - массовый годовой план перекачки;

– плотность продукта;

8400 – заданное время работы трубопровода в году.

, (6)

5. Значение внутреннего диаметра трубопровода:

, (7)

где W – рекомендуемая скорость перекачки, определяемая из графика рис. 10

W= 2,4 м/с;

- секундная пропускная способность трубопровода.

По расчетному значению принимается ближайшее в большую сторону значение наружного диаметра трубы

6. В соответствии с расчетной пропускной способность трубопровода выбираем основные и подпорные насосы:

1) 3 основных насоса НМ 5000–210

2) Подпорный НПВ 3600-78

7. Значение рабочего давления развиваемое НПС:

, (8)

где m_p– число рабочих магистральных насосов;

h_м и h_n– соответственно напор, м, развиваемый магистральным и

подпорным насосами;

– допустимое давление нефтеперекачивающей станции.

8. Находим значение толщины стенки трубы:

, (9)

где n– коэффициент надежности по нагрузке n =1,1;

R₁– расчетное сопротивление металла трубы;

Р– рабочее давление в трубопроводе;

- наружный диаметр трубопровода.

, (11)

где σ_в– предел прочности металла трубы, для стали 12ГСБ σ_в1 =550 Мпа;

m_у– коэффициент условий работы трубопровода, зависящий от его категории: для подземных магистральных нефтепродуктопроводов принятом m=0,9;

- коэффициент надежности по материалу, ;

- коэффициент надежности по назначению трубопровода .

9. Для каждого трубопровода определяем внутренний диаметр

, (10)

где - толщина стенки принимаемая по сортаменту;

- диаметр наружный.

10. Определяем фактическую скорость перекачки

(11)

где - часовая пропускная способность трубопровода;

- внутренний диаметр трубопровода

11. Находим число Рейнольдса

, (12)

где - Фактическая скорость перекачки;

- внутренний диаметр трубопровода;

- кинематическая вязкость

, (13)

где - относительная шероховатость труб.

, (14)

где К – эквивалент шероховатости.

13. Значение коэффициента гидравлического сопротивления , по формуле Блазиуса

, (15)

где - коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий от режима течения нефти в трубопроводе

14. Определяем потери напора на трение

, (16)

где: – расчетная длина нефтепровода, определяется по формуле 17.

(17)

15. Определение гидравлического уклона

, (18)

где i – гидравлический уклон.

16. Определение суммарной потери напора , м:

, (19)

где 1,02 – коэффициент, учитывающий потери напора в местных сопротивлениях линейной части трубопровода;

- высотная отметка начала трубопровода;

- высотная отметка конца трубопровода.

- чисто эксплуатационных участков ;

- остаточный напор (20-40 м);

17. Определение числа перекачивающих станций :

, (20)

Где – напор станции;

- значительный напор (до 115 м);

Н- полная потеря в трубопроводе.

, (21)

По проделанному расчету делаю вывод что оптимальным вариантом сооружения трубопровода является труба из стали 12ГСБ диаметром 1220 мм, толщиной стенки 13 мм с количеством насосных станций 35

Список использованных источников

1. Г. Г. Васильев Г. Е. Коробков «Трубопроводный транспорт нефти» Москва, «Недра–Бизнесцентр», 2002 г.– 407 стр.

2. Л. И. Быков, Ф. М. Мустафин «Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов» Санкт–Петербург, Недра, 2006 г. –824 стр.

3. А. В. Шадрина «Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» Томск, 2012 г.– 160 стр.

4. Р. А. Алиев «Сооружение и ремонт газонефтепроводов, газонефтехранилищ и нефтебаз» Москва, Недра, 1987 г.– 271 стр.

5. А. В. Громов «Строительство магистральных трубопроводов (линейная часть)» Киев, Будивельник, 1975 г.– 352 стр.

6. П. П. Бородавкин, В. Л. Березин «Сооружение магистральных трубопроводов» Москва, Недра, 1977 г.– 407 стр.