база Уфимского Топливно Энергетического Колледжа / фсякий полезный и безполезный мусор / домашка / дз / мой расчет мм каеф Арман

Технологический расчет трубопровода

-массовый годовой план перекачки =22,3 млн т/год

-длина трубопровода L=1153 км

-высотная отметка начала трубопровода

-высотная отметка конца трубопровода

-

-вязкость при

- вязкость при

- расчетная температура

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

(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 W= 1,8 м/с;

- секундная пропускная способность трубопровода.

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

6. Для дальнейшего расчета выбираем еще два смежных диаметра, чтобы выполнялось условие

(8)

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

1) Основной НМ 3600-230

2)Подпорный НМП 3600-78

8. Значение рабочего давления развиваемое НПС

(9)

Где m_p– число рабочих магистральных насосов;

h_м и h_n– соответственно напор, м, развиваемый магистральным и подпорным насосами;

– допустимое давление нефтеперекачивающей станции.

Р = (

9. Находим значение толщины стенки трубы

(10)

Где n– коэффициент надежности по нагрузке n =1,15;

R₁– расчетное сопротивление металла трубы;

Р– рабочее давление в трубопроводе;

- наружный диаметр трубопровода.

(11)

Где σ_в– предел прочности металла трубы

σ_в1 =550 Мпа; σ_в2 =590 Мпа; σ_в3 =590 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;

.

10. Для каждого трубопровода определяем внутренний диаметр

(11)

Где - толщина стенки принимаемая по сортаменту;

- диаметр наружный.

11. Определяем фактическую скорость перекачки

(12)

Где - часовая пропускная способность трубопровода;

- внутренний диаметр трубопровода

12. Находим число Рейнольдса

(13)

Где - Фактическая скорость перекачки;

- внутренний диаметр трубопровода;

- кинематическая вязкость

(14)

Где - относительная шероховатость труб.

(15)

Где К – эквивалент шероховатости.

13. Значение коэффициента гидравлического сопротивления

(16)

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

14. Определение гидравлического уклона

(17)

Где i – гидравлический уклон.

15. Определение полной потери для каждого варианта

(18)

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

- расчетная длина трубопровода;

- высотная отметка начала трубопровода;

- высотная отметка конца трубопровода.

(19)

Где 1,05-коэффициент развития трассы.

16. Определение числа перекачивающих станций

(21)

Где – напор станции;

- чисто эксплуатационных участков ;

- значительный напор (до 115 м);

- остаточный напор (2040 м);

Н- полная потеря в трубопроводе.

(22)

17. Определение длины лупинга

(23)

Где i_л–гидравлический уклон лупинга;

- число станций;

– напор станции.

(24)

Где .

18. Определение капитальных затрат на сооружение трубопровода

(25)

Где -затраты на сооружение линейной части трубопровода;

- затраты на сооружения перекачивающих станций;

- сводный корректирующий коэффициент.

(26)

Где С – стоимость сооружения 1 км трубопровода;

- стоимость сооружения лупинга, значения С и выбираем из таблицы.

- длина трубопровода;

- длина лупинга.

(27)

Где - стоимость одной перекачивающей станции ;

- стоимость сооружения резервуарной емкости

;

- суммарный объем резервуарной емкости.

(28)

Где - плановый суточный объем перекачки по трубопроводу

(29)

Где - часовой объем перекачки.

(30)

Где -поправочный коэффициент ;

- региональный коэффициент .

19. Определение эксплуатационных расходов

(31)

Где - амортизационные отчисления и отчисления на текущий ремонт линейной части трубопровода ;

- амортизационные отчисления на текущий ремонт перекачивающих станций ;

- стоимость электроэнергии на станции;

- расходы на топливо, воду, смазку для одной перекачивающей станции,

- заработная плата работающих и прочие расходы,

(32)

Где - КПД магистральных насосов и их электродвигателей;

- расход электроэнергии на собственные нужды перекачивающей

станции;

- основная плата в год 1 кВт максимальной нагрузки на каждой перекачивающей станции.

20. Определение величины приведенных затрат для каждого вариант

(34)

Где Е – нормативный коэффициент капитальных вложений ;

К- капитальные затраты на сооружение трубопровода;

Э- Эксплуатационные расходы.

Вывод: Таким образом, с помощью технологического расчета магистральных нефтепроводов мы определили, что экономически самые выгодным является трубопровод с диаметром = 920 мм, толщиной стенки =6,5 мм и количеством насосных станций n= 2.