Материал: Проектирование газонефтепроводов, Методичка УГТУ

где λгр – коэффициент теплоотдачи грунта, Вт/м К;

dн – наружный диаметр газопровода, м;

hоэ – эквивалентная глубина заложения трубопровода, м.

Коэффициент теплоотдачи грунта λгр , Вт/м К, определяют из выражения

где hо – глубина заложения трубопровода от поверхности грунта, м;

в – коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в атмосферу, Вт/м2 К;

сн – толщина снежного покрова, м, обычно принимают сн = 0,3 м;сн – коэффициент теплопроводности снега, Вт/м К;

сн = 0,64 Вт/м К.

Глубина заложения трубопровода от поверхности грунта hо, м,

hо = 1 + dн/2. (72)

Коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в атмосферу в, Вт/м2 К,

21

где Ср – удельная теплоёмкость, кДж/кг К,

Сp = 1,695 + 1,838 10-3 Tср + 1,96 106 РсрТ3 0,1 , (75)

ср

Приведённая температура Тпр

Коэффициент гидравлического сопротивления трению для данного участка, λтр

Далее определяют давление в конце участка во втором приближении, РкII, МПа

При правильно выполненном расчёте должно выполняться неравенство

Если условие выполнено, окончательно принимаются значения давлений в газопроводе и определяется конечная температура газа на участке.

Конечная температура Тк, К,

22

где То – температура окружающей среды, К; Тн – начальная температура газа, К;

L – длина расчётного участка газопровода.

4. РАСЧЁТ УЧАСТКА МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА

Расчёт участка магистрального нефтепровода сводится к последовательному решению следующих задач:

–обработка исходных данных;

–технико-экономическое обоснование способа транспортировки нефти;

–расчёт нефтепровода на прочность (расчёт толщины стенки трубопровода, проверка на наличие осевых сжимающих напряжений);

–технологический расчёт (определение режима потока, определение гидравлического уклона, проверка существования перевальной точки и самотечных участков, определение количества насосных станций, расчёт сложного нефтепровода, в том числе расстановка лупингов и вставок по трассе нефтепровода графическим способом);

–определение капитальных, эксплуатационных и приведённых затрат (определение капитальных затрат, определение эксплуатационных затрат, определение приведённых затрат);

–выбор основного оборудования НПС (выбор магистральных насосов, выбор подпорных насосов, выбор электродвигателей для насосов);

–построение совмещённой характеристики трубопровода и насосных станций (в том числе построение суммарной напорной характеристики всех рабочих насосов).

Построение гидравлического уклона, расстановка насосных станции, определение самотечного участка и расстановку лупингов и вставок по трассе нефтепровода требуется осуществить графическим способом на формате А1

сучётом рекомендаций источника [6], и оформлены в соответствии с требованиями, предъявляемыми к ЕСКД и рекомендациями [2, 3].

Определение капитальных, эксплуатационных и приведённых затрат и построение совмещённой характеристики трубопровода и насосных станций необходимо проводить с учётом рекомендаций [6].

4.1 Обработка исходных данных

Расчёт магистрального нефтепровода при его проектировании ведётся для самых невыгодных условий, каковыми являются зимние условия с наиболее

23

низкими температурами. Свойства нефти определяются при минимальной температуре грунта.

Глубина заложения оси нефтепровода Н3, мм,

Н3 = Dн / 2 + 800, (85)

где Dн – наружный диаметр трубопровода, мм, принимаемый в зависимости от производительности в соответствии с Приложением 2.

Секундный расход при расчётной температуре Qc, м3/с,

4.2Технико-экономическое обоснование способа транспортировки нефти

Втехнико-экономическом обосновании строительства нефтепровода сопоставить возможные в рассматриваемом случае способы транспорта нефти между заданными пунктами по приведённым затратам при следующих условиях:

–длина трубопровода – L, км;

–расход – G, млн т/год;

–плотность при 20 С – 20, кг/м3;

–кинематическая вязкость при 20 С – 20, м2/с;

–кинематическая вязкость при 10 С – 10, м2/с;

–температура окружающей среды – tокр. ср, С;

–максимальная температура грунта – tгр. max, С;

–минимальная температура грунта – tгр. min, С;

–разность отметок конца и начала трубопровода – Z, м. Капитальные затраты в трубопроводный транспорт Ктр, тыс. руб.

где СЛ удельные капитальные вложения на 1 км трубопровода, тыс. руб./км;

Lтр расстояние транспортировки по трубопроводу, км;

24

l длина эксплуатационного участка, км;

Сгс капитальные вложения, в одну головную нефтеперекачивающую станцию (ГНС) без резервуарного парка; тыс. руб.;

Спс капитальные вложения в одну промежуточную нефтеперекачивающую станцию (ПНС) без резервуарного парка, тыс. руб.;

Спср капитальныевложенияводнуПНСсрезервуарнымпарком, тыс. руб.

Определяем число насосных станций. Объёмный секундный расход QС , м3/с,

где G ‒ расход, млн т/год.

Полагая, что режим потока турбулентный в зоне гидравлически гладких труб, найдём гидравлический уклон i, м/м,

Перерасчёт вязкости нефти на расчётные условия (вязкость при расчётной температуре) ведём по следующей формуле νt , м2/с,

25