- •Содержание
- •Введение
- •1.Нормы инженерного проектирования
- •1.1. Выбор категории магистральных нефтепроводов
- •1.2 Основные требования к трассе нефтепровода
- •1.3 Конструктивные требования к нефтепроводам
- •1.4 Подземная прокладка нефтепроводов
- •1.5 Защита нефтепровода от коррозии
- •1.6 Материалы и изделия для строительства магистрального нефтепровода
- •1.7 Испытание нефтепроводов
- •2. Основные показатели магистрального нефтепровода
- •2.1 Состав расчетов
- •2.2 Расчет толщины стенки трубопровода
- •2.3 Проверка на прочность подземного трубопровода в продольном направлении
- •2.4 Проверка на предотвращение недопустимых пластических деформаций (по 2 условиям)
- •2.5 Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении
- •3. Гидравлический расчет нефтепровода
- •3.1.Исходные данные для гидравлических расчетов.
- •3.2 Определение длины нефтепровода
- •3.3 Определение расчетной пропускной способности
- •3.4 Расчет диаметра нефтепровода
- •3.5 Построение эпюры рабочих давлений
- •3.6 Определение расчетной вязкости, плотности и температуры перекачиваемой нефти
- •3.7 Определение количества насосных станций и их размещение
- •3.8 Нефтеперекачивающие станции
- •3.9 Расчет переходных процессов
- •3. 10 Система защит по давлению, обеспечивающая безопасную эксплуатацию нефтепровода
- •3.11 Определение границ и протяженности технологических участков, количества и вместимости резервуарных парков.
- •Заключение
- •Список использованной литературы
3. Гидравлический расчет нефтепровода
3.1.Исходные данные для гидравлических расчетов.
В качестве исходных данных при выполнении гидравлических расчетов должны использоваться:
− координаты начального, конечного пунктов нефтепровода, ответвлений к промежуточным пунктам приема и сдачи нефти;
− сжатый профиль и план трассы нефтепровода;
− заданная годовая пропускная способность нефтепровода по участкам
нефтепровода и по этапам развития;
− расчетная вязкость и плотность нефти по участкам нефтепровода при расчетной температуре нефти помесячно;
− технические характеристики основного технологического оборудования (трубы, насосы, резервуары, запорная арматура, регулирующая арматура и т.д.) допустимого к применению.
Таблица 25 – Исходные данные
Qг, млн.т/год |
8 |
Длина трассы L, км |
560 |
Разность отметок начала и конца трубопровода AZ=Z2-Z1, м |
15 |
Средняя расчетная кинематическая вязкость при температурах грунта на глубине заложения трубопровода νp, м2/сек |
15.5∙10-6 |
Средняя плотность при данном диапазоне измерения температур ρ, т/м3 |
0, 700 |
Давление, развиваемое насосной станцией Р1 кгс/см2 |
58 |
Остаточное давление в конце перегона Р2, кгс/см2 |
2 |
Средняя абсолютная шероховатость для нефтепроводных труб после нескольких лет эксплуатации е, мм |
0,2 |
Толщина стенки трубы δ, мм (принимается из определения толщины стенки трубопровода) |
12 |
Наружный диаметр трубопровода D, мм |
530 |
Высота грунта над верхней образующей трубы h, м |
0,8 |
3.1.1. Секундный расход нефти:
, м3/с (37)
где Nг =354 дней - расчетное число рабочих дней для магистрального нефтепровода диаметром свыше 530 мм. [2,табл 5.1]
3.1.2. Внутренний диаметр трубопровода:
d = D -2∙δ=530-2∙12=506 м (38)
3.1.3. Средняя скорость течения нефти по трубопроводу рассчитывается по формуле:
, м/с. (39)
3.1.4. Проверка режима течения:
(40)
По необходимости, находим ReI и ReII:
(41)
(42)
где ε - относительная шероховатость труб:
(43)
Определяем зону и режим течения трубопровода.
ReI Re ReII
25300 < 44817 < 1265000, следовательно, зона смешанного трения
3.1.5. Находим коэффициент гидравлического сопротивления
(44)
3.1.6. Гидравлический уклон находим по формуле:
(45)
3.1.7. Потери напора на трение в трубопроводе:
м (46)
Потери напора на местные сопротивления:
(47)
Полные потери напора в трубопроводе:
м (48)