3.3 Гидравлический расчет нефтепровода

Вычислим среднюю скорость течения нефти:

(3.8)

где Q_с=Q/3600 – расчетная производительность перекачки, м³/с;

D – внутренний диаметр, м.

Режим течения нефти характеризуется числом Рейнольдса Re, значение которого для двух диаметров составляет:

. (3.9)

Значения переходных чисел Рейнольдса Re₁ и Re₂ определяем по формулам:

(3.10)

(3.11)

где – относительная шероховатость трубы;

k_Э – эквивалентная шероховатость стенки трубы. Для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации можно принять k_Э=0,0002 мм

;

.

;

Так как во всех случаях Re₁<Re<Re₂, режим течения нефти является турбулентным в зоне смешанного трения. Коэффициент гидравлического сопротивления  определим по формуле Альтшуля для двух диаметров трубопровода:

(3.12)

,

Потери напора на трение в трубопроводе для трассы вычислим по формуле

Дарси-Вейсбаха

Для D=1020мм (3.13) Для D=1220мм

Величина гидравлического уклона для магистрали вычисляется по формуле:

(3.14)

.

Суммарные потери напора в трубопроводе определяются по формуле:

H = 1,02h_ + z + N_Э h_ост. (3.15)

где 1,02 – коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода;

h_{ – потери напора на трение, м.}

z=z_К-z_Н – разность геодезических отметок, м;

N_Э – число эксплуатационных участков назначается согласно протя­женности эксплуатационного участка в пределах 400 – 600 км

h_ост – остаточный напор в конце эксплуатационного участка, который можно принять равным h_ост =30…40 м.

В расчетах принимаем N_Э=3, h_ост =40 м. Тогда суммарные потери напора для трассы составят

Для D=1020мм H = 1,0215727,9+11+3 40=16173,5 м

Для D=1220мм H = 1,026201,1+11+3 40=6456,1 м

3.4 Определение числа перекачивающих станций

Необходимое число нефтеперекачивающих станций для условий обеспечения расчетной производительности нефтепровода определим по формуле :

. где (3.14)

Н_ст=m_м*h_{м= 3*219,85=659,55}

При округлении числа НПС в меньшую сторону для трассы n1020=23, n1220=9 гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой дополнительного лупинга. Полагая, что диаметр лупинга и основной магистрали равны, режим течения в них одинаков (m=0,1), найдем значения коэффициента  и его длину ℓ_Л.

, (3.15)

где . (3.16)

При равенстве D = D_л величина .

;

км

Данные гидравлического расчета сводим в таблицу 3.2

Таблица 3.2-Расчетные величины гидравлического расчета магистрального нефтепровода

D,мм	W,м/с	Re		λ	i	Hтр, м	Н,м
1020	4,39	1118679,62		0,0139	0,0137964	16173,5	219,85
1220	3,05	931721,3183		0,0137	0,00543953	6456,1	219,85

Данные о числе перекачивающих станций приводим в таблице 3.3

Таблица 3.3- Определение числа перекачивающих станций

D,мм	no	nб	nм	Lлуп,км
1020	23,9	24	23	59,8
1220	9,2	10	9	32,8

3.5 Экономическое обоснование выбора трассы

Экономической составляющей выбора является приведенные затраты, т.е. годовые затраты на единицу трубопроводной системы, рассчитываются по формуле

, (3.17)

где Ен - процентная ставка банковского кредита, =0,15.

К- капитальные вложения;

Э- эксплуатационные расходы.

Капитальные вложения определяем по формуле

К= Клч + Кнпс, (3.18)

где Клч -капитальные вложения на линейную часть;

Кнпс -капитальные вложения на сооружение НПС.

Капитальные вложения на линейную часть определим как:

(3.19)

где Слч – стоимость сооружения МН, для диаметра 1020мм =180800руб/км, 1220мм=225500руб/км;

Lтр – длина трассы.

Трасса проходит в основном по глинистым грунтам с низким стоянием грунтовых вод. Имеются участки с песчаным и скальным грунтом. Так же имеются участки с высоким уровнем стояния грунтовых вод. При прохождении лесного массива проводим вырубку леса .

Характеристика грунтов трассы представлена в таблицах 3.4 и 3.5

Таблица 3.4-Инженерногеологические и инженерногидрогеологические условия трассы МН

Длина участка	Грунт	Стояние грунтовых вод	Пересечения с коммуникациями	К(1220)
47,65	Глинистый	Нижнее	Дорога с усовершенствованным покрытием	1,12
8,55	Глинистый	Высокое	нет	1,08
20,51	Песчаный	Высокое	Река 3 типа	1,26
5,07	Песчаный	Нижнее	Дорога с усовершенствованным покрытием	1,12
94,94	Глинистый	Нижнее	нет	1
127,11	Скальный	Нижнее	Дорога с усовершенствованным покрытием	1,12
39,4	Глинистый	Нижнее	нет	1
6,65	Песчаный	Высокое	нет	0,98
11,42	Глинистый	Высокое	нет	1,08
14,2	Скальный	Высокое	нет	1,1
35,16	Скальный	Нижнее	Дорога с усовершенствованным покрытием	1,12
70,69	Глинистый	Высокое	Дорога с усовершенствованным покрытием,лес	1,52
6,46	Песчаный	Высокое	нет	0,98
62,09	Глинистый	Высокое	Дорога с усовершенствованным покрытием, автострады	1,12
6,35	Песчаный	Высокое	Река 2 типа	1,23
6,18	Глинистый	Нижнее	нет	1
25,13	Глинистый	Высокое	Река 2 типа	1,23
240,47	Глинистый	Нижнее	Дорога с усовершенствованным покрытием,	1,12
29	Глинистый	Высокое	Лес, дорога с усовершенствованным покрытием	1,52
47,65	Песчаный	Высокое	Лес, дорога с усовершенствованным покрытием	1,52

Для диаметра 1220мм:

К=180800·(1,12*47,65+1,08*8,55+1,26*20,51+1,12*5,07+1*94,94+

+1,12*127,11+1*39,4+0,98*6,65+1,08*11,42+1,1*14,2+1,12*35,16+1,52*70,69+

+0,98*6,46+1,12*69,09+1,23*6,35+1*6,18+1,23*25,13+1,12*240,47+

+1,52*29+1,52*47,65)= 310776356руб.

Остальные результаты расчетов приведены в таблице 3.6 и 3.7.

Капитальные вложения на линейную часть с лупингом определим как:

(3.20)

где Слуп – стоимость сооружения лупинга, для диаметра 1020мм =119600руб/км, для диаметра 1220мм =165600руб/км;

Так как мы округляем количество станций в меньшую сторону, то прокладываем лупинг с назначением увеличения конечного давления. Лупинг находится в конце перегонов и проходит по песчаному и глинистому грунту с низким и высоким стоянием грунтовых вод.

Lлуп – длина лупинга

К=180800·(1,12*47,65+1,08*8,55+1,26*20,51+1,12*5,07+1*94,94+

+1,12*127,11+1*39,4+0,98*6,65+1,08*11,42+1,1*14,2+1,12*35,16+1,52*70,69+

+0,98*6,46+1,12*69,09+1,23*6,35+1*6,18+1,23*25,13+1,12*240,47+

+1,52*29+1,52*47,65)+(14,75*1+34,26*0,98)*165600= 319648343 руб.

Капитальные вложения на сооружение НПС определим как:

(3.21)

где Сгнпс – стоимость сооружения ГНПС,=16195000 руб;

Снпс – стоимость сооружения НПС,=3550000 руб/км;

Ср – стоимость сооружения резервуарного парка для диаметра 1020мм =27руб/м³, для диаметра 1220мм =23 руб/ м³.

Vрп – объем резервуарного парка;

n – количество станций.

Э- эксплуатационные расходы определяются по формуле

(3.22)

где S- себестоимость перекачки, в зависимости от диаметра для диаметра 1020мм =0,00065руб/км, для диаметра 1220мм =0,00062 руб/км.

Gгод- годовая производительность трубопровода.

руб

Для определения объема и количества резервуаров найдем сначала суточный объем резервуарных парков, в зависимости от протяженности трассы для ПНПС будет равен 3,5 от производительности трубопровода.

Vсут=3,5*Qсут

Vсут=3,5*295146,22=1,033011 тыс.м³

В соответствии с нормами проектирования суммарный объем резервуарных парков в системе магистрального нефтепровода определим по формуле:

(3.23)

где V_сут- суточный объем перекачки,

N_э- количество эксплуатационных участков,

n_у –число насосных станций на границе эксплуатационных участков.

(3.24)

где - коэффициент используемой емкости.

Результаты экономического расчета трассы, в зависимости от диаметра и числа станций для трассы сводим в таблицу 3.6

Таблица3.6-Результат экономического обоснования для трассы:

Трасса(D,наличие лупинга)	Клч	Кнпс	Э
D1020 без лупинга	233941715	147889374	62985000
D1020 c лупингом	242813702	156761361	71856987
D1220 без лупинга	310776356	125953768	60078000
D1220 c лупингом	319648343	134825755	68949987

В результате расчета оптимальной оказалась трасса с диаметром 1220мм.