Газонефтепроводы

 

где:

- годовая производительность (по заданию) т/м³;

-плотность нефти  (по заданию) кг/м³);

-число рабочих дней – 354.

Определяем секундную  подачу:

 

где:

- часовая подача  нефти, м³ /ч

Определяем фактическую  скорость течения жидкости:

 

где:

- секундная подача  нефти, м³/с;

- внутренний диаметр, мм.

 Подбираем необходимую  марку насоса по часовой подаче. Выбираем магистральный насос - НМ 2500-230 и по выбранному насосу выбираем номинальную производительность.

Отклонения составят:

 

где:

- номинальная  производительность  насоса, м³/ч;

- часовая подача, м³/ч;

Определяем количество основных насосов:

 

Количество основных насосов -3 , резервных насосов – 1.

Марка основного насоса – НМ 2500-230;

Р- рабочее давление (по заданию), МПа;

-номинальный  напор насоса, принимаем Q-H диаграмме 225 м – верхний ротор.

Подбираем необходимую марку  насоса по часовой подаче.Выбираем подпорный насос – НПВ 2500-80.

Определяем количество подпорных  насосов:

 

Количество подпорных  насосов-1, резервных насосов-1.

Марка подпорного насоса - НПВ 2500-80

где:

- часовая подача  насоса м³;

- номинальная производительность  насоса, м³/ч;

Определяем необходимую  мощность привода основного насоса:

 

Определяем необходимую  мощность привода подпорного насоса:

 

где:

- часовая подача  насоса, м³/ч;

Н – напор насоса по диаграмме ;

- полный КПД  насоса принимаемый по Q-Hдиаграмме;

- плотность, перекачиваемой  нефти(по заданию),кг/м³;

g- скорость свободного падения, принимаем g= 9,81 м/с

Определяем мощность электродвигателя насосов с учётом коэффициента запаса и КПД электродвигателя

Для основных:

 

Для подпорных:

 

где: 
-коэффициент запаса, ;

- мощность привода  насоса, кВт

- КПД электродвигателя  насоса,

Определяем общую мощность приводов насосов:

 

Определяем общую мощность   электродвигателя   насосов:

 

где:

- мощность привода  насоса, кВт;

- мощность электродвигателя  основного насоса, кВт;

- количество основных  насосов, шт;

-  количество  подпорных насосов, шт.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.2.1.Гидравлический  расчёт.

Целью гидравлического расчёта  является определение потерь напора, при перемещении жидкости по трубопроводу, и количества перекачивающих станций.

 Режим движения жидкости  в нефтепроводе определяется  по рассчитанному внутреннему  диаметру и секундной подаче  нефти:

 

где:

- секундная подача  нефти, м³/с;

- внутренний диаметр, мм.

Определяем параметр Рейнольдса:

 

При режиме - в трубопроводе наблюдается ламинарный режим движения жидкости.

При режиме - ламинарный режим жидкости переходит в турбулентный режим движения жидкости.

это означает, что  в трубопроводе наблюдается   турбулентный режим движения жидкости.

Определяем зону относительной  шероховатости:

 

Где:

е – относительная шероховатость труб, е=0,1, е=

 и  - радиус и диаметр трубы, мм.

 

Определяем гидравлический коэффициент сопротивления по формуле  Блазиуса:

 

где:

Re- режим движения жидкости.

Определяем гидравлический уклон:

 

где:

- внутренний диаметр, м

U-  скорость течения жидкости, м/с;

g- скорость свободного падения, принимаем g= 9,81 м/с;

λ- коэффициент гидравлического  сопротивления.

Определяем потери напора в трубопроводе:

 

где:

- общая протяженность нефтепровода =510 км -510000 м;

- гидравлический уклон,  м.

Определяем потери напора местных сопротивлений:

 

где:

 потери напора  на местные соротивления, м.

Определяем общую потерю напора с учётом перепадов высот:

 

где:

20 м – необходимый напор  перед станцией, м;

перепад геодезических высот, = 100м.

Определяем количество перекачивающих насосных станций:

 

- напор, создаваемый  станцией;

- необходимый кавитационный  запас = 40 м

Для этого необходимо определить напор создаваемый станцией:

 

где:

- количество основных  насосов, шт;

- мощность привода  насоса, кВт.

Определяем количество перекачивающих насосных станций:

 

Определяем расстояние между  станциями:

 

где:

- общая  протяженность  трубопровода, км;

- количество перекачивающих насосных станций, шт.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.3.Теплотехнический  расчёт

Целью теплотехнического расчёта является:

• Определение температурного режима по длине трубопровода;
• Определение расстояния между подогревными станциями при перекачке высоковязких и застывающих нефтей;
• Регулирование режима перекачки по трубопроводу;

Температура в любой точке  нефтепровода определяется по формуле  В.Г.Шухова:

 

 

 

 

где:

- температура  нефтепродукта в сечении трубопровода  на расстоянии х отначального  пункта

- температура  грунта (по заданию);

t_н- начальная температура продукта, ;

t_к    - конечная температура продукта, ;

- натуральное число = 2,718;

К- коэффициент теплопередачи, принимаем К= 4,66;

С_р- теплоемкость при постоянном режиме, кДж/кгК

Для определения теплоемкости необходимо вычислить среднюю температуру  нефтепровода:

 

 

t_н- начальная температура продукта, ;

t_к    - конечная температура продукта, .

Определяем теплоемкость при постоянном режиме:

 

где:

- плотность нефтепродукта  по заданию, кг/ м³;

- средняя  температура нефтепродукта, К.

Определяем расстояние между  тепловыми станциями:

 

 

где:

С_р- теплоемкость при постоянном режиме, кДж/кгК

- плотность нефтепродукта  по заданию, кг/ м³;

- секундная подача  нефти, м³/с;

- внутренний диаметр, мм.

Определяем количество тепловых станций:

 

где:

- общая  протяженность  трубопровода, км;

- расстояние между тепловыми станциями, км.

 

 

 

 

 

 

          

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.4. Расчет катодной  защиты.

При защите от коррозии используют территориальное разделение анодного и катодного процессов. Трубопроводу подключают источник тока с дополнительным электродом заземлителем, с помощью  которого накладывают на трубопровод  внешний постоянный ток. В этом случае анодный процесс происходит на дополнительном электроде заземлителе. Катодная поляризация  подземных трубопроводов осуществляется с помощью наложения электрического поля от внешнего источника постоянного  тока. Отрицательный полюс источника  постоянного тока подключается к  защищенной конструкции, при этом трубопровод  является катодом по отношению к  грунту, искусственно созданный анодный  заземлитель к положительному полюсу.

1. Переходное сопротивление трубопровод-грунт к концу                            нормативного срока эксплуатации установок катодной защиты:

 

 где:  _. - начальное переходное сопротивление трубопровод-грунт, принимается равным 10 000 Ом·м²;

β – показатель скорости старения покрытия, принимает значения 0,116-0,133 1/год; для ориентировочных расчетов β следует принимать равным 0,125 1/год;– нормативный срок эксплуатации устройств катодной защиты;

 

где: σ₁ – норма амортизационных отчислений, идущая на полное восстановление основных фондов, принимается равной 10,5%/год.

2. Среднее значение переходного  сопротивления трубопровод-грунт:

 

где: - начальное переходное сопротивление трубопровод-грунт, принимается равным 10 000 Ом·м²;

β – показатель скорости старения покрытия, принимает значения 0,116-0,133 1/год; для ориентировочных расчетов β следует принимать равным 0,125 1/год;– нормативный срок эксплуатации устройств катодной защиты.

Сопротивление изоляции трубопровода на единице длины к концу

нормативного срока эксплуатации устройств катодной защиты:

 

где: Переходное сопротивление трубопровод-грунт;

D_н – наружный диаметр трубопровода, (м), (по заданию).

4.среднее сопротивление  изоляции трубопровода на единице  длины

 

где: D_н – наружный диаметр трубопровода, (м), (по заданию);

Среднее значение переходного сопротивления трубопровод-грунт(Ом·м²).

5. Продольное сопротивление  единицы длины трубопровода:

 

где: δ_н – толщина стенки трубопровода, (м);

ρ_ст – удельное электрическое сопротивление трубной стали; если марка неизвестна, то ρ_ст = 0,245 ^. 10^-6 Ом·мм²/м;

D_н – наружный диаметр трубопровода, м (по заданию)

6. Входное сопротивление  трубопровода, среднее за нормативный  срок эксплуатации катодной установки:

 

где:Продольное сопротивление единицы длины трубопровода (;                        среднее сопротивление изоляции трубопровода на единице длинык концу нормативного срока (

 

где:  Продольное сопротивление единицы длины трубопровода (;                Сопротивление изоляции трубопровода (

7. Постоянная распределения  потенциалов и токов вдоль  трубопровода к концу нормативного  срока эксплуатации катодных  установок: 

Продольное сопротивление  единицы длины трубопровода (;              Сопротивление изоляции трубопровода (

8. Максимальный E_max и минимальный E_min наложенные защитные потенциалы:

 

 

где:  E_maxp и E_minp – максимальный и минимальный расчетные защитные потенциалы, равные соответственно -1,1 и -0,85 В;

E_ест – естественный потенциал трубопровода по отношению к медносульфатному электроду сравнения, равный - 0,55 В.

9. Задавшись удалением  анодного заземления у от магистрального  трубопровода, определяем:

а) коэффициент, учитывающий  влияние смежной станции катодной защиты (СКЗ):

 

где:  Максимальный E_max и минимальный E_min наложенные защитные потенциалы:

Продольное сопротивление  единицы длины трубопровода к концу

нормативного срока (Ом);

ρ_гр – удельное сопротивление грунта (Омм), (по заданию);

у - расстояние от анодного заземления до МТ(м), (по заданию);

б) протяженность зоны защиты трубопровода одной СКЗ к концу  нормативного срока эксплуатации катодных установок:

 

где:  Максимальный E_max и минимальный E_min наложенные защитные потенциалы;

продольное сопротивление единицы длины трубопровода к концу нормативного срока (Ом);

ρ_гр – удельное сопротивление грунта (Омм), (по заданию);

у - расстояние от анодного заземления до МТ (м), (по заданию).

в) среднее значение силы тока в цепи катодной станции при R_вх = R_вх.ср:

 

где:

E_max - Максимальный наложенный защитный потенциал;

ρ_гр – удельное сопротивление грунта (Омм), (по заданию);

у - расстояние от анодного заземления до МТ (м), (по заданию);

- Входное сопротивление  трубопровода (Ом);

значение силы тока в конце  расчетного периода при R_вх = R_вх.ср:

 

где:  E_max - Максимальный наложенный защитный потенциал

ρ_гр – удельное сопротивление грунта (Омм), (по заданию);

у -расстояние от анодного заземления до МТ (м), (по заданию);

Продольное сопротивление  единицы длины трубопровода к  концу нормативного срока (Ом).

г) сопротивление растеканию тока с одиночного вертикального  анода:

 

где: ρ_гр – удельное сопротивление грунта (Омм), (по заданию);

l_a ,d_a – длина и диаметр анода , по приложению 8, м;

е) оптимальное число в  конструкции анодного заземления

 

где: w_э = 200 тнг/кВт·ч; w_а = 200000 тнг/кВт·ч – соответственно стоимость 1 кВт·ч электроэнергии и стоимость одного анода с установкой; η_с – коэффициент полезного действия станции, определяемый как отношение номинальной мощности к потребляемой, ориентировочно значение η_с можно принять в пределах 0,57-0,63; η_э – коэффициент экранирования, определяемый для вертикальных анодов в зависимости от расстояния а между анодами в ряду и длины l_a анода; η_u – коэффициент использования анода, η_u = 0,75-0,95.