Проектирование нефтепровода "Ухта–Ярославль (511–711 км)" с грузопотоком G=18,5 млн. тонн/год
2. Технологический расчет трубопровода с выбором оптимального диаметра
Для сравнения экономически наивыгоднейших параметров подбираются два конкурирующих диаметра трубопровода и для них производятся механический и полный технологический расчёты. Для сравнения выбираем диаметры 720 мм и 630 мм.
В дальнейшем все расчёты до выбора оптимального диаметра ведутся параллельно для всех трёх диаметров. Здесь приведены расчёты только для диаметра 820 мм. Результаты расчётов по всем диаметрам сведены в таблицу 1.
Найдём глубину заложения нефтепровода. Расстояние от поверхности грунта до верхней образующей нефтепровода принимают равной 0,8 м.
Расстояние от поверхности грунта до верхней образующей нефтепровода 800 мм.
Нz = 800 + Dнар/2 , (15),
где Нz - глубина заложения оси нефтепровода, мм;
Dнар - наружный диаметр нефтепровода, мм; Dнар = 820 мм.
Нz = 800 + 820/2 = 1210 мм.
Расчет трубопровода на прочность
Выберем марку стали материала трубопровода 17ГС со следующими прочностными характеристиками: предел прочности не менее 510 МПа, предел текучести не менее 353 МПа /1, с.628/.
Расчётная толщина стенки трубопровода
д = , (16) /1, с.102/
где д - толщина стенки трубопровода, мм;
n - коэффициент надёжности по нагрузке; n = 1,15 /1, с.102/;
R1 - расчётное сопротивление, МПа.
Расчётное сопротивление
R1 =, (17) /1, с.102/
где - нормативное сопротивление растяжению, предел прочности, МПа;
= 510 МПа;
m - коэффициент условия работы трубопровода; m = 0,9 /1, с.102/;
к1 - коэффициент надёжности по материалу; к1 = 1,55 /1, с.103/;
кн - коэффициент надёжности по назначению трубопровода; кн = 1.05 /1, с.103/.
R1 = = 297.376 МПа.
д = = 8.5 мм.
Полученное значение д является стандартным д = 8.5 мм /1, с.629/.
Проверим, нет ли осевых сжимающих напряжений упр N , МПа в трубопроводе по формуле
упр N = - б ? Е ? Дt + 0.25? , (18), /1, с.104/
где б - коэффициент линейного расширения материала труб, град-1;
б = 1,2 ? 10-5 град-1;
Е - модуль упругости, МПа; Е = 2,05? 105 МПа;
Дt - расчётный температурный перепад, 0С.
Дt = tmax гр. - tmin гр. (19),
Дt = 8 - 1.5 = 6.50C.
Если Дt < 400C, то Дt = 400C.
упр. N = - 1,2 ? 10-5 ? 2,05? 105 ? 40 + 0,25? = 50.98 МПа.
Если упр. N ? 0, то осевые сжимающие напряжения отсутствуют
Далее проверяется прочность подземного трубопровода по условию:
упр. N ? Ш2· R1, (20), /1, с.109/
где Ш2 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях.
Если упр. N ? 0, то Ш2=1.
50.98 ? 297.376 МПа.
Вывод: Так как условие выполняется, то трубу с диаметром 820 мм и толщиной стенки 8.5 мм можно использовать для сооружения магистрального нефтепровода.
Расчёт режима потока нефти
Режим движения потока в трубопроводе характеризуется числом Рейнольдса
Re = , (21), /1, с.132/,
где Re - число Рейнольдса;
Qc - объёмный секундный расход, м3/с; Qc=0,693 м3/с;
Dвн - внутренний диаметр нефтепровода, м; Dвн = 0,803 м;
нt - кинематическая вязкость нефти, м2/с; н1,5 = 0.17? 10-3 м2/с .
,
Т.к. Re>2320, то режим течения турбулентный.
Далее выбираем зону трения. Границами этих зон являются переходные числа Рейнольдса. Re1пер=10/е, Re2пер=500/е,
где е=к/Dвн, следовательно:
Re1пер= (22), /1, с.133/
где k - эквивалентная шероховатость трубы, мм; k= 0,03 мм.
Режим течения является турбулентным в зоне гидравлически гладких труб, так как выполняется следующее условие:
2320 < Re < Re1пер,
2300 < 6467 < 267667.
Гидравлический уклон находим из выражения:
i=, (23) /1, с.135/
где -коэффициент гидравлического трения для зоны гидравлически гладких труб
, (24), /1, с.133/
.
i ==0,0042 м/м.
Для определения полной потери напора в трубопроводе необходимо найти расчетную длину трубопровода. Для этого необходимо определить существование перевальной точки. Из приложение №1 видно, что lр = 200 км.
Расчётная подача насосной станции
Найдём полную потерю напора в трубопроводе
Рассчитаем капитальные затраты на строительство участка нефтепровода
Клс = Ктр · Кт · , (25)
где Клс - капитальные затраты на строительство участка нефтепровода, ;
Ктр - капитальные затраты на строительство участка нефтепровода, ;
Ктр = 27917 .;
Кт - поправочный коэффициент, учитывающий топографические условия трассы;
Кт =1,0, так как трасса проходит по низменно - холмистой местности /1, с.69/;
l - протяжённость участка нефтепровода, проходящего с территориальным коэффициентом, км; l = 200 км;
Ктер - территориальный коэффициент района, по которому проложен
участок нефтепровода; Ктер = 1,14 /1, с.36/.
Клс = 28467 · 1 · = 32452.
Затраты на нефтепровод при эксплуатации
Эл = ( б4 + б2 ) · Кл + [( б3 + б1 ) · Кст + Зэ + Зт + Зз +П ] · nст (26), /2,с.62/
где Эл - эксплуатационные затраты для рассматриваемого вида транспорта,/год.
Кл - капитальные вложения в линейную часть, ;
Кст - капитальные вложения в насосную станцию, ;
Кст =2170 /1, с.33/;
б1 , б2 - годовые отчисления на амортизацию станции и линейную часть соответственно % /год; б1 = 8,5 % /год; б2 = 3,5 % /год;
б3 , б4 - годовые расходы на текущий ремонт станций и линейной части соответственно %/год; б3 = 1,3 %/год; б4 = 0,3 %/год;
Зз - заработная плата обслуживающему персоналу, /год;
Зз = 80 /год;
Зт - затраты на воду, горюче-смазочные материалы, /год на 1 станцию;
Зт = 5 /год;
Зэ - затраты на электроэнергию, /год;
Кл = Сл · l·Кт·Ктер = 91.1 · 200· 1·1,14 = 20771 . (27), /1,с.33/
где Сл - стоимость одного километра трубопровода, ;
Сл = 91.1 .
Кст = 2170·1·1,14=2473,8
Затраты на электроэнергию
Зэ = , (28)
где G - объём годовой перекачки, т/год; G = 18.5 · 106 т/год;
Кс - коэффициент, учитывающий снижение расхода электроэнергии при сезонном регулировании перекачки; Кс = 1;
зн , зэ - соответственно к.п.д. насоса и электродвигателя; зн = 0,89, зэ = 0,95;
Nс - расход электроэнергии на собственные нужды насосной станции,
кВт·ч/год; Nс = 2 · 10 6 кВт·ч/год;
Сэ - стоимость одного кВт·ч электроэнергии, ; Сэ = 2,07 · 10 -5 ;
П - прочие расходы /год, которые составляют 20 % от заработной платы,
П = 20 /год.
Зэ = = 825.3/год
Эл = ( 0,003 +0,035 ) · 20771 + [( 0,013 + 0,085 ) · 2473,8 + 825.3+ 5 +80 + 20 ] · 2 = 3135 .
Приведённые затраты для участка нефтепровода
Sл = 0,12 · 32452 + 3135 = 7029 .
Таблица 1
№№ пп |
Параметр |
Варианты |
|||
1 |
2 |
3 |
|||
1 |
2 |
3 |
4 |
6 |
|
1. |
D, мм |
630 |
720 |
820 |
|
2. |
Марка стали |
12Г2С |
17ГС |
17ГС |
|
3. |
, МПа |
490 |
510 |
510 |
|
4. |
m |
0,9 |
0,9 |
0,9 |
|
5. |
k 1 |
1,4 |
1,47 |
1,47 |
|
6. |
kH |
1.05 |
1.05 |
1.05 |
|
7. |
R1, МПа |
300 |
297.38 |
297.376 |
|
8. |
Р, МПа |
5.5 |
5.5 |
5.5 |
|
9. |
n |
1,15 |
1,15 |
1,15 |
|
10. |
, мм |
6,50 |
7,5 |
8.5 |
|
11. |
, мм (станд) |
8 |
7.5 |
8.5 |
|
12. |
, МПа |
22.96 |
50.24 |
50.98 |
|
13. |
Dвн, мм |
614 |
705 |
803 |
|
14. |
Re |
8457.6 |
7365.9 |
6467 |
|
15. |
k, мм |
0,03 |
0,03 |
0,03 |
|
16. |
Re1 |
204667 |
235000 |
267667 |
|
17. |
i, м/м |
0,015 |
0,0078 |
0,0042 |
|
18. |
Перевальная точка |
нет |
нет |
нет |
|
19. |
L, км |
200 |
200 |
200 |
|
20. |
z, м |
43,2 |
43,2 |
43,2 |
|
21. |
Н, м |
3073.2 |
1618.8 |
892 |
|
22. |
Нст, м |
635.2 |
635.2 |
635.2 |
|
23. |
nст |
6 |
3 |
2 |
|
24. |
kт |
1 |
1 |
1 |
|
25. |
kтер |
1,14 |
1,14 |
1,14 |
|
26. |
Клс, тыс.руб. |
37765 |
31825.4 |
32452 |
|
27. |
Зэ, тыс.руб./год |
825.3 |
825.3 |
825.3 |
|
28. |
Э, тыс.руб./год |
7652 |
4190 |
3135 |
|
29. |
S, тыс.руб./год |
12184 |
8009 |
7029 |
Проведя, расчеты по трем диаметрам пришли к выводу, что трубопровод с диаметром d=820 мм наиболее выгодный.