Проектирование нефтепровода "Ухта–Ярославль (511–711 км)" с грузопотоком G=18,5 млн. тонн/год

курсовая работа

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.

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.

Делись добром ;)