Проетирование нефтепровода (стр. 2 из 5)
k
- коэффициент надежности по назначению (согласно по табл. 11 [4] k =1,0 для всех диаметров). 
Принимаем стандартную величину стенки:
для труб Ø529 мм – 6 мм,
для труб Ø720 мм – 7,5 мм,
для труб Ø820 мм – 9 мм
4.2 Проверка на осевые сжимающие напряжения
,где:
коэффициент линейного расширения металла труб (для стали 
)Е – модуль упругости металла (Е
) 
расчетный температурный перепад.В нашем случае: Δt = tmax- tmin= 10ºС – (-2) ºС = 12ºС.
Поскольку Δt < 40ºС то примем Δt = 40ºС.
Т.к. во всех случаях
>0, то сжимающие осевые напряжения в трубопроводе отсутствуют и величина δ корректировки не требует.Далее проверяют прочность подземного трубопровода по условию:
где
– коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб при 
, равный единице: 
– верно, значит прочность подземного трубопровода обеспечена. 
-верно, значит прочность подземного трубопровода обеспечена. 
– верно, значит прочность подземного трубопровода обеспечена.5. Гидравлический расчёт
5.1 Определение расчетной часовой пропускной способности нефтепровода
где: NР – расчетное число суток работы нефтепровода (365 сут, [3]);
G – годовая пропускная способность нефтепровода, млн т/год.
. 
.5.2 Определение режима потока
Определим число Рейнольдса:
Переходные значения числа Рейнольдса:
Во всех случаях 2320<Re<Re1пер, следовательно, режим течения турбулентный (зонагидравлически гладких труб).
5.3 Определение гидравлического уклона
Определим гидравлический уклон по формуле:
,где β и m– коэффициенты, зависящие от режима движения потока жидкости, определяемые по таблице 8 [3]
Для режима гидравлически гладких труб β = 0,0247; m= 0,25.
5.4 Проверка существования перевальной точки
Из конечной точки профиля трассы трубопровода проводим линии гидравлических уклонов трубопроводов различных диаметров. Если хотя бы одна линия пересечет профиль, значит для трубопровода данного диаметра будет существовать перевальная точка. В нашем случае для всех трех конкурирующих диаметров перевальной точки не будет. Расчетную длину примем равной 50 км.
Рисунок 2. Сжатый профиль трассы и гидравлические уклоны разных диаметров
5.5 Определение полной потери напора
Полную потерю напора в трубопроводе определим по формуле:
,где: 1,01 – коэффициент, учитывающий потери напора в местных сопротивлениях;
Δhкон – величина подпора, необходимого в конечной точке трассы (примем 30 м);
∆z – разность отметок конца (или перевальной точки, если такая имеется на трассе трубопровода) и начала трубопровода;
Lрас – расчетная длина трубопровода.
Напор, развиваемый одной насосной станцией, должен быть не больше допустимого из условия прочности:
5.6 Определение числа насосных станций
Число насосных станций n определим приближенно по формуле:
,где: Hст – напор на выходе насосной станции, который должен быть не больше допустимого;
Δh– дополнительный напор, слагаемый из потерь в коммуникациях станции и величины передаваемого давления, требуемого для обеспечения работы основных насосов без кавитации. Согласно таблице 9 [3] Δh = 45 м;
H– полная потеря напора в трубопроводе.
. 
. 
.Оптимальное количество станций – n = 3, т. к. станции необходимо располагать на расстоянии 90 – 150 км друг от друга.
6. Определение капитальных, эксплуатационных и приведенных затрат
6.1 Расчет капитальных затрат
Капитальные затраты K вычислим по формуле:
,где: kт – поправочный коэффициент, учитывающий надбавку на топографические условия трассы. Согласно таблице 10 [3]
=1,18; 
– дополнительные капитальные вложения, учитывающие территориальный район прохождения трассы; 
– территориальный коэффициент, согласно по таблице 11 [3]
= 0,99;L
– протяженность i-того участка трубопровода, проходящего по району, к которому применяется территориальный коэффициент; 
– удельные капитальные вложения на 1 км трубопровода определяются в зависимости от диаметра трубопровода и от очереди строительства (в случае если строится лупинг параллельно действующей магистрали, затраты меньше) по таблице 12 [3]; 
, 
– капитальные вложения в строительство соответственно одной головной и одной промежуточной насосных станций. Также зависят от производительности станций. Определяются согласно таблице 13 [3]; 
– число промежуточных насосных станций на трассе трубопровода.ДляD1 = 529 мм:
