артість одиниці механічної енергії і к.к.д. насосно-силових агрегатів;
Сп і ? н - вартість одиниці теплової енергії та к.к.д. підігрівальні системи.
До групи II чинників - конструктивні параметри трубопроводу - можна віднести зовнішній і внутрішній діаметри трубопроводу, глибину закладення трубопроводу в грунт, товщину шару теплоізоляції.
Вибір оптимальної глибини закладення нафтопроводів малих діаметрів може скласти самостійну техніко-економічне завдання. Для гарячих нафтопроводів великого діаметра, в яких переважає турбулентний режим течії і з збільшенням hтр різко зростає кошторисна вартість будівництва, доцільно приймати глибину закладення в грунт 1-1,1 м від верхньої твірної труби. Дослідження показали, що для таких трубопроводів збільшення hтр незначно впливає на тепловий режим перекачування. p align="justify"> Теплоізоляцію гарячих нафтопроводів приймають при різних конструктивних рішеннях - підземному прокладанні, наземної обвалці, підземної в траншеї. Виявлення економічної доцільності застосування теплоізоляції на трубопроводі часто є самостійною задачею. У разі застосування теплоізоляції в розрахунках необхідно враховувати ступінь її впливу на повний коефіцієнт теплопередачі k і на кошторисну вартість будівництва лінійної частини. p align="justify"> До групи III факторів (технологічні параметри перекачування) можна віднести, режим підігріву та розподілення теплового напору по трасі, гідравлічний режим перекачування і розподіл втрат напору по трасі, число і розстановку насосних станцій, робочі параметри теплових і насосних станцій, умови суміщення теплових і насосних станцій.
Продуктивність Q нафтопроводу є зазвичай заданою величиною. Якщо Q є шуканої величиною, при заданому діаметрі трубопроводу D, вона залежить від реологічних властивостей продукту, режиму перекачування і визначається за формулою:
(20)
Підігрів визначається максимальною tmax і мінімальної tmin температурою перекачування. У практиці проектування граничні межі підігріву та охолодження нафти часто визначаються залежно від температури початку кипіння (розгонки нафти) tp і температури застигання нафти tз. Прийнято встановлювати tmax на 5-100С нижче tp, а tmin - на 2-50С вище tз, Однак це не означає, що вибраний оптимальний режим підігріву нафти, оскільки він значною мірою залежить від реологічних властивостей продукту і в першу чергу від показника крутизни віскограмми і.
Підігрів проводиться на спеціально споруджуються теплових станціях. Таким чином, на відміну від ізотермічних нафтопроводів при розрахунку В«гарячихВ» нафтопроводів необходіморасстанавлівать не тільки насосні, а й підігрівальні станції. Схема такого нафтопроводу зображена на малюнку 3. p align="justify"> Нафта з п...
