- •1. Классификация нефтепроводов. Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода
- •2. Перекачивающие станции. Основное оборудование перекачивающих станции
- •3. Эксплуатационные участки
- •4. Насосы применяемые на мн. Рабочие характеристики на и пс
- •5. Системы перекачки
- •6. Исходные данные для технологического расчета нп
- •7. Основные зависимости для гидравлического расчета нп и определения потерь напора
- •8. Потери напора на трение. Гидравлический уклон.
- •9. Перевальная точка и расчетная длина нп
- •10. Уравнение баланса напоров
- •11. Совмещенная характеристика нп и перекачивающих станций
- •12. Определение числа перекачивающих станций
- •13. Расчет нп с лупингами и вставками
- •14. Расстановка перекачивающих станций по трассе нп
- •16. Расчет нп при заданном положении пс
- •17. Расчет коротких трубопроводов
- •18. Изменение подпора перед станциями при изменении вязкости перекачиваемой нефти
- •19.Способы регулирования режимов работы цбн
- •20. Режим работы нефтепровода при отключении перекачивающих станций
7. Основные зависимости для гидравлического расчета нп и определения потерь напора
Расчетная часовая производительность нефтепровода определяется по формуле
где Gгод – годовая (массовая) производительность нефтепровода, млн. т/год;
– расчетная плотность нефти, кг/м3;
Nр – расчетное число рабочих дней (табл. 1.3).
Исходя из расчетной часовой производительности нефтепровода, подбирается основное оборудование перекачивающей станции (подпорные и магистральные насосы). По их напорным характеристикам вычисляется рабочее давление (МПа)
где g – ускорение свободного падения;
hп, hм – соответственно напоры, развиваемые подпорным
и магистральным насосами;
mм – число работающих магистральных насосов на
перекачивающей станции.
Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле
г
м3/ч
По значению Do принимается ближайший стандартный наружный диаметр Dн. Для дальнейших расчетов и окончательного выбора диаметра нефтепровода назначаются несколько (обычно три) смежных стандартных диаметра.
Для каждого значения принятых вариантов стандартных диаметров вычисляется толщина стенки трубопровода
где P – рабочее давление в трубопроводе, МПа;
np – коэффициент надежности по нагрузке (np=1,15);
R1 – расчетное сопротивление металла трубы, МПа
в – временное сопротивление стали на разрыв, МПа;
mу – коэффициент условий работы;
k1 – коэффициент надежности по материалу;
kн – коэффициент надежности по назначению;
Коэффициенты np, mу, k1, и kн находятся из [16].
Вычисленное значение толщины стенки трубопровода о округляется в большую сторону до стандартной величины из рассматриваемого сортамента труб.
Внутренний диаметр трубопровода определяется по формуле
D = Dн – 2.
Гидравлический расчет нефтепровода выполняется для каждого конкурирующего варианта. Результатом гидравлического расчета является определение потерь напора в трубопроводе.
Потери напора в трубопроводе
При перекачке нефти по магистральному нефтепроводу напор, развиваемый насосами перекачивающих станций, расходуется на трение жидкости о стенку трубы h, преодоление местных сопротивлений hмс, статического сопротивления из-за разности геодезических (нивелирных) отметок z, а также создания требуемого остаточного напора в конце трубопровода hост.
Полные потери напора в трубопроводе составят
H = h + hмс + z + hост. (1.10)
Следует отметить, что по нормам проектирования расстояния между линейными задвижками составляют 15…20 км, а повороты и изгибы трубопровода плавные, поэтому доля местных сопротивлений невелика. С учетом многолетнего опыта эксплуатации трубопроводов с достаточной для практических расчетов точностью можно принять, что потери напора на местные сопротивления составляют 1…3% от линейных потерь. Тогда выражение (1.10) примет вид
H = 1,02h + z + hост. (1.11)
Под разностью геодезических отметок понимают разность отметок конца и начала трубопровода z = zк – zн . Величина z может быть как положительной (перекачка на подъем), так и отрицательной (под уклон).
Остаточный напор hост необходим для преодоления сопротивления технологических коммуникаций и заполнения резервуаров конечного пункта (а также промежуточных перекачивающих станций, находящихся на границе эксплуатационных участков).
Потери напора на трение в трубопроводе определяют по формуле Дарси-Вейсбаха , либо по обобщенной формуле лейбензона
, где Lр – расчетная длина нефтепровода;
D – внутренний диаметр трубы;
w – средняя скорость течения нефти по трубопроводу;
Q – расход нефти.
– расчетная кинематическая вязкость нефти;
– коэффициент гидравлического сопротивления;
, m – коэффициенты обобщенной формулы Лейбензона.
Значения , и m зависят от режима течения жидкости и шероховатости внутренней поверхности трубы. Режим течения жидкости характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса
, (1.14)
При значениях Re<2320 наблюдается ламинарный режим течения жидкости. Область турбулентного течения подразделяется на три зоны:
-
Гидравлически гладкие трубы 2320<Re<Re1;
-
Зона смешанного трения Re1<Re<Re2;
-
Квадратичное (шероховатое) трение Re> Re2.
Значения переходных чисел Рейнольдса Re1 и Re2 определяют по формулам
,
где – относительная шероховатость трубы;
kЭ – эквивалентная (абсолютная) шероховатость стенки трубы