1.17 Исходные данные для технологического расчёта нефтепровода

В технологический расчёт нефтепровода входит решение следующих основных задач: определения экономически наивыгоднейших параметров нефте­провода (диаметр трубопровода, давление на нефтеперекачивающих станциях, толщина стенки трубопровода и число нефтеперекачиваю­щих станций); определения местонахождения станций на трассе нефтепровода; расчёта режимов эксплуатации нефтепровода.

Для расчёта нефтепровода необходимы следующие данные: пропуск­ная способность; зависимость вязкости и плотности нефти от темпера­туры; температура грунта на глубине заложения трубопровода; ме­ханические свойства материала труб; технико-экономические показа­тели и чертёж сжатого профиля трассы.

Пропускная способность нефтепровода даётся в задании на про­ектирование.

Пропускная способность – основной фактор, определяющий диа­метр трубопровода и давление на станциях.

Плотность и вязкость нефти определяют лабораторными анали­зами.

Зависимость вязкости от температуры может быть представлена в виде графика. При отсутствии такового кинематическая вязкость v_T при нужной (расчётной) температуре Т может быть определена по формуле

где ν₀ – кинематическая вязкость при температуре T₀; u – показа­тель крутизны вискограммы. Для определения величины и кроме ν₀ и Т₀ достаточно иметь ещё одно значение вязкости при какой-либо другой температуре.

Расчётной температурой считают наинизшую температуру, ко­торую принимает поток нефти в трубопроводе. Эта температура опре­деляется наинизшей температурой грунта на глубине заложения тру­бопровода с учётом самонагревания потока в результате трения. Тем­пература грунта на глубине заложения трубопровода определяется по материалам изысканий.

Механические свойства материала труб указываются в соответст­вующем ГОСТе.

В капитальные затраты на линейную часть входит как стоимость труб, так и стоимость всех работ по сооружению трубопровода. Эксплуатационные расходы состоят из следующих основных ста­тей: отчислений на амортизацию, текущий ремонт, расходов на элек­троэнергию, смазку, воду, отопление, электроэнергию на собствен­ные нужды, зарплаты, содержания охраны, управления, прочих рас­ходов. Первые три статьи расходов – главные. На амортизацию и те­кущий ремонт приходится 30 – 40 % всех расходов. Затраты на элек­троэнергию составляют 40 – 60 %.

Суммарные эксплуатационные расходы определяют себестоимость перекачки – важнейший показатель, характеризующий экономич­ность работы нефтепровода.

Профиль трассы используют при определении расчётной длины трубопровода и разности геодезических высот. На профиле ведётся расстановка нефтеперекачивающих станций (НПС).

1.18. Основные формулы для гидравлического расчета нефтепровода

Цель гидравлического расчета – это определение потерь напора в нефтепроводе и необходимого количества НПС.

(Из Нечваль):

Расчетная часовая производительность нефтепрово­да определяется по формуле

(1.5)

где G_год – годовая (массовая) производительность нефте­провода, млн. т/год;

 – расчетная плотность нефти, кг/м³;

N_р – 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)

(1.6)

где g – ускорение свободного падения;

h_п, h_м – соответственно напоры, развиваемые подпорным

и магистральным насосами;

m_м – число работающих магистральных насосов на

перекачивающей станции.

Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле

(1.7)

где w_o – рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки, определяемая из графика (рис. 1.6).

Рис. 1.6. Зависимость рекомендуемой скорости перекачки

от плановой производительности нефтепровода

По значению D_o принимается ближайший стандартный наружный диаметр D_н. Значение D_н можно также определять по таблице 1.4. [4]. 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

(1.8)

где P – рабочее давление в трубопроводе, МПа;

n_p – коэффициент надежности по нагрузке (n_p=1,15);

R₁ – расчетное сопротивление металла трубы, МПа

_в – временное сопротивление стали на разрыв, МПа;

m_у – коэффициент условий работы;

k₁ – коэффициент надежности по материалу;

k_н – коэффициент надежности по назначению;

Коэффициенты n_p, m_у, k₁, и k_н 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 = D_н – 2. (1.9)

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 h_мс, статического сопротивления из-за разности геодезических (нивелирных) отметок z, а также создания требуемого остаточного напора в конце трубопровода h_ост.

Полные потери напора в трубопроводе составят

H = h_ + h_мс + z + h_ост. (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 + h_ост. (1.11)

Под разностью геодезических отметок понимают разность отметок конца и начала трубопровода z = z_к – z_н . Величина z может быть как положительной (перекачка на подъем), так и отрицательной (под уклон).

Остаточный напор h_ост 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

, (1.12)

либо по обобщенной формуле лейбензона

, (1.13)

где L_р – 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

= ωDρ/μ, (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;

k_Э – эквивалентная (абсолютная) шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от ее состояния. Для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации можно принять k_Э=0,2 мм.

Расчет коэффициентов ,  и m выполняется по формулам, приведенным в табл. 1.5.

Таблица 1.5

Значения коэффициентов ,  и m для различных

режимов течения жидкости

Режим течения			m	, с2/м
ламинарный		64/Re	1	4,15
тур­бу­лент-­ный	гидравлически гладкие трубы	0,3164/Re0,25	0,25	0,0246
	смешанное трение		0,123
	квадратичное трение		0	0,0826·