2. Технологический расчет нефтепровода.

2.1. Расчетная пропускная способность нефтепровода определяется по формуле:

Где Gr - массовый годовой расход нефти

- расчетная плотность нефти (при заданной температуре)

8400 – расчетное число часов работы в году

2.2. Расчетная плотность нефти при температуре вычисляется по формуле:

где - плотность нефти при t=

.

2.3Коэффициент кинематической вязкости находим по формуле:

где вязкость Vp измеряется в сСт (мм /с),

Тр – расчетная температура в кельвинах (К).

при t=20

при t=50

откуда

2.4.Где коэффициенты a и b определены по формуле:

2.5.Ориентировочное значение внутреннего диаметра нефтепровода определяем по формуле:

Где Q- секундная подача

W = 2,4 м/с – скорость перекачки при расчетной пропускной способности Q = 7357 м³/ч. (определяется по графику на рис 1)

Рис 1. Зависимость рекомендуемой скорости перекачки от плановой пропускной способности нефтепровода.

Таблица 1

Механические характеристики трубных сталей

Марка	Предел прочности в,МПа	Предел текучести т, МПа	Состояние поставки металла труб	Диаметр наружный Dн, мм	Толщина стенки, мм
1	2	3	4	5	6
14Г2САФ	570	400	Нормализо-ванный лист	1220	11;11,5;13; 15
17Г1С	520	360	Нормализо-в. лист	1020	9,5;10;11; 12,5;14
			Горячеката-нный лист	820 720 529	8,5;9;10; 10,5;11;12 7,5;8;8,5;9; 10;11;12 6;6,5;7;7,5;8;9
17Г2СФ	550	330	Спирально-шовные из рулонной горячеката-	1220 1020 820	12 10;10,5 8;9,5;10;11;11,5
			нной стали	720 529	7;8,5;9,5;10;11,5 5,5;6;6,5;7; 7,5;8,5
17Г1С	520	360	Спирально-шовные из рулонной горячеката-нной стали	1220 1020 820 720 529	12 10;10,5 8,5;10;11,5; 12 7,5;8,5;9; 10;10,5;12 6;6,5;7;7,5; 8;9
16Г2САФ	600	420	Нормализо-ванный лист	1020	9;10;10,5;12
14ХГС	500	350	Горячепр-ленные нормализов трубы	1020 720 529	10,5;11;12,5 7,5;8;9;10,5;11 7,5;8;9

Примем ближайший наружный диаметр трубопровода (табл. 1) равным

D_н = 1220мм. Примем марку стали труб 14Г2САФ с пределом прочности σ_в = 570 МПа. Согласно коэффициенты m, n, K₁, K_н имеют значения:

n = 1, 15; m = 0, 9; K₁ = 1, 47; K_н = 1, 0

2.6. Расчетное сопротивление металла трубы определяем по формуле:

-предел прочности

m- коэффициент условий работы трубопровода, зависящий от его категории: магистральных нефтепроводов m=0.9

К1-коэффициент надежности по материалу; для сварных труб из горячекатаной и нормализованной низколегированной стали

Кн - коэффициент надежности по значению трубопровода

Основные магистральные и подпорные насосы выбираем по расчетной пропускной способности Q = 2,04м³/с (табл. 2):

1. магистральный насос НМ 7000-210 с производительностью 7000 м³/ч и напором 210 м;

2. подпорный насос НМП 5000-115 с производительностью 5000 м³/ч и напором 115 м.

Таблица 2:Характеристика насосов нефтеперекачивающих станций.

Производительность нефтепровода млн. т/г	Марка насоса	Диапазон измерения подачи насоса, 3 м /ч	Номинальная подача насосной станции, млн. т/г	Подача/ напор, 3 м /ч / м	Допускаемый кавитационный запас (вода), м
1	2	3	4	5	6
7,1…10,7	НМ1250	1000…1500	8,9	1250/260	20
10,7…15,4	НМ1800	1450…2150	12,9	1800/240	25
15,4…21,4	НМ2500	2000…3000	17,9	2500/230	32
21,4…30,8	НМ3600	2900…4300	25,7	3600/230	40
30,8…42,8	НМ5000	4000…6000	35,7	5000/210	42
42,8…60,0	НМ7000	5600…8400	50,0	7000/210	52
60,0…85,7	НМ10000	8000...12000	71,4	10000/210	65
85,7…92,6	НМ10000	10000...13000	89,3	12500/210	89

При расчетной подаче напоры, развиваемые насосами, равны h_м = 210м и

hп=78м. (рисунки 2 и 3)

Рис.2 Рабочие характеристики подпорных насосов (h_п)

Рис.3Характеристика насоса НМ7000-210 (h_м)

2.7. Рабочее давление, развиваемое насосной станцией находим по формуле:

где ; - соответственно напор, развиваемый магистральным насосом при расчетной Q по рабочим характеристикам насосов

-число рабочих магистральных насосов

- допустимое давление нефтеперекачивающей станции, исходя из прочности корпуса насоса или запорной арматуры

g=9.81 -ускорение свободного падения

-плотность нефти

2.8. Необходимая толщина стенки трубы определяется по формуле:

,

где Р – рабочее давление в трубопроводе

- наружный диаметр трубы

n – коэффициент надежности по нагрузке (рабочему давлению);для диаметра труб от 720 до1220 мм n=1.15

Для труб из стали 17Г2СФ и D_н = 1220мм (табл. 1) ближайшая большая толщина стенки равна δ = 13 мм.

2.9. Определяем внутренний диаметр трубопровода:

Где - необходимая толщина стенки трубы

- наружный диаметр трубы.

2.10. Определяем фактическую скорость течения нефти в трубопроводе:

Где -расчетная пропускная способность(м/с)

-внутренний диаметр трубы

2.11. Определяем число Рейнольдса:

где Dвн - внутренний диаметр трубопровода

W – фактическая скорость течения нефти по трубопроводу

2.12. Находим первое переходное число Рейнольдса:

где - эквивалентная шероховатость труб(0,015) ;

Сравнивая Re и Re₁, получаем, что режим течения турбулентный, зона гидравлически гладкого трения.

2.13.Определяем коэффициент гидравлического сопротивления:

(формула Блазиуса)

Где Re -число Рейнольдса

2.14. Определяем гидравлический уклон:

где - коэффициент гидравлического сопротивления

Dвн - внутренний диаметр трубопровода

W – фактическая скорость течения нефти по трубопроводу

2.15.Определяем суммарные потери напора в трубопроводе:

где - гидравлический уклон

L- расчетная длина нефтепровода

Z – разность геодезических отметок от конца и начала трубопровода

2.16. Расчетный напор перекачивающей станции при выполнении условия определяется по:

где - число рабочих магистральных насосов

- напор магистрального насоса

2.17. Определяем расчетное число насосных станций:

где H- суммарные потери напора;Nэ - число эксплуатационных участков(1)

hкп – остаточный напор; Нст – расчетный напор

Округлим число насосных в меньшую сторону, примем n = 3.

2.18.При расчетной подаче Q =7357 м³/ч суммарный напор всех насосов составляет (т. Б на кривой 3, рис. 4):

2.19. Суммарные потери напора в трубопроводе с учетом остаточного напора (т. Е на кривой 1, рис. 4) составляют:

Сопоставляя потери напора и суммарный напор всех насосов, видим, что потери превышают напор, при этом расчетная подача не будет обеспечена.

Чтобы обеспечить расчетную подачу, необходимо уменьшить сопротивле­ние трубопровода прокладкой лупинга.

2.20.Определяем необходимую длину лупинга:

где i_л -гидравлический уклон лупинга;i-гидравлический уклон; - расчетное число НС; n – число НС

2.21.Где гидравлический уклон лупинга i_л при D_л = D равен:

Где D- внутренний диаметр трубы

2.22.Суммарные потери напора на трение в трубопроводе с лупингом с учетом h_кп (т. Б на кривой 2) составляют:

Следовательно, необходимая длина лупинга определена верно.

Построим совмещенную характеристику трубопровода и НС.

Для построения характеристики трубопровода зададимся рядом расходов в диапазоне 5875…8813Q от расчетной подачи. С учетом остаточного напора определим суммарные потери напора в трубопроводе в координатах Q-H построим характеристику трубопровода. В предыдущем расчете при

Q = 7357м³/ч уже определено одно значение Нс = м. Аналогично строится характеристика трубопровода с лупингом. В рассматриваемом расчете при расчетной подаче определены суммарные потери напора с учетом h_кп они составляют = м.

Построим суммарную характеристику всех насосных станций с учетом подпорных насосов. Характеристика основного насоса НМ 7000-210 представлена на рис. 3. при начальных значениях подач определим напор, развиваемый насосом с колесом диаметром D₂ = 465мм и по формуле (2.16.)для 3 насосных станций определим развиваемый напор. К этим значениям добавим напор, развиваемый подпорным насосом, и построим искомую характеристику 3 (рис.4). Суммарная характеристика только магистральных насосов представлена на кривой 4.

Таблица 3

Характеристика трубопровода без лупинга

Исходные данные Расчетная вязкость сСт ν = 38,5 Длина трубопровода км L = 675 Внутренний диаметр м D =1,196 Шероховатость стенки трубы мм К = 0,015 Разность геодезических отметок м ∆Z = 46 Остаточный напор м Ност = 26 Число эксплуатационных участков Nэ = 1
Результаты гидравлического расчета
1	2	3	4
Q, м3/ч	i	iл	Н, м
5875	0.0017	0,00000	1193,5
6610	0.00233	0,00000	1619
7357	0.00291	0,00000	2010
8079	0.00318	0,00000	2193
8813	0.004	0,00000	2746

Таблица 4

Характеристика трубопровода с лупингом

Исходные данные Расчетная вязкость сСт ν = 38,5 Длина трубопровода км L = 675 Внутренний диаметр м D = 1,196 Шероховатость стенки трубы мм К = 0,015 Разность геодезических отметок м ∆Z = 46 Остаточный напор м Ност = 26 Число эксплуатационных участков Nэ = 1 Трубопровод с лупингом Внутренний диаметр лупинга (вставки) м Dл =1,196 Длина лупинга (вставки) км Lл =21927
Результаты гидравлического расчета
1	2	3	4
Q, м3/ч	i	iл	Н, м
5875	0.0017	0,0005	1188,5
6610	0.00233	0.0007	1613
7357	0.00291	0.0008	1991
8079	0.00318	0.0009	2188
8813	0.004	0.001	2741

Примечание. В таблицах введены следующие обозначения:

1. Q, м³/ч – часовая объемная производительность трубопровода;

2. i – гидравлический уклон основной магистрали;

3. i _л – гидравлический уклон лупингованного участка;

4. Н, м – потери напора с учетом местных сопротивлений и остаточного напора.

По результатам расчета построены характеристика трубопровода без лупинга 1 и с лупингом 2 (рис. 4).

Таким образом, точки А и В пересечений суммарной характеристики насосных станций с учетом подпорного насоса 3 и характеристики трубопроводов 1,2 являются рабочими точками. Как видно из рис. 4 рабочая точка А соответствует производительности 3082м³/ч. которая меньше расчетной. Чтобы обеспечить расчетную подачу 3210,2 м³/ч и был рассчитан лупинг длиной Х_л =85,842м. Рабочая точка Б стала соответствовать расчетной подаче.

По результатам расчета произведем расстановку насосных станций на профиле трассы.

Рис. 4. Совмещенная характеристика трубопровода и насосных станций

Примечание:

1. характеристика трубопровода без лупинга,

2. характеристика трубопровода с лупингом,

3. характеристика подпорных насосов,

4. характеристика магистральных насосов.

Расстановка насосных станций на профиле трассы.

Размещение насосных станций производят при известных параметрах:

1) гидравлического уклона для основной магистрали i;

2) гидравлического уклона для участков с лупингами;

3) напоров, развиваемых основными насосами каждой насосной станцией.

4)величины подпора на входе в основные насосы головной и промежуточных насосных станций;

5) остаточного напора на входе в конечные пункты эксплуатационных участков и нефтепровода в целом.

Построение начинаем с того, что в начале нефтепровода с учетом вертикального масштаба Мв=1:5000 откладываем напор Нст=650м и hп=82м, развиваемый основными насосами первой насосной станции, и горизонтальный профиль трассы длинной L=675 км при Мг=1:2500000. Трасса имеет 4 перегона равной длины по 168,7км. Первым делом строим линию гидравлического уклона для участка трубопровода с лупингом. Для этого мы заранее посчитали на какое расстояние хватит напора Hст=650 - на l=195км.; проводим линию гидравлического уклона, соединив эти точки. Следующий этап-проведение линии гидравлического уклона с учетом hп=82. Лупинг наиболее целесообразно размещать в конце перегона между насосными станциями, т.к. в этом случае металл труб наименее нагружен давлением.

Откладываем в вертикальном масштабе в т. М величину подпора hп=82м и из полученной точки проводим линию гидравлического уклона лупинга. Точка пересечения этой линии с линией гидравлического уклона дает нам длину лупинга Хл=21км для первого перегона между станциями.

Дальнейшие построения выполняются так же, как и для первого перегона между станциями, но с отличием: на последней НС откладываем величину (Hст+hп)-hкп а, в конце трассы в вертикальном масштабе мы откладываем величину hкп=26 и так же проводим линии уклона через hкп, соединяем точки.