39.Технологический расчет магистральных нефтепроводов.

Цель технологического расчета: определить толщину стенки нефтепровода, сделать гидравлический расчет, подобрать насосно-силовое оборудование, определить число насосных станций, расставить их по трассе нефтепровода и сделать аналитическую проверку работы НПС.

1. Определение плотности при расчетной температуре

, где t – расчетная температура; β_р - коэффициент объемного расширения.

2. Определение вязкости при расчетной температуре

; , где ν_* - вязкость при любой известной температуре, например t_* = 20 ^оС.

3. Определение расчетной производительности

, где N_p - число рабочих дней трубопровода в году, определяется в зависимости от диаметра D и длины L трубопровода

4. Определяем толщину стенки:

Для этого по часовой производительности нужно определить марку насоса и найти напор насоса при максимальном роторе, приняв число рабочих насосов равным трем. Напор основных насосов будет 3Н_осн, затем нужно по Q_час определить марку подпорного насоса и напор подпорного насоса при максимальном роторе Н_п, затем найти рабочее давление в трубопроводе.

.

5. После этого нужно сравнить рабочее давление с давлением, рекомендованным в приложении для Вашей производительности.

6. Затем определяют режим течения нефти в нефтепроводе:

, где Q – секундный расход, м³/с; D – внутренний диаметр трубопровода, м; ν_t - кинематическая вязкость при расчетной температуре, м²/с.

7. Определив λ - коэффициент гидравлического сопротивления, находят потери напора на трение в нефтепроводе по формуле Дарси-Вейсбаха:

, где L – длина трубопровода, м; D – внутренний диаметр нефтепровода, м; g – ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с²; υ – скорость течения нефти, м/с

8. Затем определяют полные потери напора в трубопроводе, м:

.

Также определяют гидравлический уклон:

.

9. Затем определяют напор одной станции:

,

где k – число основных насосов, k = 3; Н_осн – напор основного насоса (определяется по Q–H характеристике насоса в приложении); h_вн - внутристанционные потери напора, h_вн = 15 м, по ВНТП 2-86.

40. Уравнение баланса напоров. Определение числа нефтеперекачивающих станций.

Напор на выходе из нефтеперекачивающей станции и напор в начальной точке трубопровода (перегона между станциями) равны друг другу. Для всего нефтепровода, состоящего из НПС и примыкающих к ним перегонов, это условие выражается в виде:

, где L_с+1 – расстояние от начальной точки нефтепровода до станции с+1, а L – длина всего нефтепровода. Разности геодезических высот Δz_с+1 и Δz соответствуют l_с+1 и L. i – гидравлический уклон магистрали. Н_диф=Н_осн – напор основных насосных агрегатов. Н_к остаточный напор.

Определение числа НПС.

Полные потери в нефтепроводе равны

,

где – потери напора на преодоление местных сопротивлений, м;

– разница геодезических отметок конца и начала трубопровода.

– остаточный напор, необходимый для преодоления технологических коммуникаций и заполнения резервуаров конечного пункта.

С учетом многолетнего опыта эксплуатации трубопроводов с достаточной для практических расчетов точностью можно принять, что потери напора на преодоление местных сопротивлений составят 1% от линейных потерь. Таким образом, слагаемое заменяем на . С учетом этого формула (1.15) примет вид:

,

Число станций рассчитывается по формуле:

,

где Н – полные потери напора в нефтепроводе, м;

Н_п – напор подпорного насоса, м;

– напор, создаваемый одной станцией, равный:

,

где – внутристанционные потери напора, принимаем по РД 153-39.4-113-01 . k – число основных насосно-силовых агрегатов, имеющих напор Н_осн.