Рекомендуемые суммарные полезные объемы резервуарных парков нефтепроводов

Протяженность нефтепровода, км	Диаметр, мм
	630 и менее	720, 820	1020	1220
до 200	1,5*	2	2	2
свыше 200 до 400	2	2,5	2,5	2,5
свыше 400 до 600	2,5	2,5/3	2,5/3	2,5/3
свыше 600 до 800	3	3/3,5	3/4	3,5/4
свыше 800 до 1000	3/3,5**	3/4	3,5/4,5	3,5/5

____________________

^* единица измерения – суточный объем перекачки.

^** Величины, приведенные в числителе, следует применять при обычных условиях прокладки, в знаменателе – когда не менее 30 % от протяженности проходит в сложных условиях (заболоченные и горные участки).

При протяженности нефтепровода более 1000 км к размеру емкости по табл.1.5 добавляется объем резервуарного парка, соответствующего длине остатка.

Суммарный полезный объем резервуарных парков нефтепровода ориентировочно распределяется следующим образом:

головная насосная станция	2-3
НПС на границе эксплуатационных участков	0,3-0,5
то же при проведении приемно-сдаточных операций	1-1,5

Для определения необходимого общего объема резервуарных парков величину их полезного объема надо поделить на коэффициент использования емкости η_р, определяемый по табл.1.6.

Таблица 1.6

Коэффициент использования емкости

Емкость резервуара	Величина ηр для резервуаров
	без понтона	с понтоном	с плавающей крышей
До 5000 м3 включительно	0,85	0,81	0,80
От 10000 до 50000 м3	0,88	0,84	0,83

2. Последовательность определения параметров нефтепровода

Расчеты выполняются в следующей последовательности.

 Определяется средневзвешенная температура грунта вдоль трассы нефтепровода

(2.1)

где – температура грунта на глубине заложения нефтепровода для участка длинойl_i, К.

 По формулам (1.1)-(1.8) вычисляются параметры перекачиваемой нефти ρ_ри ν_рпри расчетной температуре.

 Вычисляется расчетная часовая пропускная способность нефтепровода

,

(2.2)

где N_p– расчетное число суток работы нефтепровода,N_p= 350 сут.

 В соответствии с расчетной часовой пропускной способностью нефтепровода Q_чвыбираются основные насосы насосных станций так, чтобы выполнялось условие

,

(2.3)

где Q_ном – подача выбранного типа насосов при максимальном КПД,м³/ч.

Если условие (2.3) выполняется для двух типов насосов, то дальнейшие расчеты выполняются для каждого из них. Например, при Q_ч= 5800 м³/ч для дальнейших расчетов по вариантам принимаются насосы типов НМ 5000-210 и НМ 7000-210. Аналогично подбираются подпорные насосы.

 Рассчитывается рабочее давление на выходе головной насосной станции

,

(2.4)

где g– ускорение свободного падения,g= 9,81 м/с²;m_мн– число последовательно включенных магистральных насосов, обычноm_мн= 3;h_мн,h_пн– напоры соответственно магистрального и подпорного насоса при расчетной производительностиQ_ч, м.

Найденная величина Pдолжна быть меньше допустимого давленияP_д, определяемого из условия прочности запорной арматуры. Запорная арматура на нефтепроводах рассчитана на давлениеP_д= 6,4 МПа. Если условие

(2.5)

не выполняется, то необходимо либо уменьшить число магистральных насосов, либо воспользоваться сменными роторами меньшего диаметра.

 Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле

,

(2.6)

где w₀– рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки, определяемая из графика (рис.2.1).

Рис.2.1. Зависимость рекомендуемой скорости перекачки

от плановой производительности нефтепровода

Ориентировочное значение внутреннего диаметра магистральных нефтепроводов может быть найдено и по формуле, полученной А.А.Коршаком и Е.А.Любиным,

,

(2.7)

где Q_ч– часовая производительность нефтепровода, м³/ч.

 По значению D₀принимается ближайший стандартный наружный диаметрD_н. ЗначениеD_нможно также определять из параметров магистральных нефтепроводов. Для дальнейших расчетов и окончательного выбора диаметра нефтепровода назначаются несколько (обычно три) смежных стандартных диаметра.

Параметры магистральных нефтепроводов:

Производительность Gr, млн.т./год	Наружный диаметр Dн, мм	Рабочее давление Р, МПа
0,7-1,2	219	8,8-9,8
1,1-1,8	273	7,48,3
1,6-2,4	325	6,67,4
2,2-3,4	377	5,46,4
3,2 … 4,4	426	5,4-6,4
4,0-9,0	530	5,3-6,1
7,0-13,0	630	5,1-5,5
11,0-19,0	720	5,6-6,1
15,0-27,0	820	5,5-5,9
23,0-50,0	1020	5,3-5,9
41,0-78,0	1220	5,1-5,5

 Для каждого значения принятых вариантов стандартных диаметров вычисляется толщина стенки трубопровода

,

(2.8)

где Р– рабочее давление в трубопроводе, МПа;n_p– коэффициент надежности по нагрузке;R₁– расчетное сопротивление металла трубы, МПа,

;

(2.9)

σ_вр– предел прочности, МПа;m_y– коэффициент условий работы;k₁– коэффициент надежности по материалу;k_н– коэффициент надежности по назначению.

Коэффициенты n_p,m_y,k₁,k_ннаходят из СНиП 2.05.06-85 [3].

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщина стенки определяется из условия

,

(2.10)

где ψ₁– коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб,

(2.111)

σ_прN– абсолютное значение продольных осевых сжимающих напряжений, вычисляемое по действующим расчетным нагрузкам и воздействиям с учетом упруго-пластической работы металла труб в зависимости от принятых конструктивных решений,

(2.12)

α – коэффициент линейного расширения металла трубы, α = 12·10^-6град^–1;Е– модуль упругости металла (сталь),Е = = 2,06·10⁵МПа; ΔТ– расчетный температурный перепад;d– внутренний диаметр трубы, м.

Абсолютное значение максимального положительного ΔТ₍₊₎или отрицательного ΔТ_(–)температурного перепада, при котором толщина стенки определяется только из условия восприятия внутреннего давления по формуле (2.8), определяют по формулам

(2.13)

где µ – коэффициент Пуассона, µ = 0,3.

Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляется до ближайшего большего значения δ_н, предусмотренного государственными стандартами или техническими условиями.

Минимально допустимая толщина стенки трубы при существующей технологии выполнения сварочно-монтажных работ должна быть не менее 1/140 наружного диаметра трубы, но не менее 4 мм. Трубопроводы диаметром до 120 мм на воздействие давления грунта или вакуум не рассчитывают. При расчете толщины стенки трубы запас на коррозию не предусматривается.

 Вычисляется внутренний диаметр нефтепровода

,

(2.14)

где D_н, δ_н–наружный диаметр и номинальная толщина стенки.

 Находятся секундный расход и средняя скорость нефти в трубопроводе

,	(2.15)
.	(2.16)

 Потери напора на трение в трубе определяют по формуле Дарси – Вейсбаха

,

(2.17)

где λ – коэффициент гидравлического сопротивления; L– длина трубопровода.

Режим движения потока в трубопроводе характеризуется числом Рейнольдса

,

(2.18)

где ν – расчетная кинематическая вязкость нефти, м²/с.

При ламинарном режиме течения, т.е. при Re< 2320 коэффициент гидравлического сопротивления определяют по формуле Стокса

.

(2.19)

При турбулентном режиме течения различают три зоны трения: гидравлически гладких труб (λ зависит только от Re), смешанного трения (λ зависит отReи относительной шероховатости труб ε), квадратичного трения (λ зависит только от ε). Границами этих зон являются переходные числа Рейнольдса, найденные на основании экспериментов:

,

(2.20)

где – относительная шероховатость труб, выраженная через эквивалентную шероховатостьK_э(табл.2.1) и диаметр, мм.

Таблица 2.1