1.5. Самотечные участки нефтепровода
Самотечным называется участок [x1, x2] трубопровода, на котором жидкость течет неполным сечением (самотеком) под действием силы тяжести (рис. 3).
Давление в парогазовой полости над свободной поверхностью жидкости остается практически постоянным и равным упругости pу насыщенных паров данной нефти, поэтому течение на самотечном участке называется безнапорным. Однако разность напоров между сечениями x1 (началом самотечного участка) и x2 (концом самотечного участка) существует и равна разности (z1 – – z2) геометрических высот этих сечений.
Стационарные самотечные участки могут существовать только на нисходящих сегментах нефтепровода.
Начало x1 каждого самотечного участка называется перевальной точкой (рис. 3). Перевальная точка всегда совпадает с одной из вершин профиля трубопровода.
Линия гидравлического уклона на самотечном участке проходит параллельно профилю трубопровода на расстоянии pу/ρg над ним. Отсюда следует, что гидравлический уклон i на самотечном участке равен тангенсу угла наклона профиля нефтепровода к горизонту, то есть i = |tgβ|.
Расход нефти на самотечном участке в стационарном режиме равен расходу Q нефти в заполненных сечениях трубопровода, из чего можно заключить, что скорость движения жидкости на самотечном участке больше скорости движения жидкости на заполненных участках нефтепровода, поскольку площадь части сечения, занятого жидкостью на каждом самотечном участке, меньше площади полного сечения трубопровода.
Наличие самотечных участков в магистральном трубопроводе приводит к увеличению начального напора на станции, а следовательно, и давления (рис. 3), а значит, требует более высоких затрат энергии на перекачку по сравнению с трубопроводом, в котором самотечные участки отсутствуют.
Если линию гидравлического уклона (рис. 3), начиная от точки A, мысленно продлить до начального сечения участка, то можно определить напор Ĥ, который был бы необходим для перекачки нефти с тем же самым расходом в трубопроводе той же длины и того же диаметра, но без самотечных участков. Очевидно, что H ≥ Ĥ.
1.6. Определение числа нефтеперекачивающих станций
Число нефтеперекачивающих станций (НПС) вдоль фиксированной трассы трубопровода определяется следующим образом:
где
Здесь [p] – допускаемое давление для труб с толщиной стенки δ, Па.
2. Последовательность выполнения технологического расчета магистрального нефтепровода
В технологический расчет нефтепровода входит решение следующих основных задач:
определения наиболее экономически выгодных параметров нефтепровода (диаметр трубопровода, давление на нефтеперекачивающих станциях, толщина стенки трубопровода и число нефтеперекачивающих станций);
определения местонахождения станций на трассе нефтепровода;
расчета режимов эксплуатации нефтепровода.
Наиболее экономически выгодные параметры определяют сравнением конкурирующих вариантов нефтепровода по рекомендуемым для заданной пропускной способности значениям диаметра трубопровода. При нескольких значениях диаметра выполняют гидравлический и механический расчеты, определяющие (для каждого варианта) число нефтеперекачивающих станций и толщину стенки трубопровода. Наилучший вариант находят по приведенным затратам, т. е. экономическим расчетом.
Расположение нефтеперекачивающих станций определяют графически на сжатом профиле трассы. В расчет режимов эксплуатации входит определение давлений на станциях, подпоров перед ними и пропускной способности нефтепровода при условиях перекачки, отличающихся от расчетных; решается вопрос о регулировании работы нефтепровода.
Основным фактором, определяющим диаметр трубопровода и давление на станциях, является его пропускная способность, которая дается в задании на проектирование. В нормах технологического проектирования даются значения диаметра трубопровода и давления на нефтеперекачивающих станциях в зависимости от пропускной способности.
Гидравлический расчет простых трубопроводов сводится к определению одного (или нескольких) из следующих параметров: пропускной способности G; необходимого начального давления при заданном конечном; диаметра трубопровода D.