6. Типовые задачи по проектированию и эксплуатации магистрального нефтепровода

6.1. Технологический расчет магистрального нефтепровода

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

Методика решения

1. Определение плотности при расчетной температуре,

, (6.1)

где t – расчетная температура; - коэффициент объемного расширения.

= 830 – 839 кг/м³ =0,000868 1/ С

= 840 – 849 кг/м³ =0,000841 1/ С

= 850 – 859 кг/м³ =0,000818 1/ С

= 860 – 869 кг/м³ =0,000868 1/ С.

2. Определение вязкости при расчетной температуре

(6.2)

, (6.3)

где - вязкость при любой известной температуре, например .

3. Определение расчетной производительности

, (6.4)

где - число рабочих дней трубопровода в году, (приложение 1);

4. Чтобы определить , необходимо знать диаметр трубопровода; определяется в зависимости от , [млн.т./год] по приложению 2.

5. Определяется наружный диаметр - . Чтобы определить внутренний диаметр , нужно рассчитать толщину стенки нефтепровода по формуле:

(6.5)

, (6.6)

где - внутреннее давление в трубопроводе, определяется, исходя из давления, создаваемого основными насосами и подпорным насосом, т.е. чтобы определить , надо найти . 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 3 , затем нужно по определить марку подпорного насоса и напор подпорного насоса при максимальном роторе , затем найти рабочее давление в трубопроводе:

. (6.7)

После этого, нужно сравнить рабочее давление с давлением, рекомендованным в приложении для Вашей производительности. Если получается больше, чем рекомендованный интервал, то необходимо взять и по нижнему ротору насоса и снова проверить

.

6. После определения рассчитывают - толщину стенки нефтепровода по п.5. Значение округляют до большего ближайшего значения по сортаменту и определяют внутренний диаметр нефтепровода, необходимый для гидравлического расчета .

7. Затем определяют режим течения нефти в нефтепроводе:

, (6.8)

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

8. Затем определяют граничные значения : и

; , (6.9)

где - абсолютная шероховатость трубопровода, принимается по ВНТП-2-86, =(0,1÷0,2)мм;

- внутренний диаметр трубопровода мм.

Если 2320< < , то режим течения - турбулентный (зона Блазеуса). Тогда =0,25; =0,0246;

. (6.10)

Если , то режим течения – турбулентный (зона смешанного закона сопротивления). Тогда =0,123; =0,0802 ;

. (6.11)

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

(6.12)

, (6.13)

где - длина трубопровода, м; - внутренний диаметр нефтепровода, м; - ускорение свободного падения, =9,81 м/с²; - скорость течения нефти, м/с; - расход трубопровода, м³/с.

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

. (6.14)

Также определяют гидравлический уклон:

. (6.15)

11. Затем определяют напор одной станции: ,

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

12. Затем определяют число станций:

. (6.16)

Затем число станций округляют:

а) в большую сторону; б) в меньшую сторону.

Если , то определяют действительный напор одного насоса; но сначала определяют действительно необходимый напор одной станции:

; .

Уточнив , производят обточку рабочего колеса насоса.

, (6.17)

где - рабочая производительность, м³/с; - напор при , м; - напор при , м;

, , , - любые точки, взятые с характеристики насоса.

13. После обточки рабочего колеса насоса делают расстановку по трассе, с округлением числа станций в большую сторону по графо-аналитическому методу Шухова, учитывая, что станции оборудованы центробежными насосами. Поэтому НПС будут располагаться там, где будет находиться точка, перенесенная на профиль трассы от точки пересечения линии гидравлического уклона с линией, отстающей от профиля на величину подпора НП (рис. 6.1.1).

Рис. 6.1.1. Расстановка станций по трассе

Затем заполняют таблицу 6.1.

Таблица 6.1. Месторасположение станций по трассе

№ НПС	км	Z	Расстояние Между НПС	Отметка перегонов
1 2 3 КП	0 I1 I1+I2 I1+I2+I3	0 Z2 Z3 Zк	I1 I2 I3	Z2-Z1 Z3-Z2 Zк-Z3

14. После определения месторасположения насосных станций на трассе, определения длин между ними и отметок, производят аналитическую проверку режима работы работы всех НПС, для этого необходимо определить

[ ] и [ ]: [ ]= ; [ ]= , (6.18)

где - округленная в большую сторону толщина стенки по сортаменту;

[ ]= ; , (6.19)

где =760 мм. рт. ст.; = 500 мм. рт. ст.; определяется с графика насоса, [м]; = 10 (м).

Проверяют режим работы станций из условий:

; , (6.20)

30 м.

;

;

;

;

;

.

Если проверка сошлась, следовательно, станции расставлены верно.

15. Затем строят совместный график работы нефтепровода и всех НПС и определяют графическую рабочую точку системы (рис. 6.1.2).

Для построения графика НПС находят для нескольких значений соответствующие им значения основных насосов (после обточки), а также определяют подпорного насоса.

- откладывают один раз; ,

где k – число насосов на НПС; - число НПС на трассе нефтепровода.

З атем рисуют график всех НПС

Рис. 6.1.2. характеристики всех НПС и МН

После этого аналитически определяют значения потери напора для произвольно задаваемых производительностей нефтепровода (берут 3 – 4 точки) по формуле:

.

Затем строят график нефтепровода и определяют координаты рабочей точки и и сравнивают их с и , т.е. графически рабочая точка подтверждает правильность гидравлического расчёта нефтепровода и выбора насосно-силового оборудования НПС.