Технологический расчет магистрального нефтепровода

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА

 

Цель  расчета:

1. определение диаметра трубопровода, выбор насосного оборудования, расчет толщины стенки трубопровода, определение числа перекачивающих станций (ПС);
2. расстановка ПС по трассе нефтепровода;
3. расчет эксплуатационных режимов нефтепровода.

 

Исходные  данные:

• Годовая производительность нефтепровода, млн. т /год    G_Г;
• Протяженность нефтепровода (перевальные точки отсутствуют ), км   L;
• Разность геодезических отметок, м       Dz=z_К-z_Н.
• Средняя расчетная температура перекачки, °С      t_Р.
• Плотность нефти при температуре 293К (20°С), кг/м³     r₂₉₃;
• Вязкость нефти при 273К (0°С) и 293К (20°С), мм²/с (сСт)   n₂₇₃, n₂₉₃ ;.

 

 

Таблица 1.

Свойства трубной стали  и толщины стенок труб

DН, мм	Марка стали	RН1, МПа	RН2, МПа	Толщина стенки, мм
530	17ХГС	520	360	6 ;  6,5 ;  7 ; 7,5 ; 8
720	17ХГС	520	360	7,5 ; 8 ;  8,5 ; 9 ; 10 ; 11 ; 12
820	17Г1С	520	360	8,5 ; 9 ; 10,5 ; 11 ; 12
1020	14Г2САФ	520	380	9,5 ; 10 ; 11 ; 12,5 ; 14
1220	16Г2САФ	570	420	11 ; 11,5 ; 12 ; 13 ; 15

 

1. определение диаметра трубопровода, выбор насосного оборудования, расчет  толщины стенки трубопровода, определение  числа перекачивающих станций (ПС)

 

• Расчетная температура транспортируемой нефти, принимаемая равной минимальной среднемесячной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода с учетом начальной температуры нефти на головных сооружениях, тепловыделений в трубопроводе, обусловленных трением потока, и теплоотдачи в грунт. В первом приближении допускается расчетную температуру нефти принимать равной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на уровне оси подземного трубопровода. Для трубопровода большой протяженности трасса разбивается на отдельные участки с относительно одинаковыми условиями. В этом случае можно записать

      (1.1)

 

где L – полная протяженность нефтепровода;

l_i – длина i-го участка с относительно одинаковой температурой T_i;

n – число участков.

 

• Расчетная плотность при температуре Т=Т_Р определяется по формуле

     (1.2)

где r₂₉₃ – плотность нефти при 293К, кг/м³;

x=1,825 – 0,001315×r₂₉₃, кг/(м³∙К)   – температурная поправка.

 

• Расчетная кинематическая вязкость нефти определяется при расчетной температуре по вязкостно-температурной кривой, либо по одной из следующих зависимостей:

формула Вальтера (ASTM)

    (1.3)

где n_Т – кинематическая вязкость нефти, мм²/с;

А и В – постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости n₁ и n₂ при двух температурах Т₁ и Т₂

 

 

формула Филонова-Рейнольдса

 

    (1.4)

где u – коэффициент крутизны вискограммы, 1/К

 

• Расчетное число рабочих дней магистрального нефтепровода N_Р определяется с учетом затрат времени на техническое обслуживание, ремонт и ликвидацию повреждений. Оно зависит от условий прокладки трубопровода, его протяженности и диаметра (табл.2).

Таблица 2.

Расчетное число рабочих дней

магистральных нефтепроводов N_Р [1]

 

Протяженность нефтепровода, км	Диаметр нефтепровода, мм
	до 820 включ.	свыше 820
до 250	357	355
от 250 до 500	356 / 355	353 / 351
от 500 до 700	354 / 352	351 / 349
свыше 700	352 / 350	349 / 345

 

В числителе указаны  значения N_Р для нормальных условий прокладки, в знаменателе – при прохождении нефтепроводов в сложных условиях (заболоченные и горные участки, доля которых в общей протяженности трассы составляет не менее 30%). В первом приближении для ориентировочных расчетов можно принять N_Р=350 суток.

 

 

Расчетная часовая производительность нефтепровода при r=r_Т определяется по формуле

    (1.5)

где G_год– годовая (массовая) производительность нефтепровода, млн. т/год;

r  – расчетная плотность нефти, кг/м³;

N_р – расчетное число рабочих дней (табл. 2).

 

Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле

     (1.6)

где  w_o – рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки, определяемая из графика (рис. 1.).

 

Рис. 1.  Зависимость  рекомендуемой скорости перекачки

           от плановой производительности  нефтепровода

 

По значению D_o принимается ближайший стандартный наружный диаметр D_н. Значение D_н можно также определять по таблице 3. [1]. Для дальнейших расчетов и окончательного выбора диаметра нефтепровода назначаются несколько (обычно три) смежных стандартных диаметра.

Таблица 3.

Параметры магистральных  нефтепроводов

Производительность GГ, млн.т./год	Наружный диаметр Dн, мм	Рабочее давление P, МПа
0,7 ... 1,2	219	8,8 ... 9,8
1,1 ... 1,8	273	7,4 ... 8,3
1,6 ... 2,4	325	6,6 ... 7,4
2,2 ... 3,4	377	5,4 ... 6,4
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

 

Исходя из расчетной  часовой производительности нефтепровода, подбирается основное оборудование перекачивающей станции (подпорные  и магистральные насосы). Основные характеристики насосов приведены в табл. 3 и табл. 4. По их напорным характеристикам вычисляется рабочее давление (МПа)

 

    (1.7)

где g – ускорение свободного падения;

h_п, h_м – соответственно напоры, развиваемые подпорным   и магистральным насосами [3];

m_м –  число работающих магистральных насосов на  перекачивающей станции;

P_ДОП – допустимое давление ПС из условия прочности корпуса насоса или допустимое давление запорной арматуры.

Таблица 3.

Номинальные параметры  магистральных насосов [3]

Марка насоса	Диапазон изменения подачи насоса, м3/ч	Подача, м3/ч	Напор, м	Допус-тимый кавитационный запас, м	К.П.Д., %
НМ 1250-260	1000…1500	1250	260	20,0	80
НМ 1800-240	1450…2150	1800	240	25,0	83
НМ 2500-230	2000…3000	2500	230	32,0	86
НМ 3600-230	2900…4300	3600	230	40,0	87
НМ 5000-210	4000…6000	5000	210	42,0	88
НМ 7000-210	5600…8400	7000	210	52,0	89
НМ 10000-210	8000…12000	10000	210	65,0	89
НМ 10000-210 (на повышенную подачу)	10000…13000	12500	210	89,0	87

 

Таблица 4.

Номинальные параметры подпорных насосов [3]

Марка насоса	Подача, м3/ч	Напор, м	Допустимый  кавитационный запас, м	К.П.Д., %	Частота вращения, об/мин
НПВ 1250-60	1250	60	2,2	76	1500
НПВ 2500-80	2500	80	3,2	82	1500
НПВ 3600-90	3600	90	4,8	84	1500
НПВ 5000-120	5000	120	5,0	85	1500

 

Расчетный напор  ПС принимается равным Н_ст=m_м×h_М. Если условие (1.7) не выполняется, то рабочее давление принимается равным P_ДОП, а расчетный напор ПС равным

.     (1.8)

Напор перекачивающей станции  может быть снижен применением уменьшенных по наружному диаметру рабочих колес магистральных насосов либо сменных роторов на пониженную подачу. Уменьшение расчетного напора может быть достигнуто также обточкой рабочих колес. При этом возможны следующие варианты:

1. равномерная обточка колес. При этом напор, развиваемый магистральным насосом, составит

.      (1.9)

2. обточка рабочего колеса одного из магистральных насосов ПС. В этом случае

.    (1.10)

Если принять допустимую степень  обточки  ,  то   .      (1.11)

3. при невыполнении условия (1.11) можно принять и рассчитать обточку рабочего колеса второго насоса

.     (1.12)

 

Для каждого значения принятых вариантов стандартных диаметров вычисляется толщина стенки трубопровода

     (1.13)

где  P – рабочее давление в трубопроводе, МПа;

n_p – коэффициент надежности по нагрузке (n_p=1,15);

R₁ – расчетное сопротивление металла трубы, МПа

s_в – временное сопротивление стали на разрыв, МПа  (s_в= R_Н¹);