Технологический расчет магистрального нефтепровода

m_у – коэффициент условий работы;

k₁ – коэффициент надежности по материалу;

k_н – коэффициент надежности по назначению;

Коэффициенты   n_p,   m_у,  k₁,  и   k_н   находятся из [2].

 

Вычисленное значение толщины  стенки трубопровода d_о округляется в большую сторону до стандартной величины d из рассматриваемого сортамента труб.

 Внутренний диаметр трубопровода определяется по формуле

D = D_н – 2d.      (1.14)

 

Гидравлический расчет нефтепровода выполняется для каждого конкурирующего варианта.  Результатом гидравлического расчета является определение потерь напора в трубопроводе.

 

Потери напора в трубопроводе

 

Фактическая средняя скорость течения нефти (м/с) определяется по формуле

      (1.15)

где  Q=Q_Ч/3600 – расчетная производительность перекачки, м³/с;

D – внутренний диаметр, м.

 

Потери  напора на трение в трубопроводе определяют по формуле Дарси-Вейсбаха

,     (1.16)

либо по обобщенной формуле лейбензона

,    (1.17)

где  L_р – расчетная длина нефтепровода (равна полной длине трубопровода при отсутствии перевальных точек), м;

n  – расчетная кинематическая вязкость нефти, м/с²;

l  – коэффициент гидравлического сопротивления;

b, m – коэффициенты обобщенной формулы Лейбензона.

 

Значения l, b и m  зависят от режима течения жидкости и шероховатости внутренней поверхности трубы. Режим течения жидкости характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса

,     (1.18)

 

При значениях Re<2320 наблюдается  ламинарный режим течения жидкости. Область турбулентного течения  подразделяется на три зоны:

• Гидравлически гладкие трубы  2320<Re<Re₁;
• Зона смешанного трения   Re₁<Re<Re₂;
• Квадратичное (шероховатое) трение Re> Re₂.

Значения переходных чисел Рейнольдса Re₁ и Re₂ определяют по формулам

 

  ,

где  – относительная шероховатость трубы;

k_Э – эквивалентная (абсолютная) шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от ее состояния. Для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации можно принять k_Э=0,2 мм.

 

Расчет коэффициентов l, b и m выполняется по формулам, приведенным в табл. 5.

 

Таблица 5

Значения коэффициентов l, b и m для различных

режимов течения  жидкости

Режим течения		l	m	b, с2/м
ламинарный		64/Re	1	4,15
турбулент-ный	гидравлически гладкие  трубы	0,3164/Re0,25	0,25	0,0246
	смешанное трение		0,123
	квадратичное трение		0	0,0826·l

 

Суммарные потери напора в трубопроводе составляют

 

H = 1,02h_t  + Dz + N_Э× h_ост.     (1.19)

 

где  1,02 – коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода;

Dz=z_К-z_Н  – разность геодезических отметок, м;

N_Э – число эксплуатационных участков (назначается согласно протяженности эксплуатационного участка в пределах 400…600 км [1]);

h_ост – остаточный напор в конце эксплуатационного участка, h_ост =30…40 м.

 

Величину гидравлического уклона магистрали можно найти из выражения

 

,     (1.20)

 

На основании уравнения  баланса напоров, необходимое число  перекачивающих станций составит

.      (1.21)

Как правило, значение n₀ оказывается дробным и его следует округлить до ближайшего целого числа.

При округлении числа  станций n в меньшую сторону (n<n₀) гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой дополнительного лупинга длиной l_Л

,     (1.22)

 

где         .     (1.23)

 

При равенстве D = D_Л величина .

В случае округления числа  станций в большую сторону (n>n₀) целесообразно предусмотреть вариант циклической перекачки. Параметры циклической перекачки определяются из решения системы уравнений

 

      (1.24)

где  V_Г  – годовой объем перекачки, V_Г=G_Г/r .

 

Строится совмещенная  характеристика трубопровода и перекачивающих станций.

Значения Q₁ и Q₂ определяются из совмещенной характеристики (рис.2) либо аналитически.

Решение системы (1.24) сводится к вычислению T₁ и T₂

 

.  (1.25)

 

2.  Расстановка перекачивающих  станций по трассе нефтепровода

 

Расстановка перекачивающих станций  выполняется графически на сжатом профиле  трассы. Рассмотрим реализацию этого метода для случая округления числа перекачивающих станций в большую сторону на примере одного эксплуатационного участка (рис. 3).

Рис. 3. Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода постоянного  диаметра

 

1. По известной производительности нефтепровода  определяется значение гидравлического уклона i. Величина гидравлического уклона в случае варианта циклической перекачки вычисляется исходя наибольшей производительности нефтепровода, т. е. Q₂ (рис. 2).
2. Строится треугольник гидравлического уклона abc (с учетом надбавки на местные сопротивления) в принятых масштабах длин и высот сжатого профиля трассы.
3. Из начальной точки трассы вертикально вверх в масштабе высот строится отрезок, равный активному напору перекачивающей станции  H_СТ1. Из вершины отрезка H_СТ1 проводится линия, параллельная гипотенузе гидравлического треугольника, до пересечения с профилем трассы. Точка М соответствует местоположению второй ПС.
4. Из вершины отрезка H_СТ1 вертикально вверх откладывается отрезок, равный h_П в масштабе высот. Линия, проведенная параллельно i  из вершины H_СТ1+ h_П, показывает распределение напора на первом линейном участке.
5. Аналогично определяются местоположения остальных ПС в пределах эксплуатационного участка.
6. Место расположения ПС на границе эксплуатационных участков определяется построением отрезка CB, который проводится из вершины отрезка CN= H_СТ1+h_П - h_ОСТ параллельно i до пересечения с профилем трассы.
7. При правильно выполненных расчетах и построениях на конечном пункте трубопровода остается остаточный напор h_ОСТ.

 

При округлении числа перекачивающих станций в меньшую сторону  рассчитывается длина лупинга и  гидравлический уклон на участке  с лупингом. Дополнительно строится гидравлический треугольник abd. Его гипотенуза bd определяет положение линии гидравлического уклона на участке с лупингом i_Л (рис. 4).

Рис. 4. Расстановка перекачивающих станций и лупингов по трассе нефтепровода

 

Из точек С₁ и B₁ строится параллелограмм  C₁F₁B₁K₁, стороны F₁B₁ и C₁K₁ которого параллельны линии bd, а стороны C₁F₁ и B₁K₁ – параллельны линии bc гидравлических треугольников abc и abd. При этом горизонтальные проекции отрезков C₁F₁ и B₁K₁ равны протяженности лупинга в горизонтальном масштабе.

Как видно из рисунка, при размещении  всего лупинга  в начале нефтепровода, линия падения напора будет изображаться ломаной C₁F₁B₁, а в случае расположения его в конце нефтепровода – ломаной B₁K₁C₁ . По правилу параллелограмма лупинг можно размещать в любом месте трассы, поскольку все варианты гидравлически равнозначны. Лупинг также можно разбивать на части.  Однако предпочтительнее размещать лупинг (или его части) в конце трубопровода (перегонов между перекачивающими станциями).

Расстановка перекачивающих станций по трассе в случае прокладки  лупинга выполняется в следующем порядке. Из точек C₂ и C₃ строятся части аналогичных C₁F₁B₁K₁ параллелограммов до пересечения с профилем трассы. Таким образом, вторую перекачивающую станцию можно разместить в зоне возможного расположения B₂K₂, а третью – в зоне B₃K₃. Предположим, что исходя из конкретных условий, станции решено расположить в точках X и Y.

Проводя из точки X линию, параллельную i_Л, до пересечения с линией C₂B₂, определяется протяженность лупинга l_Л1. Аналогичные построения выполняются для размещения остальных лупингов и станций. Сумма длин отрезков l_Л1, l_Л2 и l_Л3 должна равняться расчетной длине лупинга l_Л, найденной из выражения (1.22).

 

 

Литература

 

1. ВНТП 2-86. Ведомственные нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов. М.: Миннефтепром.– 1986.– 110 с.
2. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России.: ГП ЦПП, 1997.– 52 с.
3. Центробежные нефтяные насосы для магистральных трубопроводов. Каталог.– М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1981.– 18 с.