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 длиной li, К.
· По формулам (1.1)-(1.8) вычисляются параметры перекачиваемой нефти ρр и νр при расчетной температуре.
· Вычисляется расчетная часовая пропускная способность нефтепровода
![]() | (2.2) |
где Np – расчетное число суток работы нефтепровода, Np = 350 сут.
· В соответствии с расчетной часовой пропускной способностью нефтепровода Qч выбираются основные насосы насосных станций так, чтобы выполнялось условие
![]() | (2.3) |
где Qном – 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 Qч = 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; mмн – число последовательно включенных магистральных насосов, обычно mмн = 3; hмн, hпн – напоры соответственно магистрального и подпорного насоса при расчетной производительности Qч, м.
Найденная величина P должна быть меньше допустимого давления Pд, определяемого из условия прочности запорной арматуры. Запорная арматура на нефтепроводах рассчитана на давление Pд = 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 Qч – часовая производительность нефтепровода, м3/ч.
· По значению D0 принимается ближайший стандартный наружный диаметр Dн. Значение Dн можно 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 | 8,8-9,8 | |
1,1-1,8 | 7,48,3 | |
1,6-2,4 | 6,67,4 | |
2,2-3,4 | 5,46,4 | |
3,2 … 4,4 | 5,4-6,4 | |
4,0-9,0 | 5,3-6,1 | |
7,0-13,0 | 5,1-5,5 | |
11,0-19,0 | 5,6-6,1 | |
15,0-27,0 | 5,5-5,9 | |
23,0-50,0 | 5,3-5,9 | |
41,0-78,0 | 5,1-5,5 |
· Для каждого значения принятых вариантов стандартных диаметров вычисляется толщина стенки трубопровода
![]() | (2.8) |
где Р – рабочее давление в трубопроводе, МПа; np – коэффициент надежности по нагрузке; R1 – расчетное сопротивление металла трубы, МПа,
![]() | (2.9) |
σвр – предел прочности, МПа; my – коэффициент условий работы; k1 – коэффициент надежности по материалу; kн – коэффициент надежности по назначению.
Коэффициенты np, my, k1, kн находят 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) |
σпрN – 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 = 12·10-6 град–1; Е – модуль упругости металла (сталь), Е = = 2,06·105 МПа; 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 δн, 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 Dн, δн –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 от Re и 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 шероховатость Kэ (табл.2.1) и диаметр, мм.
Таблица 2.1
Эквивалентная шероховатость труб (данные А.Д.Альтшуля)
Вид трубы | Состояние трубы | Кэ, мм |
Бесшовные стальные | Новые чистые | ![]() |
Сварные стальные | После нескольких лет эксплуатации | ![]() |
То же | Новые чистые | ![]() |
То же | С незначительной коррозией после очистки | ![]() |
То же | Умеренно заржавленные | ![]() |
То же | Старые заржавленные | ![]() |
То же | Сильно заржавленные или с большими отложениями | ![]() |
________________________
Примечание. В знаменателе указаны средние значения эквивалентной шероховатости.
Условия существования различных зон трения:
− гидравлически гладкие трубы ;
− зона смешанного трения (переходная зона) ;
− зона квадратичного трения .
Для зоны гидравлически гладких труб коэффициент гидравлического сопротивления определяют по формуле Блазиуса
![]() | (2.21) |
Для зоны смешанного трения коэффициент рекомендуется вычислять по формуле Альтшуля
![]() | (2.22) |
В зоне квадратичного трения значение коэффициента рекомендуется определять по формуле Шифринсона
![]() | (2.23) |
Формула (2.17) может быть представлена в обобщенном виде (формула Лейбензона):
![]() | (2.24) |
где β, m – коэффициенты,
.
Величины коэффициентов в формуле Лейбензона (2.24):
Режим течения | m | A1 | β, с2/м |
Ламинарный | 4,15 | ||
Турбулентный: | |||
Зона Блазиуса | 0,25 | 0,3164 | 0,0246 |
Зона смешанного трения | 0,1 | 0,206ε0,15 | 0,0166ε0,15 |
Зона квадратичного трения | λ | 0,0827l |
Приведенные формулы применимы для расчета труб любого поперечного сечения.
Гидравлический уклон – потеря напора на трение на единицу длины трубопровода:
![]() | (2.25) |
Если трубопровод имеет вставку другого диаметра dв, гидравлический уклон в этой вставке определяют через гидравлический уклон и диаметр основной трубы
![]() | (2.26) |
Если параллельно с трубопроводом уложен лупинг диаметром dлуп, гидравлический уклон на сдвоенном участке также определяют через гидравлический уклон и диаметр одиночного трубопровода
![]() | (2.27) |
где ω – расчетный коэффициент,
![]() | (2.28) |
Когда dлуп = d, то при ламинарном течении (m = 1) ω = 0,5, при турбулентном течении в зоне гидравлически гладких труб (m= 0,25) ω = 0,296 и в зоне квадратичного трения (m = 0) ω = 0,25.
Если к трубопроводу длиной L и диаметром d подключена параллельная нитка длиной Xлуп и диаметром dлуп, то потери напора в таком сложном трубопроводе можно определить по формуле
![]() | (2.29) |
Аналогичная зависимость получается и для вставки
,
где
![]() | (2.30) |
Если на трубопроводе есть и лупинг и вставка, то потери напора определяются по формуле
![]() | (2.31) |
На линейной части трубопровода имеются местные сопротивления – задвижки, повороты, сужения и т.п. Потери напора на них определяют по формуле
![]() | (2.32) |
где ξт – коэффициент местного сопротивления, зависящий как от вида сопротивления, так и от характера течения жидкости.
Для магистральных трубопроводов потери напора на местные сопротивления незначительны, их принимают равными до 2 % от потерь на трение.
Кроме того, в конце трубопровода должен поддерживаться остаточный напор Hкп, необходимый для закачки нефти в резервуары.
· В соответствии с Нормами проектирования магистральные нефтепроводы протяженностью более 600 км делятся на эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. Соответственно их число составляет
,
где Lг – геометрическая длина трубопровода (включая самотечные участки).
На станциях, расположенных на границе эксплуатационных участков, вместимость резервуарного парка должна составлять 0,3-0,5 суточной пропускной способности трубопровода. Эта емкость должна быть увеличена до 1,0-1,5Qсут в случае обеспечения приемно-сдаточных операций [1]. Следовательно, напор Hкп будет использован Nэ раз.
Таким образом, полный напор, необходимый для ведения перекачки,
![]() | (2.33) |
где Δz – разность геодезических отметок конца zк и начала zн трубопровода.
Станции, расположенные на границах эксплуатационных участков, являются головными для своих участков. Поэтому на них устанавливаются подпорные насосы, развивающие суммарный напор Nэhпн. Следовательно, суммарный напор, развиваемый насосными станциями нефтепровода, складывается из напора, развиваемого всеми подпорными насосами головных насосных станций Nэhпн и суммарного напора n станций, т.е.
![]() | (2.34) |
где Hcт – расчетный напор одной станции, м,
![]() | (2.35) |
· В магистральном трубопроводе устанавливается такой расход Q, при котором суммарный развиваемый напор, определяемый по формуле (2.34), равен полным потерям напора в трубопроводе, вычисляемым по формуле (2.33).
Соответственно, уравнение баланса напоров имеет вид:
![]() | (2.36) |
Из формулы (2.36) следует, что расчетное число насосных станций
![]() | (2.37) |
Расчетное число насосных станций, как правило, получается дробным. Оно может быть округлено как в сторону большего (n′), так и в сторону меньшего (n′′) числа станций.
Если заказчика устраивает, что фактическая производительность нефтепровода отличается от проектной, то принимается соответствующий вариант. При округлении числа станций в большую сторону требуемая производительность трубопровода достигается при его работе на переменных режимах.
Если же заказчик настаивает на точном обеспечении проектной производительности нефтепровода, то необходимо прибегнуть к регулированию либо характеристик станций, либо трубопровода, либо того и другого.