Структура объектов системы нефтепроводного транспорта

СТРУКТУРА ОБЪЕКТОВ СИСТЕМЫ НЕФТЕПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА

Классификация магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназначенный для перекачки нефти и нефтепродуктов, хотя когда хотят подчеркнуть, что перекачиваются именно нефтепродукты, то употребляют термин нефтепродуктопровод. В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называют также бензинопроводом, керосинопроводом, мазутопроводом и т.д.

По своему назначению нефтепроводы и нефтепродуктопроводы можно разделить на следующие группы:

внутренние – соединяют различные объекты и установки на промыслах, нефтеперерабатывающих заводах и нефтебазах;

местные – по сравнению с внутренними имеют большую протяженность (до нескольких десятков километров) и соединяют нефтепромыслы или нефтеперерабатывающие заводы с головной станцией магистрального нефтепровода или с пунктами налива на железной дороге или в наливные суда;

магистральные (МН) – характеризуется высокой пропускной способностью и большой протяженностью (сотни и тысячи километров), с диаметром трубопровода от 219 до 1220 мм. Ориентировочные значения производительности и рабочее давление нефтепроводов, соответствующие их оптимальным параметрам представлены в табл. 1.1, из которой видно видно, что с ростом диаметра МН увеличивается его оптимальная производительность и снижается оптимальное рабочее давление;

технологические.

Таблица 1

Производительность и рабочее давление нефтепроводов (ВНТП 2-86)

Диаметр, мм	Производительность, млн. т/год	Рабочее давление
МПа	кгс/см2 (ат)
	0,7÷1,2 1,1÷1,8 1,6÷2,4 2,2÷3,4 3,2÷4,4 4,0÷9,0 7,0÷13,0 11,0÷19,0 15,0÷27,0 23,0÷50,0 41,0÷78,0	8,8÷9,8 7,4÷8,3 6,6÷7,4 5,4÷6,4 5,4÷6,4 5,3÷6,1 5,1÷5,5 5,6÷6,1 5,5÷5,9 5,3÷5,9 5,1÷5,5	90÷100 75÷85 67÷75 55÷65 55÷65 54÷62 52÷56 58÷62 56÷60 54÷60 52÷56

Режим работы МН – непрерывный (кратковременные остановки носят случайный характер или связаны с ремонтом). Перекачка, как правило, ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными вдоль трассы.

Согласно СНиП 2.05.06-85 магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса и в зависимости от условного диаметра труб (в мм):

1. 1000 ÷ 1200; 2. 500÷ 1000; 3. 300÷ 500; 4. менее 300.

Наряду с этой классификацией СНиП 2.05.06-85 устанавливает для магистральных трубопроводов категории, которые требуют обеспечения соответствующих прочностных характеристик: на любом участке трубопровода (табл. 1.2).

Таблица 2

Категории магистральных нефтепроводов

Нефтепровод и нефтепродуктопровод	Подземная прокладка	Наземная прокладка	Надземная прокладка
Диаметром менее 700 мм Диаметром 700 мм и более	IV III	III III	III III

Приведенная классификация и категории трубопроводов определяют в основном требования, связанные с обеспечением прочности или неразрушимости труб. В северной природно-климатической зоне все трубопроводы относятся к III категории. Исходя из этих же требований, в СНиП 2.05.06-85 определены также и категории к которым следует относить не только трубопровод в целом, но и отдельные его участки. Необходимость в такой классификации объясняется различием условий, в которых будет находиться трубопровод на тех или иных участках местности, и возможными последствиями в случае разрушения трубопровода на них. Отдельные участки нефтепроводов могут относиться к высшей категории В, I категории и ко II категории. К высшей категории В относятся трубопроводные переходы через судоходные и несудоходные реки диаметром 1000 мм и более. К участкам I категории сложности относятся подводные и надводные переходы через реки, болота II и III типов, горные участки, вечномерзлые грунты. К участкам II категории сложности относятся подводные и надводные переходы через реки, болота II типа, косогорные участки, переходы под дорогами и т.д.

Прокладку трубопроводов можно осуществить одиночно и параллельно действующим или проектируемым магистральным трубопроводам в техническом коридоре. Под техническим коридором магистральных трубопроводов согласно СНиП 2.05.06-85 понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе, предназначенных для транспортировки нефти (нефтепродукта, в том числе сжиженных углеводородных газов) или газа (газового конденсата). В отдельных случаях допускается совместная прокладка в одном коридоре нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов.

ФИЗИКО-ТЕХНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ И ИХ ПОГОТОВКА К ТРАНСПОРТУ

Подготовка нефти к транспорту

Нефть поступает из недр земли по специально пробуренным до нефтяных продуктивных пластов эксплуатационным скважинам.

В процессе добычи вместе с нефтью поднимаются на поверхность различные механические примеси (частицы породы, цемента, который попадает в скважину из-за трубного пространства), вода и минеральные соли в виде кристаллов в нефти и раствора в воде.

Примерно 60-75% всей нефти добывается в обводненном состоянии. При извлечении смеси нефти с пластовой водой образуется эмульсия, которую следует рассматривать как механическую смесь двух нерастворимых жидкостей (нефти и воды). Содержание в нефти воды приводит к увеличению транспортных расходов в связи с возрастающими объемами перекачиваемой жидкости. Помимо этого увеличивается вязкость смеси и затрудняет переработку углеводородного сырья. Присутствием в нефти даже 0,1% воды приводит к интенсивному ее вспениванию в ректификационных колоннах, что нарушает технологию переработки.

Содержание в нефти водных растворов минеральных солей приводит к внутренней коррозии трубопроводов.

Наличие в нефти механических примесей помимо чрезвычайного износа оборудования затрудняет переработку нефти, повышает зольность мазутов и гудронов, образует отложения в холодильных печах и теплообменниках, что приводит к быстрому выходу из строя этого оборудования вследствие снижения коэффициента теплопередачи. Механические примеси являются причинами образования трудноразделимых эмульсий.

В пластовой нефти содержится большое количество легких фракций углеводородов, которые при снижении давления переходят в газовую фазу. Эту часть углеводородов называют нефтяным (попутным) газом, растворенным в нефти. Дегазация нефти при снижении давления – основная причина различия свойств нефти в поверхностных и пластовых условиях.

Попутный газ – это углеводороды от этана до пентана, - он является ценным сырьем, из которого получают спирты, синтетический каучук, растворители, жидкие моторные топлива, удобрения, и искусственное волокно и другие продукты органического синтеза. Поэтому следует стремиться исключить потери легких фракций.

Перед подачей в магистральный трубопровод следует произвести обезвоживание, обессоливание, дегазацию нефти и очистку от механических примесей.

Основным процессом, реализуемым при подготовке нефти к транспорту, является сепарация, в результате которой происходит разделение нефти, газа и воды. В условиях подготовки осуществляется обычно трехступенчатая сепарация.

Выбор оптимального числа ступеней сепарации

Выбор оптимального числа ступеней сепарации связан, вообще говоря, с довольно сложными расчетами при использовании констант равновесия, и поэтому здесь он не приводится. Однако, чтобы иметь представление о выборе оптимального числа ступеней сепарации, необходимо рассмотреть здесь два способа разгазирования нефти в бомбе pVT (давление, объем, температура) – дифференциальный и контактный – и показать, каким из них лучше всего пользоваться при решении этого вопроса. На рис. 1, а приведена схема многоступенчатой сепарации с условным выделением и отводом за пределы сепаратора смеси отдельных компонентов газа на каждой ступени, т. е. показано дифференциальное разгазирование нефти, характеризующееся постепенным снижением давления (p1, р2, ..., рп), начиная от давления насыщения рн, когда весь газ в нефти растворен, а на рис. 1, б – одноступенчатое (контактное) разгазирование нефти, при котором происходит резкое понижение давления от рн до рп и одноразовый отвод из сепаратора всего выделившегося из нефти газа.

Условно показано также количество поступающей нефти на первую ступень сепарации (Gм) и количество выходящей нефти Gм на последней ступени сепаратора при дифференциальном и контактном разгазировании. Количество нефти, перешедшей на каждой ступени в газовую фазу, на схемах показано штриховкой. Анализ рисунков показывает, что при дифференциальном (многоступенчатом) разгазировании получается больше нефти (Gм = 98 т), чем при контактном (одноступенчатом) (Gм = 95 т) (см. рис. 1, а и б), а газа, наоборот – при дифференциальном меньше (кривая 2), чем при контактном (кривая 1) (см. рис. 1, в).

Объясняется это тем, что при дифференциальном разгазировании понижение давления в каждой ступени сепаратора происходит на незначительную величину, что влечет за собой плавное выделение небольших количеств сначала легких, а затем средних и тяжелых углеводородных газов и отвод смеси этих газов из каждой ступени за пределы сепаратора.

При этом практически все ступени сепараторов работают при равновесных условиях, характеризующихся равенством каждого легкого компонента углеводородного газа, находящегося в нефти и газовой фазе.

Рис. 1. Схемы многоступенчатой (дифференциальной) (а) одноступенчатой (контактной) (б) сепарации газа от нефти и количество газа, выделившегося при этих способах разгазирования (в): 1 – контактное; 2 – дифференциальное разгазирование нефти

При контактном разгазировании нефти в сепараторе происходит, наоборот, резкое снижение давления, в результате чего нефть «кипит», при этом бурно выделяются легкие углеводороды в газовую фазу, увлекая за собой большую массу тяжелых, которые при нормальных условиях (р=0,101 МПа и t=0 °С) являются жидкостями. Этим, собственно, и объясняется, что при контактном разгазировании получается меньше нефти, чем при дифференциальном (см. рис. 12.1, а, в).

Из этого следует такой вывод: если скважины фонтанируют и на их устьях поддерживаются давление насыщения рн или высокие давления (3—4 МПа), то целесообразно применять здесь многоступенчатую сепарацию (6—8 ступеней), обеспечивая больший конечный выход нефти, поступающей в парк товарных резервуаров. Во всех других случаях рекомендуется применять трехступенчатую сепарацию нефти от газа с давлениями: на первой ступени – 0,6 МПа, на второй – 0,15-0,25 МПа и на третьей – 0,02 МПа, а иногда даже вакуум. Третья ступень сепаратора – концевая является исключительно важной и ответственной, поскольку из нее нефть поступает в парк товарных резервуаров.

Согласно ГОСТу нефть в товарных резервуарах должна находиться с упругостью паров 0,06 МПа, что практически можно достигнуть только при горячей ступени сепарации или созданием на третьей ступени вакуума.

Регулирование подачи ЦБН

Существующие методы регулирования работы НПС подразделяются на методы плавного и ступенчатого регулирования. К теоретически возможным методам плавного регулирования относятся: перепуск, дросселирование, изменение числа оборотов ротора насосов.

К методам ступенчатого регулирования относят: изменение числа работающих насосов НПС, изменение схемы соединения насосов на НПС, изменение числа ступеней у многоступенчатых насосов, замена роторов (рабочих колёс) насосов, изменение диаметра рабочего колеса насосов.

Метод регулирования перепуском состоит в перепуске части жидкости с выхода насоса вновь на его вход (рис. 1а). При этом происходит изменение характеристики трубопроводной системы, на которую работает насос и изменяется месторасположение рабочей точки НПС. Это влечёт за собой изменение режима работы нефтепровода.

Рассмотрим данный случай подробнее. Допустим, в начальный момент НПС 1 работала без перепуска на нефтепровод 2 (рис. 1б). Рабочая точка системы занимает положение М, производительность нефтепровода равна Q0.

Откроем задвижку на перепускном трубопроводе 3. Жидкость теперь движется не только по одному нефтепроводу 2, но и по перепускному трубопроводу 3. С гидравлической точки зрения это означает появление в системе дополнительного элемента – трубопровода 3. Теперь для нахождения рабочей точки системы необходимо первоначально найти суммарную H-Q характеристику трубопроводов 2 и 3.

Эти трубопроводы согласно рис. 1 соединены между собой параллельно. Поэтому для нахождения их суммарной характеристики следует сложить 2 и 3 путём сложения их абсцисс (Q) при одинаковых ординатах (H). В итоге получается кривая (2+3). Рабочей точкой системы при работе НПС с перепуском будет точка МП.

Как видно, при работе с перепуском производительность НПС возрастает с Q0 до QП. Посмотрим какое количество жидкости при этом будет поступать в нефтепровод 2. Нефтепровод 2 расположен на выходе НПС и находится под напором станции, равным согласно МП величине НП. При напоре НП нефтепровод 2 будет пропускать через себя, если следовать его H-Q характеристике, производительность Q2, меньшую первоначальной Q0, существовавшей при перекачке без перепуска.

Таким образом, при перекачке с перепуском производительность нефтепровода всегда только снижается.

Данный метод регулирования является неэкономичным, т.к. при его осуществлении производительность нефтепровода снижается, а производительность НПС, напротив, возрастает. Это вызывает перерасход энергии на единицу транспортируемой нефти.

Регулирование режима работы НПС дросселированием состоит в создании потоку искусственного сопротивления в виде сужения площади поперечного сечения потока в каком-либо его месте (сечении). Реализуется данный метод на узлах регулирования НПС с помощью управляемых со щита станции и автоматикой регуляторов давления или регулирующих заслонок.

Суть данного метода показана на рис. 2. При полностью открытом дроссельном органе D (заслонке, регуляторе и т.д.) рабочей точкой системы является точка М, производительность системы (нефтепровода) равна Q0, гидропотери в ней Н0.

Если дроссельный орган D прикрыть, то его сопротивление увеличится, и к потерям напора в нефтепроводе, отображённом на рис. 2б, кривой 2, прибавляя потери напора в дроссельном органе. Общие потери напора в системе возрастут, им будет соответствовать кривая 2’. Рабочая точка системы и НПС переместится в положение Мд, производительность нефтепровода снизится до Qд.

Интересно проследить как изменяется напор НПС при дросселировании. Согласно рис. 2б напор, развиваемый станцией при дросселировании, увеличивается до Нд, потери же напора в нефтепроводе, напротив уменьшаются. При производительности Qд они в соответствии с Н-Q характеристикой собственно нефтепровода 2 (без учёта дроссельного органа) составляют Н’д Напор, соответствующий разности Нд – Н’д, развивается НПС не производительно, т.к. теряется на дроссельном органе.

Таким образом, при дросселировании производительность нефтепровода всегда только уменьшается. Данный метод регулирования также неэкономичен, т.к. НПС непроизводительно развивает излишний напор, что делает дороже транспорт нефти в связи с перерасходом энергии.

При регулировании режима работы НПС изменением числа оборотов ротора насосов происходит изменение Н-Q характеристик насосов, как это показано на рис. 3. С увеличением числа оборотов характеристика смещается вправо и вверх в соответствии с зависимостями

; .

Как видно из рисунка, при данном методе регулирования насос развивает напор и подачу, строго соответствующие сопротивлению и пропускной способности нефтепровода. Поэтому при данном методе не наблюдается излишний расход энергии. Это самый экономичный метод регулирования.

Из всех рассмотренных методов плавного регулирования на НПС практически используется только метод дросселирования. Перепуск не находит применения потому, что при пологопадающих Н-Q характеристиках насосов он менее экономичен, чем дросселирование, а насосы НПС как раз имеют пологопадающие характеристики. Регулирование изменением частоты вращения роторов насосов не используется в связи с отсутствием мощных электродвигателей с регулируемой частотой вращения роторов.

Методы ступенчатого регулирования имеют в своём большинстве один общий недостаток – режим работы НПС и нефтепровода при их осуществлении изменяется ступенчато, что не всегда отвечает необходимой степени изменения режима работы и часто требует подрегулирования с помощью неэкономичного метода дросселирования. Поэтому экономичные в своей основе методы ступенчатого регулирования не всегда обеспечивают транспорту нефти минимально возможные энергозатраты.

Исключение из рассматриваемых методов составляет метод регулирования изменением диаметра рабочего колеса.

Диаметры рабочих колёс центробежных насосов НМ, НПВ и НМП могут быть изменены обточкой колёс на станке. Обточка в пределах 10% практически не приводит к снижению К.П.Д. насосов, Н-Q характеристика же насоса при этом изменяется подобно тому, как это происходит при изменении числа оборотов ротора насоса (см. рис. 3, 4)

; , (1)

где Н0 и Q0 – напор и подача насоса при диаметре рабочего колеса, равном Д0; Н и Q – напор и подача насоса при диаметре рабочего колеса, равном Д.

Если известны требуемые от насоса напор Н и подача Q, то необходимый диаметр рабочего колеса Д может быть рассчитан по формуле, получение которой рассмотрим ниже.

(3.3)

Ранее отмечалось, что H-Q характеристика центробежного насоса может быть аппроксимирована. Запишем зависимость для исходного необточенного рабочего колеса

Н0 = а - b×Q02, (2)

где Н0 и Q0 – напор и подача насоса, соответствующие диаметру Д0 необточенного колеса и определяемые по рабочей точке насоса М (рис. 4).

Подставим в (1) вместо Н0 и Q0 их значения, полученные из (2) и будем иметь:

, (3)

где H и Q – требуемые от насоса напор и подача; Д – отвечающий им диаметр колеса.

Теперь поделим обе части уравнения (3) на и полученное выражение решим относительно

. (4)

Если рассчитанное по (3.5) значение Д будет отличаться от Д0 не более чем на 10%, то обточка колеса обеспечит насосу и НПС необходимый режим работы при минимальных энергозатратах на транспорт нефти.

Работа ЦБН в группе

Насосы НПС и линейная часть нефтепровода составляют единую гидродинамическую систему. Режим работы такой системы определяется её рабочей точкой.

Рабочей точкой системы, состоящей из нескольких насосов и нескольких трубопроводов, называется точка пересечения суммарной Н-Q характеристики всех насосов с суммарной H-Q характеристикой всех трубопроводов системы.

Рабочая точка системы характеризует гидродинамическое единство её элементов (насосов и трубопроводов) и показывает, что насосы развивают только такие напоры и подачи, которые равны гидравлическому сопротивлению и пропускной способности трубопроводов.

Рабочая точка системы определяет рабочие точки отдельных насосов, входящих в систему. Рабочие точки насосов (их Н и Q координаты) показывают напор и подачу, развиваемые насосами при работе их в данной системе.

Рассмотрим конкретные примеры нахождения рабочих точек системы и отдельных насосов при различных схемах соединения насосов на НПС.

На нефтеперекачивающих станциях в общем случае возможны следующие схемы соединения насосов: последовательное соединение, параллельное и смешанное параллельно-последовательное соединение.

Разберём первоначальный случай с последовательным соединением насосов. Допустим, НПС оснащена двумя насосами с характеристиками 1 и 2 (рис. 1). Станция работает на трубопровод с характеристикой 3.

Рабочая точка такой сложной системы есть точка пересечения характеристики трубопровода 3 с суммарной характеристикой насосов, т.е. с кривой, являющейся суммой кривых 1 и 2.

Найдём эту суммарную кривую. Для этого необходимо знать правило сложения 1 и 2. Оно диктуется схемой соединения насосов. Поскольку насосы соединены последовательно, то их подачи равны, а напоры складываются, образуя, таким образом, общий суммарный напор насосов.

Следовательно, правило сложения кривых 1 и 2 будет звучать так: для нахождения суммарной Н-Q характеристики последовательно соединённых насосов необходимо складывать напоры отдельных насосов при одинаковых подачах.

Выполним такое сложение графически для нескольких подач и получим точки суммарной Н-Q характеристики насосов (точки 1+2). Соединив данные точки плавной линией, будем иметь искомую суммарную Н-Q характеристику насосов.

Точка пересечения кривых (1+2) и 3 (точка М) является рабочей точкой системы «насосы – трубопровод». Её координаты показывают, что данная система работает с производительностью Q0, при этом гидропотери в ней составляют Н0.

Для нахождения рабочих точек отдельных насосов вновь обратимся к схеме соединения различных элементов системы (рис. 1а).

Из схемы следует, что нефтеперекачивающая станция НПС и трубопровод 3 соединены между собой последовательно. Значит количество жидкости, проходящее через НПС, равно производительности трубопровода, т.е. НПС работает с подачей Q0.

НПС состоит из двух насосов. С какой производительностью работает каждый из этих насосов? Очевидно, что с производительностью Q0, т.к. насосы соединены между собой последовательно.

При производительности Q0 насос 1 согласно его характеристике развивает напор Н1, а насос 2 соответственно Н2. Из определения понятия рабочей точки вытекает, что координаты её показывают производительность и напор (развиваемый напор или потери напора) соответствующего элемента системы. Следовательно, рабочими точками насосов 1 и 2 будут точки М1 и М2. По координатам этих точек как отмечалось выше можно определить подачу и напор каждого насоса при работе его в рассматриваемой системе.

Очевидно, что с изменением системы изменяется местоположение рабочей точки системы и отдельных насосов. Например, при отключении насоса 2 в системе останется один насос 1 и трубопровод 3. Рабочей точкой такой системы будет точка М. Она совпадает с новой рабочей точкой насоса 1.

Найдём теперь рабочие точки системы и насосов при параллельном соединении перекачивающих агрегатов (рис. 2) на НПС. Суммарная Н-Q характеристика насосов 1 и 2 в данном случае будет находиться также исходя из схемы соединения насосов. При параллельном соединении агрегатов они имеют одинаковый напор, общая их подача равна сумме подач отдельных насосов.

В приведённом утверждении может вызвать сомнение лишь констатация равенства напоров параллельно подключённых насосов.

Допустим, что напоры параллельно работающих насосов не равны. Тогда насос с большим напором «задавит» насос с меньшим напором и будет вести перекачку жидкости не только по трубопроводу, но и через «задавленный» насос. Последний в гидравлическом смысле уже не будет являться перекачивающим агрегатом или насосом, а предстанет неким подобием ещё одного трубопровода. Таким образом, у параллельно работающих насосов напоры всегда равны между собой.

На основе приведённых рассуждений формируется правило получения суммарной Н-Q характеристик параллельно соединённых агрегатов: характеристика находится сложением подач отдельных насосов при одинаковых напорах.

Графическое сложение характеристик насосов 1 и 2 даёт кривую (1+2) (рис. 2), которая, пересекаясь с Н-Q характеристикой трубопровода 3, образует рабочую точку системы М. Координаты рабочей точки М показывают, что система работает с производительностью Q0, потери напора в ней составляют Н0.

Найдем отдельные точки рабочих насосов, учитывая, что оборудованная ими НПС имеет подачу Q0 и напор Н0.

Так как на НПС насосы соединены параллельно и напоры их равны, то каждый из насосов станции развивает напор, равный напору НПС, т.е. равный Н0. При напоре Н0 насос 1 согласно его Н-Q характеристики имеет подачу Q1, а насос 2 – подачу Q2.

Таким образом, рабочими точками насосов будут точки М1 и М2 соответственно, а режим работы насосов определяется их напором Н0 и подачами Q1 и Q2.

Закон Паскаля

Распределение давления в покоящейся жидкости находится из уравнений равновесия Эйлера:

или (1)

,

в которых вектор с компонентами (X, Y, Z) называется плотностью массовых сил или напряжением массовых сил (массовая сила, рассчитанная на единицу массы; размерность — ускорение). Дифференциальное уравнение поверхности равного давления (изобарической поверхности) имеет вид

. (2)

Поверхность раздела между жидкой и газообразной средой называется свободной поверхностью.

Рис. 1. Закрытый сосуд с покоящейся жидкостью (справа показана вертикальная открытая трубка — пьезометр)

В однородной несжимаемой жидкости (ρ = const), находящейся в равновесии под действием силы тяжести (X=0, Y=0, Z= — g , осъ z направлена вверх), распределение давления определяется из выражения

(3)

где р0 — давление в точках горизонтальной плоскости с координатой z0 (в качестве такой плоскости чаще всего выбирается свободная поверхность жидкости); z — координата точки, в которой определяется давление р; h = z0 — z — глубина погружения рассматриваемой точки по отношению к плоскости с координатой z0 ; g — ускорение свободного падения (рис. 1).

Формула (3) носит название основного уравнения гидростатики. Из нее следует закон Паскаля: изменение давления в какой-либо покоящейся и продолжающей оставаться в покое точке жидкости передается одинаковым образом всем точкам этой жидкости.

Уравнение Дарси-Вейсбаха

Запас механической энергии жидкости, которым обладает каждая ее единица силы тяжести, называется напором Н. Из-за работы сил трения напор по ходу движения жидкости непрерывно уменьшается. Разность начального и конечного напоров между двумя какими-либо живыми сечениями потока называется потерями напора hпот . Эти потери напора представляют собой сумму потерь напора на трение по длине потока hд и в местных сопротивлениях hм

Hпот =hд+hм. (1)

Потери напора по длине для труб постоянного диаметра определяются по формуле Дарси-Вейсбаха

(2)

где l — коэффициент гидравлического сопротивления (гидравлического трения); l — длина трубы; d — ее внутренний диаметр; u — средняя скорость потока.

В общем случае l является функцией числа Рейнольдса (Re) и относительной шероховатости стенок трубы D/d. Здесь D — абсолютная эквивалентная шероховатость, т.е. такая высота равномерно-зернистой шероховатости, при которой в квадратичной зоне сопротивления потери напора равны потерям напора для данной естественной шероховатости трубы (примерные значения D — приведены в прил. 1).

Итак, в общем виде l = l (Re, D/d). Численно l определяется в зависимости от области сопротивления. При ламинарном режиме движения (Re < Reкр ), l = l (Re)

l=64/Re. (3)

В этом случае выражение (5.2) принимает вид формулы Пуазейля

(4)

При турбулентном режиме движения (Re > Reкр) различают три зоны сопротивления.

1. Зона гидравлически гладких труб (Reкp < Re £ 10 ; l= l (Re)):

l = 0,3164/Re0,25 — (5)

формула Блазиуса, используемая при Re £ 105 ;

–

формула Конакова, используемая при Re < 3 • 106.

2. Зона шероховатых труб (10d/D < Re £ 500d/D; l=l (Re, D/d):

– (6)

формула Альтшуля.

3. Зона вполне шероховатых труб или квадратичная зона (Re>500d/D; l= l (D/d)):

l=0,11 (D/d)0,25 – (7)

формула Шифринсона.

С незначительной погрешностью формула Альтшуля может использоваться как универсальная для всей турбулентной области течения. Если живое сечение не имеет формы круга, то формулы (2), (5), (6) и (7) могут использоваться при турбулентном движении с заменой диаметра трубы d на учетверенный гидравлический радиус R. При ламинарном движении в этом случае используются специальные формулы, приводимые в справочниках.

Исходные данные для технологического расчета

В технологический расчет нефтепровода входит решение следующих основных вопросов:

определение экономически наивыгоднейших параметров нефтепровода: диаметра трубопровода, давления на нефтеперекачивающих станциях, толщины стенки трубопровода и числа насосных станций;

определение местонахождения станций на трассе нефтепровода;

расчет режимов эксплуатации нефтепровода.

Существуют два способа нахождения оптимальных параметров нефтепровода: а) сравнением нескольких вариантов; б) по специальным формулам, учитывающим как экономические показатели, так и физические условия перекачки. Обычно пользуются первым методом. В этом случае для нескольких значений диаметра и давления выполняют гидравлический и механический расчеты, определяющие (для каждого варианта) число нефтеперекачивающих станций и толщину стенки трубопровода. Экономическим расчетом (по сроку окупаемости или по приведенным расходам) находят вариант, имеющий наилучшие параметры.

Расположение нефтеперекачивающих станций находят графически на чертеже сжатого профиля 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.

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАСЧЕТА

1. Пропускная способность нефтепровода является основной исходной величиной для расчета, она указывается в плановом задании (в млн. т/год). Для расчетов она переводится в м3/ч и м3/с при определенном (расчетном) значении плотности. При этом считается, что нефтепровод работает 350 дней в году. В основном пропускную способность определяет диаметр трубопровода и давление на станциях.

Среднемесячные температуры грунта на глубине заложения трубопровода могут быть получены у местных метеостанций или из климатологических справочников. Данные о температуре грунта служат для определения расчетных значений плотности и вязкости нефти. Обычно наинизшие температуры бывают в марте — апреле, а наивысшие в августе — сентябре.

3. Плотность и вязкость нефти определяют лабораторными анализами или задаются при определенных температурах: плотностыо при 20° С — р20, а вязкостью при 20 и 50° С — v20 и v5o.

4. Механические свойства (прочностные показатели) сталей, необходимые для расчета толщины стенки магистральных трубопроводов.

5. Технико-экономические показатели необходимы для подсчета капитальных затрат и эксплуатационных расходов при определении экономически наивыгоднейшего варианта.

Регулирование режимов работы трубопроводов изменением параметров НПС изменением количества и схемы соединения насосов, применением гидро- и дисковых муфт, сменных роторов, обточки колес, изменением частоты вращения вала насоса

ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Требования к расстановке запорной арматуры на магистральном нефтепроводе

На трубопроводах надлежит предусматривать установку запорной арматуры на расстоянии, определяемом расчетом, но не более 30 км.

Кроме того, установку запорной арматуры необходимо предусматривать:

на обоих берегах водных преград при их пересечении трубопроводом в две нитки и более и на однониточных переходах категории В;

в начале каждого ответвления от трубопровода на расстоянии, допускающем установку монтажного узла, его ремонт и безопасную эксплуатацию;

по обеим сторонам автомобильных мостов на расстоянии не менее 250 м;

на одном или обоих концах участков нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, проходящих на отметках выше городов и других населенных пунктов и промышленных предприятий, - на расстоянии, устанавливаемом проектом в зависимости от рельефа местности;

на нефтепроводах и нефтепродуктопроводах при пересечении водных преград в одну нитку - место размещения запорной арматуры в этом случае принимается в зависимости от рельефа земной поверхности, примыкающей к переходу, и необходимости предотвращения поступления транспортируемого продукта в водоем;

на обоих берегах болот III типа протяженностью свыше 500 м.

Место установки запорной арматуры для нефтепродуктопроводов, как правило, должно совмещаться с местами соединения участков трубопроводов с различной толщиной стенок.

Запорная арматура диаметром 400 мм и более должна устанавливаться на фундаментные плиты, укладываемые на уплотненное основание.

Доступ обслуживающего персонала должен предусматриваться только к приводу арматуры.

Запорная арматура, устанавливаемая на нефтепроводах и нефтепродуктопроводах в местах перехода через реки или прохождения их на отметках выше населенных пунктов и промышленных предприятий на расстоянии менее 700 м, должна быть оборудована устройствами, обеспечивающими дистанционное управление.

Линейная запорная арматура нефтепроводов и нефтепродуктопроводов на переходах через водные преграды должна быть оснащена автоматикой аварийного закрытия.

На участках нефтепроводов, нефтепродуктопроводов примыкающих к подводным переходам, необходимо предусматривать устройства, исключающие скопление воздуха в трубопроводах в местах их перехода через водные преграды.

Требования к трубам и марки сталей струб, применяемых при строительстве магистральных нефтепроводов

Для строительства магистральных трубопроводов должны применяться трубы стальные бесшовные, электросварные прямошовные, спирально-шовные и других специальных конструкций, изготовленные из спокойных и полуспокойных углеродистых и низколегированных сталей диаметром до 500 мм включ., из спокойных и полуспокойных низколегированных сталей диаметром до 1020 мм и низколеги