Расчет нефтепровода. Коршак, Любин - Расчёт нефтепровода. Учебное пособие по дисциплине Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов предназначено для студентов специальности 130501 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ

• Название: Учебное пособие по дисциплине Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов предназначено для студентов специальности 130501 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ
• Анкор: Расчет нефтепровода
• Дата: 10.05.2022
• Размер: 2.24 Mb.
• Имя файла: Коршак, Любин - Расчёт нефтепровода.doc
• Тип: Учебное пособие; #520178
• страница: 2 из 14

2. Последовательность определения

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 l_i, К.

 По формулам (1.1)-(1.8) вычисляются параметры перекачиваемой нефти ρ_р и ν_р при расчетной температуре.

 Вычисляется расчетная часовая пропускная способность нефтепровода

,

(2.2)

где N_p – расчетное число суток работы нефтепровода, N_p = 350 сут.

 В соответствии с расчетной часовой пропускной способностью нефтепровода Q_ч выбираются основные насосы насосных станций так, чтобы выполнялось условие

,

(2.3)

где Q_ном – 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 Q_ч = 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; m_мн – число последовательно включенных магистральных насосов, обычно m_мн = 3; h_мн, h_пн – напоры соответственно магистрального и подпорного насоса при расчетной производительности Q_ч, м.

Найденная величина P должна быть меньше допустимого давления P_д, определяемого из условия прочности запорной арматуры. Запорная арматура на нефтепроводах рассчитана на давление P_д = 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 Q_ч – часовая производительность нефтепровода, м³/ч.

 По значению D₀ принимается ближайший стандартный наружный диаметр D_н. Значение D_н 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	219	8,8-9,8
1,1-1,8	273	7,48,3
1,6-2,4	325	6,67,4
2,2-3,4	377	5,46,4
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

 Для каждого значения принятых вариантов стандартных диаметров вычисляется толщина стенки трубопровода

,

(2.8)

где Р – рабочее давление в трубопроводе, МПа; n_p – коэффициент надежности по нагрузке; R₁ – расчетное сопротивление металла трубы, МПа,

;

(2.9)

σ_вр – предел прочности, МПа; m_y – коэффициент условий работы; k₁ – коэффициент надежности по материалу; k_н – коэффициент надежности по назначению.

Коэффициенты n_p, m_y, k₁, k_н 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)

σ_прN – 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 δ_н, 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 D_н, δ_н –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 K_э (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	1	64	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	0	λ	0,0827

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 d_в, гидравлический уклон в этой вставке определяют через гидравлический уклон и диаметр основной трубы

.

(2.26)

Если параллельно с трубопроводом уложен лупинг диаметром d_луп, гидравлический уклон на сдвоенном участке также определяют через гидравлический уклон и диаметр одиночного трубопровода

,

(2.27)

где ω – расчетный коэффициент,

.

(2.28)

Когда d_луп = 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 X_луп и диаметром d_луп, 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 ξ_т – 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 H_кп, 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 L_г – 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 1,0-1,5Q_сут в случае обеспечения приемно-сдаточных операций [1]. Следовательно, напор H_кп будет использован N_э раз.

Таким образом, полный напор, необходимый для ведения перекачки,

,

(2.33)

где Δz – разность геодезических отметок конца z_к и начала z_н трубопровода.

Станции, расположенные на границах эксплуатационных участков, являются головными для своих участков. Поэтому на них устанавливаются подпорные насосы, развивающие суммарный напор N_эh_пн. Следовательно, суммарный напор, развиваемый насосными станциями нефтепровода, складывается из напора, развиваемого всеми подпорными насосами головных насосных станций N_эh_пн и суммарного напора n станций, т.е.

,

(2.34)

где H_cт – 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.