Определение диаметра трубопровода, выбор насосного оборудования, расчет толщины стенки трубопровода, определение числа перекачивающих станций

2.2 Определение диаметра трубопровода, выбор насосного оборудования, расчет толщины стенки трубопровода, определение числа перекачивающих станций

Определим расчетную температуру

, (1)

где L – полная протяженность нефтепровода;

li – длина i-го участка с относительно одинаковой температурой Ti;

n – число участков.

.

Определим расчетную плотность при температуре Т=ТР

, (2)

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

x=1,825 – 0,001315×r293, кг/(м3∙К) – температурная поправка; (3)

x=1,825 – 0,001315×851 = 0,706 кг/(м3∙К).

.

Определим расчетную кинематическую вязкость нефти по формуле Вальтера, потому что нам нужно найти вязкость при температуре, которая не входит в диапазон известных нам величин

, (4)

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

; (5)

; (6)

 (7)

Определим расчетную часовую производительность нефтепровода при

r=rТ

 (8)

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

r – расчетная плотность нефти, кг/м3;

Nр – расчетное число рабочих дней (принимаем NР=350 суток);

kНП – коэффициент неравномерности перекачки, kНП=1,05.

;

Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле

 (9)

где wo – рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки, определяемая из графика, wo=1,5 м/с;

;

По значению Do принимаем ближайший стандартный наружный принимаем Dн = 720мм по инструкции по применению стальных труб на объектах ОАО «ГАЗПРОМ» выбираем для нефтепровода трубы, выпускаемые Волжским трубным заводом из стали ТУ 14-3-1976-99 марки К60 со следующими характеристиками: временное сопротивление разрыву sв=588 МПа, предел текучести sт = 441МПа, коэффициент надежности по металлу трубы к1 = 1,34.

Исходя из расчетной часовой производительности нефтепровода, подбираем основное оборудование перекачивающей станции (подпорные и магистральные насосы).

По их напорным характеристикам вычисляем рабочее давление (МПа)

 (10)

где g = 9,81м/с2 – ускорение свободного падения;

hп, hм – соответственно напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами;

mм – число работающих магистральных насосов на перекачивающей станции; mм=3;

Pдоп – допустимое давление ПС из условия прочности корпуса насоса или допустимое давление запорной арматуры Pдоп= 6,4 МПа.

Подбираем насосы:

- магистральный НМ 2500 - 230;

- подпорный НПВ 2500 - 80.

Напор магистрального насоса(D = 405 мм) составит

 м, (11)

где a,b – постоянные коэффициенты.

Напор подпорного насоса(D = 540 мм) составит

 м.

6,4МПа >6,27МПа

Расчетный напор ПС принимается равным

Нст= mм×hм= 3×218,34 =655,02 м.

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

 (12)

где P – рабочее давление в трубопроводе, МПа;

np – коэффициент надежности по нагрузке, без подключения емкостей np=1,15;

R1 – расчетное сопротивление металла трубы, МПа.

 (13)

где sв– временное сопротивление стали на разрыв, для стали К60

sв= RН1 = 588 МПа;

mу – коэффициент условий работы mу=0,9;

k1 – коэффициент надежности по материалу k1=1,34;

kн – коэффициент надежности по назначению kн=1,0;

,

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

Принимаем d=7 мм.

Внутренний диаметр трубопровода определяется по формуле:

D = Dн – 2d= 720 – 2×7 =706 мм.

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

 (14)

где

Q = QЧ/3600

– расчетная производительность перекачки, м3/с;

Q= 2170,9 / 3600= 0,603 м3/с,

D – внутренний диаметр, м

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

, (15)

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

l – коэффициент гидравлического сопротивления.

Режим течения жидкости характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса

 (16)

режим течения турбулентный.

где

– относительная шероховатость трубы;

kЭ – эквивалентная (абсолютная) шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от ее состояния. Для нефтепроводов из новых сварных труб принять kЭ=0,1 мм.

. (17)

При значениях Re1<Re<Re2 – зона смешанного трения.

Суммарные потери напора в трубопроводе составляют:

H = 1,02ht + Dz + NЭ× hост , (18)

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

Dz = zк–zн

– разность геодезических отметок, Dz = -61 м;

NЭ – число эксплуатационных участков (назначается согласно протяженности эксплуатационного участка в пределах 400…600 км);

принимаем NЭ=1;

hост – остаточный напор в конце эксплуатационного участка,

hост =30…40 м, принимаем hост = 40м.

H = 1,02ht + Dz + NЭ× hост=1,02∙ 1286,76-61+40= 1265,76м.

Величину гидравлического уклона магистрали можно найти из выражения

.

На основании уравнения баланса напоров, необходимое число перекачивающих станций составит

. (19)

Округляем до целого числа в меньшую сторону n = 1.

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

 (20)

где

.

Принимаем D = DЛ, тогда величина

. (21)

где m = 0,1 – для зоны смешанного трения;

,

.

Построим совмещенную характеристику нефтепровода и перекачивающих станций. Для этого выполним гидравлический расчет нефтепровода постоянного диаметра и оборудованного лупингом в диапазоне расходов от 1900 до 2400м/ч. Результаты вычислений приведены в таблице 1.

Таблица 1- Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций.

Расход Q,м/ч	Напор насосов		Характеристика трубопровода		Характеристика нефтеперекачивающих станций
	,м	,м	1)постоянного диаметра	2)с лупингом	3)n=1; m=3	4)n=2; m=3	5)n=2; m=2
500	256,56	101,46	48,63	46,37	871,14	1640,81	500
1000	250,14	98,64	257,53	248,49	849,05	1599,46	1000
1500	239,43	93,94	605,69	585,35	812,24	1530,53	1500
2000	224,44	87,37	1093,12	1056,95	760,70	1434,03	2000
2500	205,17	78,91	1719,81	1663,30	694,43	1309,96	2500
1774,1	201,10	81,76	855,65	827,19	685,06	1288,37	1774,1

1 - характеристика трубопровода постоянного диаметра

2 - характеристика нефтеперекачивающих станций n=1

3 - характеристика нефтеперекачивающих станций n=2

4 - характеристика нефтеперекачивающих станций n=2

Рисунок 4 – Совмещенная характеристика нефтеперекачивающих станций и трубопровода.

2.3 Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода

Расстановка перекачивающих станций выполняется графически на сжатом профиле трассы.

По известной производительности нефтепровода определим значение гидравлического уклона i. Величина гидравлического уклона в случае варианта циклической перекачки вычисляется исходя наибольшей производительности нефтепровода, т. е. Q2.

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

где

Q=QЧ/3600

– расчетная производительность перекачки, м3/с;

Q= 2350 / 3600= 0,653 м3/с,

D – внутренний диаметр, м.

Потери напора на трение в трубопроводе определяем по формуле Дарси-Вейсбаха:

,

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

l – коэффициент гидравлического сопротивления.

Режим течения жидкости характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса.

При значениях Re1<Re<Re2 –зона смешанного трения.

Суммарные потери напора в трубопроводе составляют

H = 1,02ht + Dz + NЭ× hост=1,02∙1283,9-61+40= 1288,6 м.

Величину гидравлического уклона магистрали можно найти из выражения:

Строится треугольник гидравлического уклона (с учетом надбавки на местные сопротивления) в принятых масштабах длин и высот сжатого профиля трассы.

Напор станции составит

,

Таблица 2 - Расчетные значения высотных отметок НПС и длин линейных участков нефтепровода.

Нефтеперекачивающая станция	Высотная отметка	Расстояние от начала нефтепровода, км	Длина линейного участка, км
ГНПС-1	115	0	200,1
НПС-2	100	200,1	223,9
КП	54	223,9	-