Методика расчета

1) Определяем плотность нефти при расчетной температуре

(1)

где x– температурная поправка, кг/(м³∙К);

x=1,825 – 0,001315×r₂₉₃

2) Определяем коэффициент кинематической вязкости при расчетной температуре

(2)

где n – коэффициент кинематической вязкости при расчетной температуре, мм²/с;

А_n и В_n – постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости n₁ и n₂ (n₂₇₃ и n₂₉₃) при двух температурах Т₁ и Т₂ (Т₂₇₃ и Т₂₉₃);

3) Определяем расчетную часовую производительность нефтепрово­да

(3)

где N_р – расчетное число рабочих дней в году;

N_р = 350 суток.

4) В соответствии с расчетной часовой производительностью по таблицам 2 и 3 выбираем подпорный и магистральный насосы.

Характеристики насосов представлены на рисунках П.1 – П.22 приложения.

Таблица 2 – Основные параметры подпорных насосов серии НПВ

Марка насоса	Диапазон изменения подачи насоса, м^3/ч	Номинальные параметры
Подача, м^3/ч	Напор, м	Допус­тимый кавита-ционный запас, м	к. п. д. %,
НПВ 150-60	90- 175			3,0
НПВ 300-60	120-330			4,0
НПВ 600-60	300-700			4,0
НПВ 1250-60	620-1550			2,2
НПВ 2500-80	1350-3000			3,2
НПВ 3600-90	1800-4300			4,8
НПВ 5000-120	2700-6000			5,0

Таблица 3 - Основные параметры магистральных насосов серии НМ

Марка насоса	Ротор	Диапазон изменения подачи насоса, м^3/ч	Номинальные параметры
Подача, м^3/ч	Напор, м	Допус­тимый кавита-ционный запас, м	к. п. д., %
НМ 125-550	1,0·Qн	90-155
НМ180-500	1,0·Qн	135-220
НМ 250-475	1,0·Qн	200-330
НМ 360-460	1,0·Qн	225-370			4,5
НМ 500-300	1,0·Qн	350-550			4,5
НМ 710-280	1,0·Qн	450 - 800
НМ 1250-260	0,7·Qн	650-1150
1,0·Qн	820-1320
1,25·Qн	1100-1800
НМ 2500-230	0,5·Qн	900-2100
0,7·Qн	1300-2500
1,0·Qн	1700-2900
1,25·Qн	2400-3300
НМ 3600-230	0,5·Qн	1300-2600
0,7·Qн	1600-2900
1,0·Qн	2700-3900
1,25·Qн	3600-5000
НМ 7000-210	0,5·Qн	2600 - 4800
0,7·Qн	3500-5400
НМ 7000-210	1,0·Qн	4500-8000
1,25·Qн	7000-9500
НМ 10000-210	0,5·Qн	4000-6500
0,7·Qн	5500-8000
1,0·Qн	8000-11000
1,25·Qн	10000-13000

5) По характеристикам насосов определяем напоры, создаваемые насосами при часовой производительности Q_ч:

- hм (для магистрального насоса);

- hп (для подпорного насоса).

6) По напорным характеристикам насосов вычисляется рабочее давление

(4)

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

m_м – число последовательно работающих магистральных насосов;

принимаем m_м = 3.

Если условие (4) не выполняется, то следует изменить диаметр рабочего колеса.

7) Определяем ориентировочное значение внутреннего диаметра трубопровода

(5)

где w_o – рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки, определяемая из графика (рисунок 1).

Рисунок 1 - Зависимость рекомендуемой скорости перекачки от плановой производительности нефтепровода.

По значению D_o принимается ближайший стандартный наружный диаметр D_н (таблица 4).

Таблица 4 – Характеристика стальных труб для нефтепрововов

8) Для принятого стандартного диаметра вычисляем толщину стенки трубопровода

(6)

где n – коэффициент надежности по нагрузке, зависит от характера нагрузки и способа прокладки трубопровода, определяется по СНИП 2.05.06 – 85*. Для нефтепроводов диаметром 700 – 1200 мм с промежуточными нефтеперекачиваю-щими станциями без подключения емкостей (работа трубопровода “из насоса в насос”) n = 1,15; Для нефтепроводов диаметром менее 700 мм n = 1,10;

R₁ – расчетное сопротивление металла трубы, МПа

, (7)

R₁^н – нормативное сопротивление растяжению (сжатию), равное временному сопротивлению стали на разрыв, МПа [R₁^н = s_в (таблица 4)];

m_у – коэффициент условий работы трубопровода; зависит от категории трубопровода (таблицы 5,6);

Таблица 5 – Категория магистрального трубопровода

Назначение трубопровода	Категория трубопровода при подземной прокладке
Для транспортировки нефти: - диаметром менее 700 мм - диаметром 700 мм и более - в северной строительно-климатической зоне

Таблица 6 – Значения коэффициента условий работы трубопровода

Категория трубопровода	my
	0,90
	0,90

k₁ – коэффициент надежности по материалу, принимаем по таблице 4;

k_н – коэффициент надежности по назначению, принимаем по таблице 7;

Таблица 7 – Значения коэффициента надежности по назначению трубопровода

Условный диаметр трубопровода, мм	κн
500 и менее	1,00
600 – 1000	1,00
	1,05

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

(таблица 4).

9) Определяем внутренний диаметр трубопровода

D = D_н – 2d. (8)

10) Определяем скорость течения нефти (м/с)

.

11) Определяем параметр Рейнольдса

(9)

12) Определяем переходные числа Рейнольдса

(10)

где – относительная шероховатость трубы;

К_э – эквивалентная шероховатость стенки трубы. Для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации можно принять К_э = 0,2мм.

13) Определяем режим течения нефти

Re < 2320 – ламинарный режим;

2320 < Re < Re₁ – турбулентный режим (зона гидравлически гладких труб);

Re₁ < Re < Re₂ – турбулентный режим (зона смешанного трения);

Re > Re₂ – турбулентный режим (зона квадратичного или шероховатого трения).

14) В соответствии с формулой (таблица 8) определяем коэффициент гидравлического сопротивления λ

Таблица 8 – Значения коэффициента λ для различных режимов течения жидкости

Режим течения	l
ламинарный	64/Re
тур­бу­лент-ный	гидравлически гладкие трубы	0,3164/^Re0,25
смешанное трение
квадратичное трение

15) Определяем потери напора на трение

, (11)

16) Определяем число эксплуатационных участков

, (12)

Полученное значение Nэ округляем до целого числа.

17) Определяем суммарные потери напора в трубопроводе

H = 1,02h_t + Dz + N_Э× h_ост, (13)

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

Dz – разность геодезических отметок, м;

Dz = z_К – z_Н , (14)

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

18) Определяем необходимое число перекачивающих станций

, (15)

19) Округлим полученное значение n₀ в меньшую сторону и определим необходимую длину лупинга

, (16)

где Н_ст – напор, развиваемый станцией;

, (17)

i – гидравлический уклон магистрали;

, (18)

ω – поправка, учитывающая изменение гидравлического уклона на участке трубопровода с лупингом;

, (19)

где D_л – диаметр лупинга

При D = D_л

m – коэффициент, зависящий от режима течения жидкости (таблица 9).

Таблица 10 – Значения коэффициента m для различных режимов течения жидкости

Режим течения	m
ламинарный
тур­-бу­лент­ный	гидравлически гладкие трубы	0,25
смешанное трение	0,1
квадратичное трение

20) Строим совмещенную характеристику нефтепровода при округлении числа перекачивающих станции в меньшую сторону (рисунок 2)

1- характеристика трубопровода постоянного диаметра;

2- характеристика трубопровода с лупингом;

3- характеристика нефтеперекачивающих станций (n < n₀)

Рисунок 2 – Совмещенная характеристика нефтепровода и нефтеперекачивающих станций при округлении НПС в меньшую сторону

21) Округляем полученное значение перекачивающих станций n₀ (п.18) в большую сторону и определяем параметры циклической перекачки

Строим совмещенную характеристику нефтепровода при циклической перекачке (рисунок 3)

1 – характеристика перекачивающих станций после отключения части насосов (m_м=2);

2 – характеристика перекачивающих станций до отключения части насосов;

3 – характеристика трубопровода

Рисунок 3 – Совмещенная характеристика нефтепровода и нефтеперекачивающих станций при циклической перекачке

22) Определяем параметры циклической перекачки. Значения расходов Q₁ и Q₂ определяются по совмещенной характеристике нефтепровода и нефтеперекачива-ющих станций (рисунок 3). Продолжительность работы нефтепровода на первом и втором режимах определяются по формулам

(20)

.

Дата добавления: 2015-07-08