Гидравлический расчет нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

Практическое занятие № 1

Тема: «Гидравлический расчет магистральных нефтепроводов»

Цель работы: Определение диаметра трубопровода и суммарных потерь напора по длине

трубопровода.

В практике проектирования расчеты магистральных нефтепроводов и нефтепродуктов называют также технологическими расчета, то есть имеется в виду комплекс расчетов, связанных с технологическими процессами транспорта нефти и нефтепродуктов. В состав технологического расчета входит собственно гидравлический расчет нефтепровода и нефтепродуктопровода, выбор оборудования, механические и технологические расчеты, а также технико-экономический расчет, включающий выбор оптимального диаметра трубопровода с учетом сравнительных технико-экономических показателей различных вариантов. Кроме того, при выбранных вариантах расположения насосных станций рассчитывают режимы эксплуатации трубопровода с уточнением пропускной способности при различных условиях перекачки и принятых методах регулирования его работы. Технологические расчеты выполняют в соответствии с «Нормами технологического проектирования и технико-экономическими показателями магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов». По технологическим расчетам решаются основные технические вопросы наиболее рациональной схемы сооружения магистрального нефтепровода (или нефтепродуктопровода) при минимальных затратах на строительство и эксплуатацию:

Исходными данными для расчета являются:

Ø требуемая подача нефти и нефтепродуктов (объем перекачки), определяемая заданием на проектирование и технико-экономическими проработками;

Ø физические характеристики нефти и нефтепродуктов при температуре перекачки (зависимость вязкости и плотности от температуры);

Ø среднемесячные температуры грунта на глубине заложения трубопровода;

Ø механические свойства материала труб;

Ø направление, протяженность и высотное расположение трубопровода, определяемое по плану трассы, нанесенной на топографическую карту, и сжатому профилю трассы.

Гидравлический расчет нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

В задачу гидравлического расчета магистрального нефтепровода (или нефтепродуктопровода) входит определение суммарных потерь напора по длине трубопровода, числа перекачивающих станций и расстановка их по трассе трубопровода.

К основным расчетным параметра магистрального нефтепровода или нефтепродуктопровода относятся:

- пропускная способность;

- диаметра;

- рабочее давление.

Гидравлический расчет трубопровода ведется в следующей последовательности (порядок расчета): по пропускной способности и вязкости находят диаметр трубопровода и режим течения жидкости (параметр Рейнольдса), от которого зависит коэффициент гидравлического сопротивления; затем определяют потерю напора и гидравлический уклон, как основного трубопровода, так и лупинга (местного удвоения трубопровода) или вставки (местного увеличения диаметра). По профилю трассы определяют расчетную длину трассы до перевальной точки и соответствующую разность геодезических отметок

(Δz). Пользуясь этими данными, определяют число насосных станций.

Практически всегда n₀ будет получаться в виде неправильной дроби и возникает необходимость округления числа НПС.

При округлении в большую сторону суммарный напор всех НПС будет превышать необходимый для обеспечения заданной пропускной способности. В случае округления числа станций в большую сторону (n > n₀) целесообразно предусмотреть вариант циклической перекачки. При циклической перекачке эксплуатация нефтепровода осуществляется на двух режимах, часть планового времени t₂ перекачка ведется на повышенном режиме с производительностью (например, если на каждой НПС включено m_м – 1 магистральных насосов.

Если повышение пропускной способности не желательно, напор развиваемый всеми НПС необходимо снизить на величину:

ΔH = (n – n₀) · H_cm

Это возможно выполнить заменой рабочих колес на части насосов или обточки рабочих колес. Во избежание снижения к.п.д. насосов обточка не должна превышать 10%.

Если суммарный напор НПС не снизить, то величина ΔH будет потеряна на дросселирование.

При округлении в меньшую сторону (n < n₀) пропускная способность нефтепровода снизится. Для повышения ее до заданного уровня используют прокладку лупинга для снижения потерь напора в трубопроводе на величину

где i – гидравлический уклон нефтепровода, представляющий собой потерю напора на трение на единице длины нефтепровода.

Под пропускной способностью магистрального трубопровода понимается максимальное количество нефти или нефтепродукта, которое может быть перекачано по трубопроводу при экономически оптимальном использовании принятых параметров и установившемся режиме.

Задача.

Исходные данные:

- протяженность трубопровода L = 425 км;

- плотность нефти р = 878 кг/м³;

- разность нивелирных отметок конца и начала трубопровода ΔZ = 125,5 м;

- перевальная точка отсутствует, глубина заложения трубопровода Н₀ = 1,6 м до оси;

- минимальная температура марта составляет 272 K;

- кинематическая вязкость нефти Т = 272 K равна v = 0,997^. 10^-4 m²/с;

- давление, развиваемое насосной станцией Р_i = 5.494 МПа;

- остаточное давление в конце перегона Р₂ = 0,147 МПа;

- абсолютная шероховатость труб e = 1,43;

- длительность перекачки 350 суток;

- объем годовой перекачки G_год = 8,0 млн.т/год.

Выполнить гидравлический расчет магистрального нефтепровода.

Решение:

1. В соответствии с нормами технологического проектирования, расчетное число дней перекачки принимаем равным 350, тогда секундный расход нефти равен:

/с (1)

Где Gгод – годовая пропускная способность трубопровода, млн.т/год.

350 – число рабочих дней трубопровода за год (согласно норм технологического проектирования);

р – плотность нефти или нефтепродукта, кг/м³

2. Определяем расчетный диаметр нефтепровода:

(2)

Где w – скорость течения нефти, м/с (w = 1,5:2,0 м/с; принята теоретически

q – секундная пропускная способность (расход), м³/с.

3. В соответствии стабл.1 (приложение № 1) принимаем D трубопровода;

Принимаем – предел прочности для данного трубопровода из табл. № 1 (приложение);

Коэффициенты k₁ = 1,47; m₀= 0,75; k_н= 1; n₁ = 1,1 (см. формулы)

(3)

Где p – рабочее давление;

D_н – наружный диаметр трубы;

n₁- коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе принимаем

n₁= 1,2 – при постоянных нагрузках (давление грунта) и воздействие кратковременных сосредоточенных нагрузок (пропуск очистных устройств, воздействие ветра, обледенение);

n₁= 1,15 – для нефтепродуктопроводов, работающих по системе «из насоса в насос»;

n₁ = 1,1 – во всех остальных случаях;

d = 700 1400 мм;

R₁ – расчетное сопротивление металла трубы и сварных соединений

(4)

R^H₁ – нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений, равное минимальному пределу прочности δ_вр;

m₀ - коэффициент условий работы трубопровода:

(m₀ = 0,9 для трубопроводов I и IV кат.; m₀ = 0,75 для трубопроводов I и II кат.;

m₀ = 0,6 – для трубопроводов кат.В)

k₁– коэффициент надежности по материалу: из табл. 1

k_н = - коэффициент надежности, зависящий от d нефтепродуктопровода (для 1000 мм, кН = 1, Dн 1200 мм, КН = 1,05, для Dн £ 1400 мм, Кн = 1,1.)

4. Определяем расчетное сопротивление металла по формуле:

(5)

= 255,1 МПа

5. Необходимая толщина стенки по формуле:

(6)

= 6,12 мм

В соответствии с табл.1 (основные характеристики электросварочных труб) используем трубы D = 529 мм (δ = 8 мм), тогда D_вн = 513 мм.

6. Находим среднюю скорость течения нефти:

(7)

D_вн = D_н – 2δ

= 1,457 м/с

7. Вычисли первое переходное число Рейнольдса при при эквивалентной шероховатости новых, чистых труб k_э= 0,015 мм относительная шероховатость:

(8)

И переходное число Рейнольдса по формуле:

(9)

Где ε = – относительная шероховатость труб, выраженная через эквивалентную шероховатость k_э (табл. Приложение эквивалентная шероховатость труб и диаметр).