От производительности трубопровода

 

По значению D0 принимается ближайший стандартный наружный диаметр Dн, значение которого можно определить по таблице 1.

Таблица 1

Параметры магистрального трубопровода [1]

Производительность Gг, млн. т/год Наружный диаметр Dн, мм Рабочее давление p, МПа
0,7-1,2 8,8-9,8
1,1-1,8 7,4-8,3
1,6-2,4 6,6-7,4
2,2-3,4 5,4-6,4
3,2-4,4 5,4-6,4
4,0-9,0 5,3-6,1
7,0-13,0 5,1-5,5
11,0-19,0 5,6-6,1
15,0-27,0 5,5-5,9
23,0-50,0 5,3-5,9
41,0-78,0 5,1-5,5

 

Исходя из расчетной часовой производительности нефтепровода, подбирается основное оборудование перекачивающей станции (подпорные и магистральные насосы). Основные характеристики насосов приведены в таблицах 2 и 3.

По напорным характеристикам насосов [2] вычисляется рабочее давление (МПа):

р = ρ . g . ·(hп + mм . hм) ≤ рдоп , (7)

где g – ускорение свободного падения, м/с2; hп, hм – соответственно напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами при расчетной производительности нефтепровода, м; mм – количество работающих магистральных насосов на НПС; рдоп – допустимое давление НПС из условия прочности корпуса насоса или допустимого давления запорной арматуры, МПа.

Для ряда насосов от НМ 125-550 до НМ 360-460 включительно предполагается последовательное соединение трех насосов по схеме: два работающих плюс один резервный. Насосы с номинальной подачей от 500 м3/ч и более соединяются последовательно по схеме – три работающих плюс один резервный.

Таблица 2

Основные параметры магистральных насосов серии НМ [2]

Марка насоса Ротор Диапазон изменения подачи насоса, м3/ч Номинальные параметры
Подача, м3/ч Напор, м Допустимый кавитационный запас, м К.П.Д., %
НМ 125-550 1,0. Qн 90-155
НМ 180-500 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
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

Таблица 3

Основные параметры подпорных насосов серии НПВ [2]

Марка насоса Диапазон изменения подачи насоса, м3/ч Номинальные параметры
Подача, м3/ч Напор, м Допустимый кавитационный 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

 

Напорная характеристика центробежных насосов магистральных нефтепроводов (зависимость напора Н от производительности Q) имеет вид полого падающей кривой. Рабочая область этой характеристики достаточно хорошо аппроксимируется выражениями, в зависимости от требуемой степени точности [3]:

Н = a – b . Q2 (8)

или Н = aо + a1 . Q + a2 . Q2 , (9)

где a, b, ao, a1, a2 – постоянные коэффициенты.

Значения коэффициентов приведены в приложениях Б и В.

Расчетный напор НПСпринимается равным Нст = mм . hм. Если условие (7) не выполняется, то рабочее давление принимается равным рдоп, а расчетный напор НПС равным

. (10)

Напор перекачивающей станции может быть снижен применением уменьшенных по наружному диаметру рабочих колес магистральных насосов либо сменных роторов на пониженную подачу. Уменьшение расчетного напора в необходимых случаях может быть достигнуто также обточкой рабочих колес по наружному диаметру. При этом коэффициент обточки, равный отношению уменьшенного D2У и заводского D2 наружных диаметров рабочего колеса насоса, определяется по формуле

, (11)

где h*м – требуемый напор, развиваемый магистральным насосом после обточки рабочего колеса; aм,bм – коэффициенты уравнения (8) напорной характеристики магистрального насоса с соответствующим рабочим колесом диаметра D2, приведенные в приложении Б.

Для принятого стандартного диаметра Dн вычисляется толщина стенки трубопровода

, (12)

где р – рабочее давление в трубопроводе, МПа; nр – коэффициент надежности по нагрузке (nр=1,15); R1-расчетное сопротивление металла трубы, МПа, равное

, (13)

где R1н – нормативное сопротивление растяжению (сжатию), равное временному сопротивлению стали на разрыв, МПа (R1н = σв); m – коэффициент условий работы (для подземных трубопроводов m = 0,9); к1 – коэффициент надежности по материалу (приложение А); кн – коэффициент надежности по назначению (для трубопроводов D≤1020 мм кн = 1,0, для трубопроводов D>1020 мм кн=1,05).

Вычисленное значение толщины стенки трубопровода δ округляется в большую сторону до стандартной величины δн из рассматриваемого сортамента труб (приложение А).

Внутренний диаметр трубопровода определяется по формуле

Dвн = Dн - 2δн (14)

Гидравлический расчет трубопровода выполняется для найденного значения внутреннего диаметра Dвн. Результатом гидравлического расчета является определение потерь напора в трубопроводе.

При перекачке нефти по магистральному нефтепроводу напор, развиваемый насосами перекачивающих станций, расходуется на трение hτ (с учетом местных сопротивлений), статического сопротивления из-за разности геодезических (высотных) отметок ΔZ, а также создания требуемого остаточного напора в конце каждого эксплуатационного участка трубопровода hост. Слагаемое hτ зависит от скорости течения нефти в трубопроводе.

Средняя скорость течения нефти (м/с) определяется по формуле

, (15)

где – расчетная производительность перекачки, м3/с; Dвн – внутренний диаметр, м.

Потери напора на трение(м) в трубопроводе определяют по формуле Дарси-Вейсбаха

, (16)

либо по обобщенной формуле Лейбензона

, (17)

где Lр – расчетная длина нефтепровода (равна полной длине трубопровода при отсутствии перевальных точек), м; ν – расчетная кинематическая вязкость нефти, м2/с; λ – коэффициент гидравлического сопротивления; β, m- коэффициенты обобщенной формулы Лейбензона.

Значения λ, β и m зависят от режима течения жидкости и шероховатости внутренней поверхности трубы. Режим течения жидкости характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса

, (18)

При значениях Re<2320 реализуется ламинарный режим течения жидкости. Область турбулентного течения подразделяется на три зоны:

· гидравлически гладкие трубы 2320<Re<Re1;

· зона смешанного трения Re1≤Re<Re2;

· квадратичное (шероховатое) трение Re>Re2.

Значения переходных чисел Рейнольдса Re1 и Re2 определяются по формулам:

; , (19)

где – относительная шероховатость трубы; кэ – эквивалентная шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от ее состояния.

Для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации можно принять кэ = 0,2 мм [3].

Расчет коэффициентов λ, β и m выполняется по формулам, приведенным в таблице 4.

Таблица 4