Параметры магистральных нефтепроводов

Производительность GГ, млн.т./год	Наружный диаметр Dн, мм	Рабочее давление P, МПа
0,7... 1,2	219	8,8... 9,8
1,1... 1,8	273	7,4... 8,3
1,6... 2,4	325	6,6... 7,4
2,2... 3,4	377	5,4... 6,4
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

 

Исходя из расчетной часовой производительности нефтепровода, подбирается основное оборудование перекачивающей станции (подпорные и магистральные насосы). Основные характеристики насосов приведены в табл. 3 и табл. 4. По их напорным характеристикам вычисляется рабочее давление (МПа)

 

                                     (1.7)

где g     – ускорение свободного падения;

h_п, h_м – соответственно напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами [3];

       m_м  – число работающих магистральных насосов на перекачивающей станции;

P_ДОП – допустимое давление ПС из условия прочности корпуса насоса или допустимое давление запорной арматуры.

Таблица 3.

Номинальные параметры магистральных насосов [3]

Марка насоса	Диапазон изменения подачи насоса, м3/ч	Подача, м3/ч	Напор, м	Допус-тимый кавита­ционный запас, м	К.П.Д., %
НМ 1250-260	1000…1500	1250	260	20,0	80
НМ 1800-240	1450…2150	1800	240	25,0	83
НМ 2500-230	2000…3000	2500	230	32,0	86
НМ 3600-230	2900…4300	3600	230	40,0	87
НМ 5000-210	4000…6000	5000	210	42,0	88
НМ 7000-210	5600…8400	7000	210	52,0	89
НМ 10000-210	8000…12000	10000	210	65,0	89
НМ 10000-210 (на повышен­ную подачу)	10000…13000	12500	210	89,0	87

Таблица 4.

Номинальные параметры подпорных насосов [3]

Марка насоса	Подача, м3/ч	Напор, м	Допус­тимый кавита­ционный запас, м	К.П.Д., %	Частота вращения, об/мин
НПВ 1250-60	1250	60	2,2	76	1500
НПВ 2500-80	2500	80	3,2	82	1500
НПВ 3600-90	3600	90	4,8	84	1500
НПВ 5000-120	5000	120	5,0	85	1500

 

Расчетный напор ПС принимается равным Н_ст=m_м×h_М. Если условие (1.7) не выполняется, то рабочее давление принимается равным P_ДОП, а расчетный напор ПС равным

.                                                   (1.8)

Напор перекачивающей станции может быть уменьшен обточкой рабочих колес магистральных насосов. При этом возможны следующие варианты:

1) равномерная обточка колес. При этом напор, развиваемый магистральным насосом, составит

.                                                             (1.9)

 

2) обточка рабочего колеса одного из магистральных насосов ПС. В этом случае

.                                       (1.10)

Если принять допустимую степень обточки , то . (1.11)

3) при невыполнении условия (1.11) можно принять  и рассчитать обточку рабочего колеса второго насоса

.                                                      (1.12)

4) применить сменный ротор на пониженную подачу или уменьшить число работающих магистральных насосов m_М.

 

Для каждого значения принятых вариантов стандартных диаметров вычисляется толщина стенки трубопровода

                                                 (1.13)

где P     – рабочее давление в трубопроводе, МПа;

n_p    – коэффициент надежности по нагрузке (n_p=1,15);

R₁   – расчетное сопротивление металла трубы, МПа

s_в   – временное сопротивление стали на разрыв, МПа (s_в= R_Н¹);

m_у  – коэффициент условий работы;

k₁   – коэффициент надежности по материалу;

k_н   – коэффициент надежности по назначению;

Коэффициенты n_p, m_у, k₁, и k_н находятся из [2].

 

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

  Внутренний диаметр трубопровода определяется по формуле

D = D_н – 2d.                                                         (1.14)

 

Гидравлический расчет нефтепровода выполняется для каждого конкурирующего варианта. Результатом гидравлического расчета является определение потерь напора в трубопроводе.

Потери напора в трубопроводе

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

                                                          (1.15)

где Q=Q_Ч/3600 – расчетная производительность перекачки, м³/с;

D – внутренний диаметр, м.

 

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

 ,                                               (1.16)

либо по обобщенной формуле лейбензона

 ,                                         (1.17)

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

       n – расчетная кинематическая вязкость нефти, м/с²;

       l – коэффициент гидравлического сопротивления;

       b, m – коэффициенты обобщенной формулы Лейбензона.

 

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

 ,                                                   (1.18)

 

При значениях Re<2320 наблюдается 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  определяют по формулам

,

где – относительная шероховатость трубы;

k_Э – эквивалентная (абсолютная) шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от ее состояния. Для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации можно принять k_Э=0,2 мм.

 

Расчет коэффициентов l, b и m выполняется по формулам, приведенным в табл. 5.

Таблица 5