Технологический расчёт магистрального нефтепровода

Пропускная способности нефтепровода, млн. т/год	Диаметр наружный, мм	Скорость движения нефти, м/с
1,7	219	2
2,6	273	2
3,7	325	2
5,1	377	2
6,5	426	2
10,1	530	2
14,3	630	2
23,2	720	2,5
30,2	820	2,5
56,2	1020	3,0
60,9	1067	3,0
92,6	1220	3,5

2. Выбор насосных агрегатов.

1. Магистральные насосы.

В соответствии с  найденной расчетной часовой  производительности нефтепровода подбирается  магистральные и подпорные насосы нефтеперекачивающей станции исходя из условия 

0,8Q_ном<Q_ч<1,2 Q_ном,

3463,92 м³/ч <4329,9 м³/ч <5195 м³/ч

 

Согласно  таблице 2, выбираем насосы: магистральный  насос НМ 3600-230 и подпорный насос  НПВ 1250-60.

Таблица 2

Техническая характеристика насоса НМ 3600-230

Номинальный режим					Масса, кГ	Диаметр входного патрубка, мм
Подача, м3/ч	Напор, м	Частота вращения, об/мин	Допускаемый кавитационный запас, м	КПД, %
3600	230	3800	38	87	4490	512

 

Действительный  напор при данной подаче определяем по напорной характеристике насоса, которая  приведена в паспорте или в  специальном каталоге.

Учитывая, что возможность пользоваться каталогами центробежных насосов имеется не всегда, удобно представлять их характеристики в аналитическом виде

(22)

(23)

,    (24)

где a, b, a₀, b₀, c₀, c₁, c₂ — эмпирические коэффициенты;

Q_* — безразмерная подача насоса, численно равная Q.

В качестве основных насосов используются насосы НМ 3600-230.

Таблица 3

Пересчитанные характеристики  НМ 3600-230

Подача, м3/ч	Напор, м	Частота вращения, об/мин	Дополнительный кавитационный запас, м	КПД, %
4329	217	3800	41,5	86,6

Таблица 4

Справочные данные насоса НМ 3600-230

Коэффициенты в формуле 22			Коэффициенты в формуле 23		Коэффициенты в формуле 24			Параметры насоса, мм			ns
H0, м	a, ч/м2	106*b, ч2/м5	a0, м	b0	102*c0	104*c1, ч/м3	108*c2, ч2/м6	b2	Двх	Д2
319	0	5,43	4,9	2,18	15,1	4	-4,57	-	512	470	147

2. Подпорные насосы.

Выбираем  подпорный насос НПВ 1250-60. Подпорные  насосы типа НПВ — центробежные вертикальные одноступенчатые.

Насосы расположены  в вертикальном колодце. Входной  и выходной патрубки насоса направлены в противоположные стороны, расположены  горизонтально. Входной патрубок присоединяется к технологическим трубопроводам  сваркой, а напорный — с помощью  фланцев.

Рабочее колесо двухстороннего входа. Насосы укомплектованы электродвигателем  взрывозащищённого исполнения серии  ВАОВ (вертикальные асинхронный обдуваемый). Роторы насоса и электродвигателя соединены  втулочно-пальцевой муфтой.

Таблица 5

Техническая характеристика насоса НПВ 1250-60.

Насос						Электродвигатель
Номинальный режим					Масса, кг	Тип	Мощность, кВт	Масса, кг
Подача, м3/ч	Напор, м	Частота вращ., об/мин	Доп. кавитац. запас, м	КПД, %
3600	80	1500	2,2	76	16700	ВАОВ710L-4У1	400	7500

Таблица 6

Справочные данные насоса НПВ 1250-60.

D2, мм	Коэффициенты в формуле 4.1			Коэффициенты в формуле 4.2		Коэффициенты в формуле 4.3			ns
	H0, м	a, ч/м2	106*b, ч2/м5	a0, м	b0	102*c0	104*c1, ч/м3	108*c2, ч2/м6
525	74,8	0	0,95	2,3	0	17,2	0,08	-0,24	106

Чтобы обеспечит  необходимую подачу, подпорные насосы устанавливаются параллельно 2 шт, плюс один всегда находится в резерве.

Таблица 7

Пересчитанные характеристики  НПВ 1250-60

Подача, м3/ч	Напор, м	Частота вращения, об/мин	Дополнительный кавитационный запас, м	КПД, %
2165	70	1500	2,3	80

 

Находим расчетное давление после  нефтеперекачивающей станции:

 Р_рмнh_мн + H_п)·10^-6=6,3 МПа,                               (29)

3. Определение толщины стенки нефтепроводов.

Расчетная толщина  стенки нефтепровода d, см, должна определяться по формуле

, (30)

где п - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в нефтепроводе, учитывающий возможное увеличение внутреннего давления в переходных процессах и принимаемый по таблице 6.8;

p - рабочее (нормативное) давление, МПа;

D_н - наружный диаметр трубы, см;

R₁ - расчетные сопротивления растяжению;

, (31)

где k₁, - коэффициенты надежности по материалу, принимаемые соответственно по таблицам 6.4 и 6.5;

k₁=1,34

k_н - коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый по таблице 6.6.

k_н=1,05

m - коэффицент условий работы трубопровода (0,9 для трубопроводов 3 и 4 категории).

Нормативное сопротивление растяжению  металла  труб, соединительных деталей и сварных  соединений должно приниматься равными минимальным значению временного сопротивления, принимаемым по государственным стандартам и техническим требованиям заказчика на трубы.

Выбираем  трубы диаметром 1220 мм с номинальной  толщиной стенки 10÷16 мм (с шагом 1 мм) ГОСТ Р 52079-2003. Такие трубы применяются для строительства и ремонтамагистральных газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, транспортирующих некоррозионноактивные продукты (природный газ, нефть и нефтепродукты) при рабочем давлении до 7,4 МПа и температуреэксплуатации от –60°C до +50°С. Марка стали 13Г2АФ.

4. Характеристики металла трубопровода.

 Таблица  8

Временное сопротивление sвр, МПа	Предел прочности sвр, МПа
Не менее
335	205

=s_вр=530МПа.

=355 МПа, тогда толщина стенки  равна

Округляем до ближайшего значения. Толщина  стенки равна 8 мм.

Внутренний диаметр равен 0,804 м.

5. Определение расчетной длины нефтепровода

По заданию фактическая протяжённость  трассы — 650 км.

На линейной части трубопровода имеются местные  сопротивления — задвижки, повороты, сужения и т.п. Потери напора на них  определяют по формуле

(3.8)

где — коэффициент местного сопротивления, зависящий как от вида сопротивления, так и от характера течения жидкости.

Потери напора на местных сопротивлениях можно  выразить через длину трубопровода, эквивалентную местным сопротивлениям,

(3.9)

С помощью  эквивалентной длины расчёт потерь на трение в трубопроводе с местными сопротивлениями сводится к расчёту  потерь на трение в прямой трубе, приведённая  длина которой

,     (3.10)

где — геометрическая длина трубопровода.

Для магистральных трубопроводов  потери напора на местные сопротивления  незначительны, их принимают равными 2% от потерь на трение. Таким образом расчётная длина трубопровода равна геометрической .

4. Гидравлический расчет нефтепровода.

Гидравлическими расчетами определяются рабочее  давление на перекачивающей станции  с учетом гидравлических потерь, разности геодезических отметок, а также  характеристики насосных агрегатов.

Гидравлические  расчеты производятся, исходя из пропускной способности нефтепровода, расчетных, физических характеристик перекачиваемой жидкости и расчетного диаметра.

1. Гидравлические потери и гидравлические режимы перекачки

Потери энергии, т.е. уменьшение гидравлического напора, можно наблюдать в движущейся жидкости не только на сравнительно длинных  участках, но и на достаточно коротких. В соответствии с этим гидравлические потери энергии делятся на два  типа: потери на трение по длине трубопроводов h_тр и местные потери h_м, вызванные такими элементами трубопроводов, в которых вследствие изменения размеров или конфигурации русла происходит изменение скорости потока, отрыв потока от стенок русла и возникновение вихреобразования. Источником потерь во всех случаях является вязкость жидкости.

Доля потерь на местных сопротивлениях в общей  величине гидравлических потерь невелика, в связи с тем, что по нормам проектирования расстояния между линейными задвижками составляют 15…20 км, а повороты и изгибы трубопровода плавные. с учетом многолетнего опыта эксплуатации трубопроводов с достаточной для практических расчетов точностью можно принять, что потери напора на местные сопротивления составляют 1…3% (в среднем 2%) от линейных потерь, т.е. величину гидравлических потерь в магистральном трубопроводе можно записать как 1,02×h_тр.

В расчетах гидравлических потерь коэффициент  гидравлического сопротивления  должен определяться в зависимости  от числа Рейнольдса

( ):

при числах менее 2000 по формуле:

                        (32)

при числах от 2000 до 2800 по формуле:

                 ₍₃₃₎

при числах от 2800 до (зона гидравлически гладких труб) по формуле:

                           (34)

при числах от до (зона смешанного трения) по формуле:

                                  (35)

Предельные  значения , и значения приведены в таблице 9.

 

 

Таблица 9

Соотношение наружного  диаметра и критических чисел  Рейнольдса.

 

Наружный диаметр, мм	x 10	x 10	х10
219	13	1000	157
273	16	1200	151
325	18	1600	147
377	28	1800	143
426	56	2500	134
530	73	3200	130
630	90	3900	126
720	100	4500	124
820	110	5000	123
920	115	5500	122
1020	120	6000	121
1220	125	6800	120

В таблице  приведены данные при следующих  величинах шероховатости труб: для труб диаметром до 377 мм включительно принята средняя абсолютная шероховатость - 0,125 мм, для труб большого диаметра - 0,100 мм.