Технологический расчёт магистрального нефтепровода

      Н₂ = Н₀ + а* Qч1 – в* (Qч1/2)²

      Н₁ = 127 – 2,9*10^-6*(3273,8)² = 95,91 м

      Н₂ = 95,91 м ; Н₂₀ = 191,8 м

      Для НМ 7000-210:

      h = Н₀ + а* Qч1 – в* (Qч1)²

      h = 323,6 – 1,43*10^-6*(6547,6)²= 262,29 м

      3.1.6. Расчет рабочего давления.

      Полагаем что основных насосов m = 3, рассчитываем рабочие давление на выходе головной насосной станции:

      Р = Р_р*g*(m*h + Н₂₀); Р = 874,2*9,81(3*262,29 + 191,8) = 8,39*10⁶ Па

      Запорная  арматура на нефтепроводе рассчитана на давление Р_¶ = 6,4 мПа (Р> Р_¶). Необходимо принять к применению ротор меньшего диаметра.

      Излишний  напор составляет:

      Р-Р_¶ / Р_р*g = (8,39-6,4)* 10⁶ / 874,2*9,81 = 232,4 м

      Так как  допустимый кавитационный запас  насоса составляет 52 м, то напор подпорных  насосов можно существенно уменьшить. Принимаем к использованию ротор наименьшего диаметра 550мм:

      Н₁ = 93,7 – 1,4*10^-6*(3273,8)²= 78,69 м; Н₂ = 78,69 м ; Н₂₀ = 157,39 м

      С учетом данной замены суммарный избыточный напор составляет:

      Р-Р_¶ / Р_р*g = 232,4 - (191,8 –157,39) = 197,99 м

      Т.е. избыточный напор одного насоса составляет 65,9 м.

      Пологая что будет использоваться ротор  с диаметром 430 мм находим:

      h= 238,4 – 1,51* 10^-6*(6547,6)² = 173,6 м

      Таким образом напор одного основного насоса уменьшился на:

      262,29 -173,6=88,69 > 65,9

      Проверим  возможность использование ротора с диаметром 475 мм:

      h= 296,6 – 1,87*10^-6*(6547,6)²= 216,43 м

      Уменьшение  напора одного основного насоса составляет:

      216,43 –173,6 = 42,8, что недостаточно.

      Таким образом, рабочее давление головной насосной станции составляет:

      Р = 874,2*9,81*(3*173,6+ 157,39) = 5,8*10⁶ Па

      3.1.6.Находим  толщину стенки трубопровода  и внутренний диаметр.

      Пологая, что нефтепровод строится из труб Челябинского Трубного Завода, ТУ-14-3-1698-90. Для этого диаметра (D_н=1020 мм), давления (Р=5,8*10⁶ Па) и производительности (Q2 = Q1 = 48,081 млн.т /год) подходит сталь Ст 13Г1С-У ( s_вр=540 мПа; s_т=390 мПа; К₁=1,47; К_н =1,005; dн = 15,5…12,9 ). Выбираем нефтепровод I категории ( СНиП 2.05.06-85*, СНиП III-42-80), то m_o=0,75.

      Вычисляем расчетное сопротивление металла трубы:

      R₁= s_вр * m_o/ К₁*К_н ; R₁= 540*0,75/1,47*1,005=276,8 мПа

      Вычисляем расчетную толщину стенки трубы:

      d= n₁*Р* D_н / 2*( n₁*Р+ R₁)

      d= 1,15*5,8*1020/2*(1,15*5,8+276,8)=12 мм

      Округляем данное значение до ближайшего большего стандартного значения dн = 12,9 мм.

      Определяем внутренний диаметр нефтепровода:

      d= D_н – 2*d_н ; d= 1020-12,9=994,2 мм

      3.2. Гидравлический расчет.

      Определяем  секундный расход нефти и ее скорость:

      Q= Qч1 / 3600; Q=6547,6 /3600=1,8 м³/с

      V= 4* Q/ p* d² ; V= 4*1,8/ 3,14*(0,9942)² =2,32 м/с

      Определяем число Рейнольдса:

      R_e= V*d/ n_р ; R_e= 2,32*0,9942/ 0,8154*10^-4= 28287

      Режим течения нефти турбулентный R_e>2320.

      Определяем  шероховатость труб:

      Кэ =0,02- коэффициент эквивалентный шероховатости  труб, для новых чистых труб.

      e= Кэ/d; e= 0,02/994,2=2*10^-4

      Определяем  первое переходное число Рейнольдца:

      R_e1= 10/e; R_e1=10/2*10^-4=50000

      Так как R_e< R_e1, то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб и коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле:

      l= 0,3164/ R_e^0,25; l= 0,3164/(28287)^0,25= 0,0245

      Вычисляем гидравлический уклон:

      I = l*V²/d*2*g; I = 0,0245*5,3824/19,5=0,00676

      Так как L»660 км, то Nэ=1, DZ= (20м–50м)= -30 – разность геодезических отметок конца Z₂ и начала Z₁ трубопровода.

      Вычисляем полные потери в трубопроводе (полагаем Нкп = 30 м – остаточный напор в  конце трубопровода):

      Н = 1,02*I*L+DZ+ Nэ* Hкп

      Н= 1,02*0,00676*10³*660-30+30= 4550,8 м 

      3.3. Определение расчетной  длины нефтепровода.

      Для магистральных трубопроводов потери напора на местные сопротивления x незначительны, их принимают равными 2% от потерь на трение l .

      Потери  напора на местные сопротивления можно выразить через длину трубопровода, эквалентную местным сопротивлениям.

      Lэ = x*d / l

      Так как l = 0,0245, x = 4,9*10^-6 .

      Lэ = 4,9*10^-6*0,9942*10^-3/ 0,023 = 211,8*10^-9 км

      С помощью эквивалентной длины  расчет потерь на трение в трубопроводе с местными сопротивлениями сводится к расчету потерь на трение в прямой трубе, приведенная длина которой:

      Lп  = Lг  + Lэ ,

      где Lг – геометрическая длина трубопровода (включая самотечные участки).

Т.е. Lп  = Lг = L =660 км. 

      3.4. Построение совмещенной  характеристики нефтепровода  и насосных станций.

      Расчетный напор одной станции:

      Нст = m*h; Нст= 3*173,6 =520,8 м

      Расчетное число насосных станций:

      n= Н- Nэ*Н₂₀/Нст; n= 4550,8 – 157,39 /520,8= 8,4 »9

      n_н= m* n; n_н= 3*9=27- общие число работающих насосов на насосных станциях.

      На  рис.3, 4 и Чертеже 1 (Совмещенная характеристика нефтепровода и насосных станций) приведена совмещенная характеристика нефтепровода и насосных станций при общем числе работающих насосов nн = 24, 25, 26, 27. Таким образом, проектная производительность нефтепроводом обеспечивается при работе на станции 25 насосов. 

        Данные для построения совмещенной характеристики.

      Таблица 1.

       

      

      

        Рис.3.График совмещенной характеристики  нефтепровода и насосных станций для  nн = 24, 25. 

      

      

        Рис.4. График совмещенной характеристики  нефтепровода и насосных станций для  nн = 26, 27.

      При расположения этого количества насосов  по станциям необходимо иметь в виду следующее; 1) большее их число должно быть установлено на станциях, расположенных  в начале трубопровода, и меньшее - на расположенных в его конце; 2) для удобства обслуживания линейной части четвертый и пятый перегоны между станциями должны быть примерно одинаковой длинны. Исходя из вышесказанного, выбираем следующую схему включения насосов на насосных станциях: 3-3-3-3-3-3-3-2-2. 

      3.5. Расстановка насосных  станций по трассе.

      Вычисляем длину перегона, на который хватило бы напора Нст:

      L*= Нст / 1,02*I

        L*= 520,8/1,02*0,00676= 75,53 км

      Вначале нефтепровода вверх в вертикальном масштабе откладываем напор Нст1 = 520,8 м , а правее в горизонтальном масштабе L1*=75,53 км. Линия, соединяющая концы данных отрезков, есть гидравлический уклон в нефтепроводе с учетом местных сопротивлений.

      В точке пересечения линии гидравлического  уклона с профилем трассы располагается НС №2. Откладываем в ней вверх в масштабе напор Нст2 = 520,8 м и проводя через полученную точку линию гидравлического уклона, в месте ее пересечения с профилем трассы находим место расположения НС №3

      Положение НС №4…..НС №9 определяются аналогично, но с тем отличием, что напор Нст8= 2*h:

      Нст8= 2*173,6=347,2 м. L8*= 50 км.

      В заключении проверяется правильность расстановки насосных станций. Для этого в точки (т. А9) вверх откладывается напор:

      Нст8 + Н20 – Нкп = 347,2 + 157,39 –30 = 474,59 м; L9*=50 км.