Технологический расчет магистрального нефтепровода

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА

 

Цель  расчета:

1. определение диаметра трубопровода, выбор насосного оборудования, расчет толщины стенки трубопровода, определение числа перекачивающих станций (ПС);
2. расстановка ПС по трассе нефтепровода;
3. расчет эксплуатационных режимов нефтепровода.

 

Исходные  данные:

• Годовая производительность нефтепровода, млн. т /год    G_Г;
• Протяженность нефтепровода (перевальные точки отсутствуют ), км   L;
• Разность геодезических отметок, м       Dz=z_К-z_Н.
• Средняя расчетная температура перекачки, °С      t_Р.
• Плотность нефти при температуре 293К (20°С), кг/м³     r₂₉₃;
• Вязкость нефти при 273К (0°С) и 293К (20°С), мм²/с (сСт)   n₂₇₃, n₂₉₃ ;.

 

 

Таблица 1.

Свойства трубной стали  и толщины стенок труб

DН, мм	Марка стали	RН1, МПа	RН2, МПа	Толщина стенки, мм
530	17ХГС	520	360	6 ;  6,5 ;  7 ; 7,5 ; 8
720	17ХГС	520	360	7,5 ; 8 ;  8,5 ; 9 ; 10 ; 11 ; 12
820	17Г1С	520	360	8,5 ; 9 ; 10,5 ; 11 ; 12
1020	14Г2САФ	520	380	9,5 ; 10 ; 11 ; 12,5 ; 14
1220	16Г2САФ	570	420	11 ; 11,5 ; 12 ; 13 ; 15

 

1. определение диаметра трубопровода, выбор насосного оборудования, расчет  толщины стенки трубопровода, определение  числа перекачивающих станций (ПС)

 

• Расчетная температура транспортируемой нефти, принимаемая равной минимальной среднемесячной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода с учетом начальной температуры нефти на головных сооружениях, тепловыделений в трубопроводе, обусловленных трением потока, и теплоотдачи в грунт. В первом приближении допускается расчетную температуру нефти принимать равной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на уровне оси подземного трубопровода. Для трубопровода большой протяженности трасса разбивается на отдельные участки с относительно одинаковыми условиями. В этом случае можно записать

      (1.1)

 

где L – полная протяженность нефтепровода;

l_i – длина i-го участка с относительно одинаковой температурой T_i;

n – число участков.

 

• Расчетная плотность при температуре Т=Т_Р определяется по формуле

     (1.2)

где r₂₉₃ – плотность нефти при 293К, кг/м³;

x=1,825 – 0,001315×r₂₉₃, кг/(м³∙К)   – температурная поправка.

 

• Расчетная кинематическая вязкость нефти определяется при расчетной температуре по вязкостно-температурной кривой, либо по одной из следующих зависимостей:

формула Вальтера (ASTM)

    (1.3)

где n_Т – кинематическая вязкость нефти, мм²/с;

А и В – постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости n₁ и n₂ при двух температурах Т₁ и Т₂

 

 

формула Филонова-Рейнольдса

 

    (1.4)

где u – коэффициент крутизны вискограммы, 1/К

 

• Расчетное число рабочих дней магистрального нефтепровода N_Р определяется с учетом затрат времени на техническое обслуживание, ремонт и ликвидацию повреждений. Оно зависит от условий прокладки трубопровода, его протяженности и диаметра (табл.2).

Таблица 2.

Расчетное число рабочих дней

магистральных нефтепроводов N_Р [1]

 

Протяженность нефтепровода, км	Диаметр нефтепровода, мм
	до 820 включ.	свыше 820
до 250	357	355
от 250 до 500	356 / 355	353 / 351
от 500 до 700	354 / 352	351 / 349
свыше 700	352 / 350	349 / 345

 

В числителе указаны  значения N_Р для нормальных условий прокладки, в знаменателе – при прохождении нефтепроводов в сложных условиях (заболоченные и горные участки, доля которых в общей протяженности трассы составляет не менее 30%). В первом приближении для ориентировочных расчетов можно принять N_Р=350 суток.

 

 

Расчетная часовая производительность нефтепровода при r=r_Т определяется по формуле

    (1.5)

где G_год– годовая (массовая) производительность нефтепровода, млн. т/год;

r  – расчетная плотность нефти, кг/м³;

N_р – расчетное число рабочих дней (табл. 2).

 

Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле

     (1.6)

где  w_o – рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки, определяемая из графика (рис. 1.).

 

Рис. 1.  Зависимость  рекомендуемой скорости перекачки

           от плановой производительности  нефтепровода

 

По значению D_o принимается ближайший стандартный наружный диаметр D_н. Значение D_н можно также определять по таблице 3. [1]. Для дальнейших расчетов и окончательного выбора диаметра нефтепровода назначаются несколько (обычно три) смежных стандартных диаметра.

Таблица 3.

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 снижен применением уменьшенных по наружному диаметру рабочих колес магистральных насосов либо сменных роторов на пониженную подачу. Уменьшение расчетного напора может быть достигнуто также обточкой рабочих колес. 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)

 

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

Значения коэффициентов l, b и m для различных

режимов течения  жидкости

Режим течения		l	m	b, с2/м
ламинарный		64/Re	1	4,15
турбулент-ный	гидравлически гладкие  трубы	0,3164/Re0,25	0,25	0,0246
	смешанное трение		0,123
	квадратичное трение		0	0,0826·l

 

Суммарные потери напора в трубопроводе составляют

 

H = 1,02h_t  + Dz + N_Э× h_ост.     (1.19)

 

где  1,02 – коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода;

Dz=z_К-z_Н  – разность геодезических отметок, м;

N_Э – число эксплуатационных участков (назначается согласно протяженности эксплуатационного участка в пределах 400…600 км [1]);

h_ост – остаточный напор в конце эксплуатационного участка, h_ост =30…40 м.

 

Величину гидравлического уклона магистрали можно найти из выражения

 

,     (1.20)

 

На основании уравнения  баланса напоров, необходимое число  перекачивающих станций составит

.      (1.21)

Как правило, значение n₀ оказывается дробным и его следует округлить до ближайшего целого числа.

При округлении числа  станций n в меньшую сторону (n<n₀) гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой дополнительного лупинга длиной l_Л

,     (1.22)

 

где         .     (1.23)

 

При равенстве D = D_Л величина .

В случае округления числа  станций в большую сторону (n>n₀) целесообразно предусмотреть вариант циклической перекачки. Параметры циклической перекачки определяются из решения системы уравнений

 

      (1.24)

где  V_Г  – годовой объем перекачки, V_Г=G_Г/r .

 

Строится совмещенная  характеристика трубопровода и перекачивающих станций.

Значения Q₁ и Q₂ определяются из совмещенной характеристики (рис.2) либо аналитически.

Решение системы (1.24) сводится к вычислению T₁ и T₂

 

.  (1.25)

 

2.  Расстановка перекачивающих  станций по трассе нефтепровода

 

Расстановка перекачивающих станций  выполняется графически на сжатом профиле  трассы. Рассмотрим реализацию этого метода для случая округления числа перекачивающих станций в большую сторону на примере одного эксплуатационного участка (рис. 3).

Рис. 3. Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода постоянного  диаметра

 

1. По известной производительности нефтепровода  определяется значение гидравлического уклона i. Величина гидравлического уклона в случае варианта циклической перекачки вычисляется исходя наибольшей производительности нефтепровода, т. е. Q₂ (рис. 2).
2. Строится треугольник гидравлического уклона abc (с учетом надбавки на местные сопротивления) в принятых масштабах длин и высот сжатого профиля трассы.
3. Из начальной точки трассы вертикально вверх в масштабе высот строится отрезок, равный активному напору перекачивающей станции  H_СТ1. Из вершины отрезка H_СТ1 проводится линия, параллельная гипотенузе гидравлического треугольника, до пересечения с профилем трассы. Точка М соответствует местоположению второй ПС.
4. Из вершины отрезка H_СТ1 вертикально вверх откладывается отрезок, равный h_П в масштабе высот. Линия, проведенная параллельно i  из вершины H_СТ1+ h_П, показывает распределение напора на первом линейном участке.
5. Аналогично определяются местоположения остальных ПС в пределах эксплуатационного участка.
6. Место расположения ПС на границе эксплуатационных участков определяется построением отрезка CB, который проводится из вершины отрезка CN= H_СТ1+h_П - h_ОСТ параллельно i до пересечения с профилем трассы.
7. При правильно выполненных расчетах и построениях на конечном пункте трубопровода остается остаточный напор h_ОСТ.

 

При округлении числа перекачивающих станций в меньшую сторону  рассчитывается длина лупинга и  гидравлический уклон на участке  с лупингом. Дополнительно строится гидравлический треугольник abd. Его гипотенуза bd определяет положение линии гидравлического уклона на участке с лупингом i_Л (рис. 4).

Рис. 4. Расстановка перекачивающих станций и лупингов по трассе нефтепровода

 

Из точек С₁ и B₁ строится параллелограмм  C₁F₁B₁K₁, стороны F₁B₁ и C₁K₁ которого параллельны линии bd, а стороны C₁F₁ и B₁K₁ – параллельны линии bc гидравлических треугольников abc и abd. При этом горизонтальные проекции отрезков C₁F₁ и B₁K₁ равны протяженности лупинга в горизонтальном масштабе.

Как видно из рисунка, при размещении  всего лупинга  в начале нефтепровода, линия падения напора будет изображаться ломаной C₁F₁B₁, а в случае расположения его в конце нефтепровода – ломаной B₁K₁C₁ . По правилу параллелограмма лупинг можно размещать в любом месте трассы, поскольку все варианты гидравлически равнозначны. Лупинг также можно разбивать на части.  Однако предпочтительнее размещать лупинг (или его части) в конце трубопровода (перегонов между перекачивающими станциями).

Расстановка перекачивающих станций по трассе в случае прокладки  лупинга выполняется в следующем порядке. Из точек C₂ и C₃ строятся части аналогичных C₁F₁B₁K₁ параллелограммов до пересечения с профилем трассы. Таким образом, вторую перекачивающую станцию можно разместить в зоне возможного расположения B₂K₂, а третью – в зоне B₃K₃. Предположим, что исходя из конкретных условий, станции решено расположить в точках X и Y.

Проводя из точки X линию, параллельную i_Л, до пересечения с линией C₂B₂, определяется протяженность лупинга l_Л1. Аналогичные построения выполняются для размещения остальных лупингов и станций. Сумма длин отрезков l_Л1, l_Л2 и l_Л3 должна равняться расчетной длине лупинга l_Л, найденной из выражения (1.22).

 

 

Литература

 

1. ВНТП 2-86. Ведомственные нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов. М.: Миннефтепром.– 1986.– 110 с.
2. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России.: ГП ЦПП, 1997.– 52 с.
3. Центробежные нефтяные насосы для магистральных трубопроводов. Каталог.– М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1981.– 18 с.