Технологический расчет участка магистрального нефтепровода

Согласно п.6.7.1. [2], находят годовую расчетную вязкость:

.

Вариант 2 ():

Согласно п.5.1. [5], при условном диаметре менее 1000 мм заглубление трубопроводов до верха трубы надлежит принимать не менее 0,8 м.

Тогда глубина залегания оси трубопровода составит:

;

В соответствии с п.6 [2], определяют расчетную вязкость, плотность и температуру перекачиваемой нефти.

Cреднемесячная температура грунта по месяцам на глубине 1,26 метров показана в таблице 6.

Таблица 6.Среднемесячная температура грунта по месяцам на глубине1,26 м.

Месяц	Значение , [°С]	Месяц	Значение , [°С]
Январь	-2,13	Июль	13,83
Февраль	-1,13	Август	11,83
Март	1,61	Сентябрь	9,09
Апрель	5,35	Октябрь	5,35
Май	9,09	Ноябрь	1,61
Июнь	11,83	Декабрь	-1,13

Соответственно, подставив значения температур, получают расчетные плотности нефти по месяцам, показано в таблице 7.

 Таблица 7. Расчетная плотность нефти по месяцам на глубине 1,26 м.

Месяц	Значение , [кг ×	Месяц	Значение , [кг ×
Январь	870,73	Июль	860,09
Февраль	870,01	Август	860,80
Март	868,07	Сентябрь	862,75
Апрель	865,41	Октябрь	865,41
Май	862,75	Ноябрь	868,07
Июнь	860,80	Декабрь	870,01

 

Средняя расчетная плотность нефти составит:

= 865,41 кг ×

Производят расчет вязкости нефти по формуле Рейнольдса – Филонова для каждого месяца по найденным температурным данным, их значения показаны в таблице 8.

Таблица 8. Зависимость температуры грунта от вязкости нефти по месяцам на глубине 1,26 м.

Месяц	Значение , [°С]	Значение  υ, [сСт]	Месяц	Значение , [°С]	Значение  υ, [сСт]
Январь	-2,13	28,19	Июль	13,83	20,81
Февраль	-1,13	27,62	Август	11,83	21,24
Март	1,61	26,13	Сентябрь	9,09	22,45
Апрель	5,35	24,22	Октябрь	5,35	24,22
Май	9,09	22,45	Ноябрь	1,61	26,13
Июнь	11,83	21,24	Декабрь	-1,13	27,62

 

Согласно п.6.7.1. [2], находят годовую расчетную вязкость:

.

Вариант 3 ():

Согласно п.5.1. [5], при условном диаметре менее 1000 мм заглубление трубопроводов до верха трубы надлежит принимать не менее 0,8 м.

Тогда глубина залегания оси трубопровода составит:

;

В соответствии с п.6 [2], определяют расчетную вязкость, плотность и температуру перекачиваемой нефти.

Cреднемесячная температура грунта по месяцам на глубине 1,26 метров показана в таблице 9.

Таблица 9.Среднемесячная температура грунта по месяцам на глубине1,21 м.

Месяц	Значение , [°С]	Месяц	Значение , [°С]
Январь	-2,30	Июль	13,25
Февраль	-1,26	Август	12,21
Март	1,59	Сентябрь	9,36
Апрель	5,48	Октябрь	5,48
Май	9,36	Ноябрь	1,59
Июнь	12,21	Декабрь	-1,26

 

Соответственно, подставив значения температур, получают расчетные плотности нефти по месяцам, показано в таблице 10.

 Таблица 10. Расчетная плотность нефти по месяцам на глубине 1,21 м.

Месяц	Значение , [кг ×	Месяц	Значение , [кг ×
Январь	870,84	Июль	859,80
Февраль	870,104	Август	860,54
Март	868,10	Сентябрь	862,558
Апрель	865,32	Октябрь	865,32
Май	862,558	Ноябрь	868,082
Июнь	860,54	Декабрь	870,104

 

 

Средняя расчетная плотность нефти составит:

= 865,32 кг ×

Производят расчет вязкости нефти по формуле Рейнольдса – Филонова для каждого месяца по найденным температурным данным, их значения показаны в таблице 10.

Таблица 10. Зависимость температуры грунта от вязкости нефти по месяцам на глубине 1,21 м.

Месяц	Значение , [°С]	Значение  υ, [сСт]	Месяц	Значение , [°С]	Значение  υ, [сСт]
Январь	-2,30	28,29	Июль	13,25	20,64
Февраль	-1,26	27,70	Август	12,21	21,08
Март	1,59	26,14	Сентябрь	9,36	22,33
Апрель	5,48	24,16	Октябрь	5,48	24,16
Май	9,36	22,33	Ноябрь	1,59	26,14
Июнь	12,21	21,08	Декабрь	-1,26	27,70

 

Согласно п.6.7.1. [2], находят годовую расчетную вязкость:

.

 

3. Расчет гидравлического уклона.

 

Гидравлические расчеты трёх вариантов нефтепроводов в соответствии с Приложением А [2], производятся, исходя из пропускной способности нефтепровода, расчетных, физических характеристик перекачиваемой жидкости и расчетного диаметра.

Предварительно принимают толщину стенки трубопровода равной 8 мм.

Так как при подборе трёх вариантов диаметров нефтепровода из условия скорости движения жидкости 1,6; 2,0; 2,5 м/сек, полученные значения диаметров при подборе стандартных труб были увеличены, возникает необходимость пересчета скорости движения жидкости с учетом толщины стенки трубопровода:

,

,

.

 

Требования по скорости движения нефти по магистральным нефтепроводам, указанные в п.6.9 [2] выполняются, следовательно можно проводить дальнейший расчет по трём вариантам нефтепроводов.

Для определения потерь напора в трубопроводе необходимо определить режим течения нефти, характеризующийся числом Рейнольдса, сравнить его с граничными величинами для каждого диаметра трубопровода и определить коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода.

 

Величину числа Рейнольдса вычисляют по формуле:

  , где D – внутренний диаметр трубопровода;

Далее вводят индекс каждого из вариантов нефтепровода:

1 вариант, нефтепровод диаметром 1020 мм - индекс 1020;

2 вариант, нефтепровод диаметром 920 мм – индекс 920;

3 вариант, нефтепровод диаметром 820 мм – индекс 820.

.

.

.

 

Коэффициент гидравлического сопротивления определяют в зависимости от величины числа Рейнольдса и определяют по формулам п.А.2 [2] предварительно определив в каком диапазоне находится величина числа Рейнольдса.

Коэффициент гидравлического сопротивления для всех вариантов определяют по формуле А.3 [2]:

.

.

.

Гидравлический уклон определяеют по формуле (согласно п.А.2 [2]):

, где:

g – ускорение силы тяжести;

v – скорость движения  жидкости.

Таким образом:

,

,

.

 

4. Выбор основного оборудования.

 

Производят расчет потерь по длине нефтепровода:

, где:

L – длина нефтепровода, ;

высотные отметки конца и начала нефтепровода;

1,02 – коэффициент зависящий от шероховатости труб;

=1 038,00 м;

;

.

В зависимости от пропускной способности, подбираем (для трёх диаметров) насос НМ 5000-210 с двигателем СТД-3200-2, технические характеристики показаны на рисунке 2 согласно [4].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 2. Технические характеристики насоса НМ 5000-210.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 3. Графики зависимостей Q-H, Q-N и Q-КПД насоса НМ 5000-210.

По  рисунку 3 видно, что при подаче 4 412,68 м3/час, дифференциальный напор составит 221 м.

 

Принимается типовая схема:

3 рабочих насоса НМ 5000-210 соединённых параллельно и 1 резервный насос.

Дифференциальный напор НПС насосов составит:

.

На головной перекачивающей станции, где имеется резервуарный парк, необходимо создать подпорное давление.

Расчет необходимого подпора для насоса НМ 5000-210:

,  где:

 – давление  насыщенных паров, выбирается из  диапазона от 10 кПа до 500 кПа, примем  = 35 кПа;

- допускаемый кавитационный запас (при работе на воде), по рисунку 2 для насоса НМ 5000-210, ,

,

.

Принимается значение подпора для насоса НМ 5000-210 равное 47 м.

 

Подбирается подпорный насос НПВ 3600-90-М - центробежный вертикальный двухкорпусной секционного типа с предвключенным колеcом и торцовым уплотнением патронного типа c двигателем ВАОВ-5К-1250-6 УХЛ1.

 

Принимается типовая схема соединения подпорных насосов:

2 рабочих насоса НМП 2500-74 соединённых параллельно и 1 резервный подпорный насос. В качестве привода насоса выступает электродвигатель ДС 118/44-6. Основные характеристики насоса НМП 2500-74 показаны на рисунке 4.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 4. Технические характеристики насоса НМП 2500-74.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 5. Графики зависимостей Q-H, Q-N и Q-КПД насоса НМП 2500-74.

По  рисунку 5 видно, что при подаче 2 206,34 м3/час, дифференциальный напор подпорных насосов составит 75 м.