От производительности трубопровода

По значению D₀ принимается ближайший стандартный наружный диаметр D_н, значение которого можно определить по таблице 1.

Таблица 1

Параметры магистрального трубопровода [1]

Исходя из расчетной часовой производительности нефтепровода, подбирается основное оборудование перекачивающей станции (подпорные и магистральные насосы). Основные характеристики насосов приведены в таблицах 2 и 3.

По напорным характеристикам насосов [2] вычисляется рабочее давление (МПа):

р = ρ ^. g ^. · (h_п + m_м ^. h_м) ≤ р_доп , (7)

где g – ускорение свободного падения, м/с²; h_п, h_м – соответственно напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами при расчетной производительности нефтепровода, м; m_м – количество работающих магистральных насосов на НПС; р_доп – допустимое давление НПС из условия прочности корпуса насоса или допустимого давления запорной арматуры, МПа.

Для ряда насосов от НМ 125-550 до НМ 360-460 включительно предполагается последовательное соединение трех насосов по схеме: два работающих плюс один резервный. Насосы с номинальной подачей от 500 м³/ч и более соединяются последовательно по схеме – три работающих плюс один резервный.

Таблица 2

Основные параметры магистральных насосов серии НМ [2]

Таблица 3

Основные параметры подпорных насосов серии НПВ [2]

Напорная характеристика центробежных насосов магистральных нефтепроводов (зависимость напора Н от производительности Q) имеет вид полого падающей кривой. Рабочая область этой характеристики достаточно хорошо аппроксимируется выражениями, в зависимости от требуемой степени точности [3]:

Н = a – b ^. Q² (8)

или Н = a_о + a₁ ^. Q + a₂ ^. Q², (9)

где a, b, a_o, a₁, a₂ – постоянные коэффициенты.

Значения коэффициентов приведены в приложениях Б и В.

Расчетный напор НПС принимается равным Н_ст = m_м ^. h_м. Если условие (7) не выполняется, то рабочее давление принимается равным р_доп, а расчетный напор НПС равным

. (10)

Напор перекачивающей станции может быть снижен применением уменьшенных по наружному диаметру рабочих колес магистральных насосов либо сменных роторов на пониженную подачу. Уменьшение расчетного напора в необходимых случаях может быть достигнуто также обточкой рабочих колес по наружному диаметру. При этом коэффициент обточки, равный отношению уменьшенного D_2У и заводского D₂ наружных диаметров рабочего колеса насоса, определяется по формуле

, (11)

где h^*_м – требуемый напор, развиваемый магистральным насосом после обточки рабочего колеса; a_м, b_м – коэффициенты уравнения (8) напорной характеристики магистрального насоса с соответствующим рабочим колесом диаметра D₂, приведенные в приложении Б.

Для принятого стандартного диаметра D_н вычисляется толщина стенки трубопровода

, (12)

где р – рабочее давление в трубопроводе, МПа; n_р – коэффициент надежности по нагрузке (n_р=1, 15); R₁-расчетное сопротивление металла трубы, МПа, равное

, (13)

где R₁^н – нормативное сопротивление растяжению (сжатию), равное временному сопротивлению стали на разрыв, МПа (R₁^н = σ _в); m – коэффициент условий работы (для подземных трубопроводов m = 0, 9); к₁ – коэффициент надежности по материалу (приложение А); к_н – коэффициент надежности по назначению (для трубопроводов D≤ 1020 мм к_н = 1, 0, для трубопроводов D> 1020 мм к_н=1, 05).

Вычисленное значение толщины стенки трубопровода δ округляется в большую сторону до стандартной величины δ _н из рассматриваемого сортамента труб (приложение А).

Внутренний диаметр трубопровода определяется по формуле

D_вн = D_н - 2δ _н (14)

Гидравлический расчет трубопровода выполняется для найденного значения внутреннего диаметра D_вн. Результатом гидравлического расчета является определение потерь напора в трубопроводе.

При перекачке нефти по магистральному нефтепроводу напор, развиваемый насосами перекачивающих станций, расходуется на трение h_τ (с учетом местных сопротивлений), статического сопротивления из-за разности геодезических (высотных) отметок Δ Z, а также создания требуемого остаточного напора в конце каждого эксплуатационного участка трубопровода h_ост. Слагаемое h_τ зависит от скорости течения нефти в трубопроводе.

Средняя скорость течения нефти (м/с) определяется по формуле

, (15)

где – расчетная производительность перекачки, м³/с; D_вн – внутренний диаметр, м.

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

, (16)

либо по обобщенной формуле Лейбензона

, (17)

где L_р – расчетная длина нефтепровода (равна полной длине трубопровода при отсутствии перевальных точек), м; ν – расчетная кинематическая вязкость нефти, м²/с; λ – коэффициент гидравлического сопротивления; β, m- коэффициенты обобщенной формулы Лейбензона.

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

, (18)

При значениях Re< 2320 реализуется 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 определяются по формулам:

; , (19)

где – относительная шероховатость трубы; к_э – эквивалентная шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от ее состояния.

Для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации можно принять к_э = 0, 2 мм [3].

Расчет коэффициентов λ, β и m выполняется по формулам, приведенным в таблице 4.

Таблица 4