Основные формулы для гидравлического расчета 1 Определение

Основные формулы для гидравлического расчета 1

Определение полной потери напора в трубопроводе • Полную потерю напора в трубопроводе Н определяют по формуле: • где hτ– потери напора на трение, м; ΔZ = Zк - Zн– разность геодезических отметок конца и начала трубопровода, м. • Потери напора на трение могут определяться по формуле Дарси – Вейсбаха: 2

3

Эквивалентная шероховатость стальных труб 4

5

Напорная характеристика трубопровода 6

Сжатый профиль трассы нефтепровода 7

Линия гидравлического уклона 8 (4)

Гидравлический уклон 9

Линия гидравлического уклона нефтепровода с лупингом и вставкой 10

11

Перевальная точка и расчетная длина нефтепровода Возвышенность на трассе, от которой нефть приходит на конечный пункт нефтепровода самотеком, называется перевальной точкой π. Расстояние от начального пункта нефтепровода до ближайшей из них называется расчетной длиной нефтепровода. При гидравлическом расчете длина нефтепровода принимается равной расчетной, разность отметок ΔZπ — равной превышению перевальной точки над начальным пунктом трассы. Если линия гидравлического уклона, проведенная из конечной точки трассы, нигде не пересекается с профилем и не касается ею (на рис. — пунктирная линия), перевальная точка отсутствует и расчетная длина равна полной длине нефтепровода. 12

Перевальная точка и расчетная длина нефтепровода 13

Течение жидкости за перевальной точкой 15

Напорная характеристика насосной станции 16

Основным насосным оборудованием нефтепроводов являются центробежные нефтяные магистральные и подпорные насосы типа НМ. Условные обозначения марки насоса: Н - нефтяной; М магистральный; П - подпорный; цифры после букв - подача, м/3 час; цифры после тире - напор, м. Магистральные насосы предназначены для перекачки нефти и нефтепродуктов температурой до 80 гр. С, кинематической вязкостью не более 300 с. Ст, содержащих не более 0, 05 % (об. ) механических примесей. Насосы с подачей до 1250 м 3/час - секционные многоступенчатые; с подачей 1250 м 3/ч и выше - спиральные одноступенчатые. Корпуса насосов рассчитаны на предельное рабочее давление 7, 4 МПа, а механические торцового типа уплотнения ротора - на 4, 9 МПа. В качестве привода насосов применяются электродвигатели взрывозащищенного исполнения серий СТДП, 2 АРМП и 2 АЗМВ 1. Насосы НМ 2500 -230; НМ 3600 -230; НМ 5000 -210; НМ 7000 -210 и НМ 10000 -210 комплектуются сменными рабочим колесами на подачу 0, 5 и 0, 7 от номинальной. Для расширения области применения насоса НМ 10000 -210, испольуется колесо на подачу 1, 25 от номинальной. 17

Подпорные нефтяные насосы, предназначенные для перекачивания нефти от емкостей к магистральным насосам, создают необходимый подпор для обеспечения бескавитационной работы магистральных насосов. Для создания противокавитационного подпора применяются центробежные вертикальные одноступенчатые насосы типа НПВ. Эти насосы укомплектованы электродвигателем взрывозащищенного исполнения серии ВАОВ (вертикальный асинхронный обдуваемый). Роторы насоса и электродвигателя соединены втулочно-пальцевой муфтой. 18

Напорная характеристика насоса НМ 7000 - 210 • Дифференциальный напор насоса описывается выражениями: • H = a – b*Q^2 -m 19

Напорная характеристика подпорного насоса НПВ 3600 - 90 20

21

• Напорная характеристика насосной станции, оборудованной центробежными насосами, описывается следующим выражением: • где Нст. диф - дифференциальный напор рабочих насосных агрегатов, м; hкол - потери напора на местные сопротивления от нагнетательного патрубка первого насоса до выхода из регуляторов давления, м; Нв противокавитационный подпор, м. • Источником подпора Нв на промежуточной НПС является предыдущая станция, а на головной - подпорная насосная. • Подпор Нв не должен быть меньше чем минимальный подпор Hs, величина которого определяется расчетом всасывающей способности насоса, исходя из данных каталога по допустимому противокавитационному запасу, вязкости транспортируемой нефти и упругости ее паров. 22

• Дифференциальный напор рабочих насосных агрегатов НПС определяется по формуле: • где аr и br — коэффициенты, зависящие от типа установленных насосов. • Если на станции установлены одинаковые насосы, то при последовательной схеме их соединения: • где ai, и bi - коэффициенты напорной характеристики i-то насоса; r - число работающих насосов, шт. • Если на станции установлены одинаковые насосы, то при параллельной схеме их соединения: 23

Совмещенная характеристика трубопровода и насосных станций 24

• Уравнение баланса напоров имеет вид: • Учитывая, что ΔНв постоянная величина, получим выражение для определения расхода по нефтепроводу: 25

Баланс напоров и равенство подачи насосов расходу в трубопроводе (материальный баланс перекачки) дают основание для следующего важного вывода: трубопровод и насосные станции составляют единую гидравлическую систему. Это положение является исходным при решении любых вопросов перекачки нефти (нефтепродуктов) по магистральным трубопроводам. Работу трубопровода и насосных станций всегда надо рассматривать как совместную. 26

Основные параметры нефтепровода определяются исходя из обеспечения пропускной способности нефтепровода при расчетных значениях плотности и вязкости перекачиваемой нефти. Плотность на расчетную температуру пересчитывают по формуле: ρt = ρ20 – ξ (t – 20), (1) где t – расчетная температура, 0 С; ρ20 - плотность нефти при 200 С, кг/м 3; ξ - температурная поправка, кг/(м 3 0 С): ξ = 1, 825 - 0, 001315 ρ20. (2) Пересчет кинематической вязкости производят по формуле: νt = νt 1 e-u(t – t 1), (3) где νt 1 - коэффициент кинематической вязкости нефти при температуре t 1, м 2/с; u - коэффициент, значение которого определяют по известным значениям вязкостёй при двух температурах, 1/0 С. Объемный часовой расход Qчас. нефти по трубопроводу определяется: где М - пропускная способность трубопровода при полном развитии, млн. т год; ρtплотность при расчетной температуре, кг/м 3. к - коэффициент неравномерности перекачки. Расчетное время работы магистральных нефтепроводов принимается равным 8400 часов или 350 дней в году. 27

28

Подбор насосного - силового оборудования 29

• Марку насосов подбирают по каталогам заводов-производителей по часовой проектной пропускной способности нефтепровода, чтобы выполнялось условия: • Если расчётная подача может быть обеспечена насосами с роторами на различную подачу, то выбирается ротор на меньшую подачу. • Центробежный насос должен эксплуатироваться при максимальном значении коэффициента полезного действия. Поэтому возникает необходимость определения зависимости напора (H), потребляемой мощности (Nп), коэффициента полезного действия КПД (η) и допустимого кавитационного запаса (Δhдоп. ) от подачи насоса (Q) при данной частоте вращении. Эти зависимости в виде графиков предоставляются заводами-производителями в паспорте насоса или они приведены в каталогах и прейскурантах. При построении Q - H характеристики насоса используют полный напор, который иногда называют дифференциальным. • Заводские (паспортные) характеристики центробежных насосов сняты на воде. При перекачке маловязких нефтей они не изменяются, но с ростом вязкости жидкости характеристики насосов ухудшаются. Поэтому следует пересчитать паспортные 30 характеристики насоса с воды на нефть.

Насосное оборудование ОАО «Насосэнергомаш» 31

32

33

34

35

36

37

38

Определение необходимого числа НПС 39

• Количество НПС находится из следующего уравнения баланса напора для всего трубопровода: • Тогда • или • где Нст – расчетный напор НПС, определяемый несущей способностью принятых труб; • Нп – подпор на выходе из подпорной насосной; • h – дополнительный напор, слагаемый из потерь в коммуникациях станции и величины требуемого противокавитационный подпор, 40

Дополнительный напор в зависимости от расчетной подачи насосной станции 41

1. Округление числа НПС в меньшую сторону до n 0 требует прокладку лупинга, длина которого находится из необходимости компенсировать недостаток напора равный (n 0 -n)* (H - h): 2. Округление числа НПС в большую сторону – обточка рабочих колес НПС. 42

Расстановка НПС по трассе нефтепрвода 43

• • Определение местонахождения нефтеперекачивающих станций на сжатом профиле трубопровода производилось графическим методом В. Г. Шухова при известных значениях следующих параметров: - гидравлического уклона для основной магистрали; - гидравлического уклона для участков с лупингами (вставками); - напора, развиваемого основными насосами каждой насосной станции; - величины подпора на входе в основные насосы головной и промежуточных насосных станций; - остаточного напора на входе в конечные пункты эксплуатационных участков и нефтепровода в целом. Расстановка НПС должна производиться с учетом равномерного распределения напоров по всем насосным станциям нефтепровода. Напор станции определяется по формуле: • • где Н – полные потери напора м; n - число насосных станций, шт; Нв– противокавитационный подпор, м. 44

Расстановка НПС методом В. Г. Шухова 45

• Нефтеперекачивающие станции должны размещаться после перехода нефтепроводом больших рек на площадках с благоприятными топо - и геологическими условиями, а также возможно ближе к населённым пунктам, железным и шоссейным дорогам, источникам электроснабжения и водоснабжения. • Головные НПС располагаются на площадках центральных пунктов подготовки нефти, вблизи резервуарных парков с использованием существующих систем энергоснабжения, водоснабжения, канализации и других вспомогательных сооружений. • При параллельной прокладке нефтепроводов проектируемые площадки НПС совмещаются с площадками действующего нефтепровода. 46

Границы зон расположения НПС №с+1 - правее зоны возможного расположения НПС. Необходима прокладка лупинга на перегоне между станциями с и с+1 или в любом другом целесообразном месте на участке lс+1. Длина лупинга х* определяется из следующего уравнения баланса напоров для участка l с+1: 47

Необходимость прокладки лупинга х* не следует из гидравлического расчета нефтепровода. Поэтому общий для всего нефтепровода баланс напоров после прокладки лупинга х* будет нарушен. Для восстановления этого баланса надо на участке L - lc+1 уменьшить напор, развиваемый станциями. Величина Н', на которую должен быть уменьшен напор, развиваемый станциями на участке L - lc+1, определяется из следующего уравнения баланса напоров: где Z = Z - Zc+1 - разность высот перевальной точки и станции с+1. Снижение напора на Н 1 может быть достигнуто уменьшением числа насосных агрегатов (если Н' больше или равно напору, развиваемому одним насосом) и обрезкой колес насосов. 48

Поместим станцию с + 1 ближе левой границы зоны возможного расположения НПС. Если снижение напора осуществляется на НПС №с + I , то уравнение баланса напора для нахождения H 1, напора на который необходимо уменьшить напор станции, имеет вид: где Нд - (Нст –Н 1) – подпор перед НПС № с+1; Нст – напор, развиваемой НПС без уменьшения числа рабочих НПА и без обточки колес. Длина лупинга на участке за НПС№с+1 находится из уравнения баланса напора вида: 49

50

• Месторасположение НПС определено (участки, запрещенные для расположения НПС заштрихованы). 51

Расчет нефтепроводов при заданном положении НПС 52

После нахождения мест расположения насосных станций на сжатом профиле трассы нефтепровода проводится уточнённый гидравлический расчёт трубопровода с целью определения требуемого напора и величины дифференциального напора магистральных (основных) насосных агрегатов по станциям. При этом расчеты ведутся по каждому из перегонов нефтепровода с построением совмещенных характеристик участков трубопровода и насосов, соответствующих им НПС. 53

54

Требуемый напор на нефтеперекачивающей станции за регулятором давления, работающей на следующую промежуточную станцию без резервуарного парка, определяется по формуле: где i –гидравлический уклон; L – длина перегона, м; ΔZ – разность высотных отметок конца и начала перегона, м; hнаг – потери напора в трубопроводе данной НПС от регуляторов давления до магистрального нефтепровода, м; hвс – потери напора в трубопроводах последующей НПС от магистрального нефтепровода до входного патрубка первого магистрального насоса, м; Нв – подпор к магистральному насосу, м. 55

Требуемый напор на нефтеперекачивающей станции за регулятором давления, работающей на перевальную точку, определяется по формуле: где Lπ – расстояние от насосной до перевальной точки, м; ΔZπ – разность высотных отметок перевальной точки и начала перегона, м; Hπ = 10 м – напор на перевальной точке, гарантирующий сплошность потока. 56

Требуемый напор на нефтеперекачивающей станции за регулятором давления, работающей на резервуарный парк следующей станции или конечный пункт нефтепровода, определяется по формулам: где h – суммарные потери напора во внешних технологических трубопроводах станции с емкостью от магистрального трубопровода до наиболее отдалённого резервуара, м; Lтех. – длина трубопровода согласно технологической схеме и генплана НПС с емкостью или конечного пункта нефтепровода, м; hм - потери напора на местные сопротивления межплощадочных трубопроводов нефтебазы, м; ξ – коэффициент местного сопротивления; ω – скорость потока, м/с; ΔZр – разность отметок максимального взлива резервуара и магистрального трубопровода, м; Zрез – высотная отметка дна резервуара, м; Zк - высотная отметка конца магистрального трубопровода, м; Нвзл. – максимальная высота взлива 57 нефти в резервуаре, м.

Для обеспечения заданной пропускной способности нефтепровода напор центробежных насосов должен определяться в соответствии с требуемым напором на НПС. Дифференциальный напор рабочих магистральных насосных агрегатов Нст. диф. , определяется по требуемому напору на НПС Нст с учетом потерь напора на местные сопротивления от нагнетательного патрубка первого насоса до выхода из регуляторов давления hкол за вычетом противокавитационного подпора: Для головной насосной станции дифференциальный напор рабочих насосных агрегатов Нгс. диф определяется по формуле: где Нп – напор на выходе подпорной насосной, м; hп – потери напора в трубопроводе, соединяющего подпорную насосную с основной, м. 58

Дифференциальный напор Н*, развиваемый одним из последовательно включенных насосов, находится по формуле: где r – число работающих насосов. 59

Если расчетный дифференциальный напор станции окажется меньше напора, создаваемыми выбранными насосами по заводским характеристикам, то во избежание непроизводительных затрат на дросселирование, необходим применить обрезку рабочих колес насосов. Диаметр рабочего колеса после обточки определяется по формуле: – диаметр колеса до обточки, м; a и b – коэффициенты аналитического выражения напорной характеристики насоса до обточки колеса; Q* и H*- координаты точки на графике Q - Н, через где D которую должна пройти напорная характеристика насоса после обточки рабочего колеса. Чтобы не снижать КПД насосного агрегата, обточка рабочего колеса не должна превышать 10%. 60

В случае привода насосного агрегата с регулированной частотой вращения, число оборотов рабочего колеса ω, которое соответствовало бы найденному значению дифференциального напора, определяется по формуле: где ω0 – номинальное число оборотов рабочего колеса насоса, об. /мин. 61

Совмещенная характеристика НПС и перегона 62

63

Расчет коротких нефтепроводов 64

Нефтепроводы с одной или двумя нефтеперекачивающими станциями называются короткими. Расчет таких нефтепроводов сводится к: - определению напора на станциях Нст, подобрав предварительно марку и число НПА, работающих на станциях; - определению расчетной длины нефтепровода и величины ∆Z; - нахождению диаметра трубопровода из уравнения баланса напоров для п =1 и п = 2: - подбору по расчетным значениям диаметров трубы по сортаменту; -выбору оптимального варианта по результатам технико - экономических расчетов. Расположение второй НПС, при необходимости, находится методом Шухова. 65

К расчету нефтепроводов малой протяженности 66

Изменение подпоров перед НПС при изменении вязкости перекачиваемой нефти 67

• Подпор перед НПС №С+1 определяется из уравнения баланса напоров для участка между первой и С+1 станциями: • Расход определяем из уравнения баланса напоров для всего нефтепровода: • Тогда • От изменения вязкости нефти зависит лишь величина: 68

Изменение подпора при изменении вязкости определяется величиной отношения: где lc+1/c – среднее расстояние между НПС на участке lc+1; L/n – то же для всего трубопровода. Если lc+1/c > L/n, то при увеличении вязкости значение дроби (5) возрастает – подпор перед НПС №с+1 уменьшается; lc+1/c < L/n, то при увеличении вязкости значение дроби (5) уменьшается – подпор перед НПС №с+1 возрастает; lc+1/c = L/n, то изменение вязкости не оказывают влияния на подпор перед НПС №с+1 69

Изменение подпоров перед НПС при изменении вязкости перекачиваемой нефти где Н 1 – подпор на ГНПС; Ндиф = а. А 1 = А 1 А 2 = А 2 А 3; Н*диф = а. А 1* = А 1*А 2* = А 2*А 3* при * . 70

Известно, что полный напор линейно изменяется по длине трубопровода (уравнение линии гидравлического уклона): В точке пересечения линий гидравлического уклона имеем: Значения гидравлических уклонов находим по формулам: Условие (1) выполняется: при где С - целое число, равное 1, 2, 3 и т. д. 71

1. Если НПС № 3 находилась в тоске В, то при любом изменении вязкости подпор не изменялся. (lc+1/c = L/n) Правая граница ее расположения должна находится в точке С , где подпор равен Нд при перекачке нефти с максимальной вязкостью. 2. НПС № 2 находится на расстоянии l 2

Режим работы нефтепровода при отключении НПС 73

74

75

76

Нефтепроводы со сбросами и подкачками 77

Сбросы и подкачки подразделяются на непрерывные и периодические. Расчет нефтепровода с непрерывными сбросами или подкачками производится по участкам, разграниченными пунктами сброса (подкачки). При периодических сбросах (подкачках) необходимо производить регулирование работы НПС. Изменение подпоров перед НПС при сбросе на входе станции С+1. 78

• Сброс и расход в левой части нефтепровода, при которых подпор перед НПС № С+1 (у пункта сброса) будет равен допустимому значению, называются критическими: Qкр. и qкр. • Величина Qкр. находится из уравнения баланса напор для левой части трубопровода: • Величина qкр. находится из уравнения баланса напор для правой части трубопровода: 79

Если сброс будет q>qкр. необходимо искусственно поднять подпор перед НПС № с+1 путем уменьшения напора, развиваемого НПС правой части трубопровода (относительно пункта сброса). При этом расход в левой части равен Qкр. , что соответствует поддержанию на НПС №с+1 подпора Нд, а в правой части нефтепровода расход равен Qкр. – q. Напор Н*, которой должен быть поглощен регулирующими устройствами в правой части трубопровода, находится из уравнения: 80

Критической подкачкой qкр. называют такую, при которой на НПС №с+1 напор достигает максимально допустимого значения Нд. Расход в правой части трубопровода при qкр. называется Qкр. Величина Qкр. находится из уравнения баланса напор для правой части трубопровода: Величина qкр. находится из уравнения баланса напор для левой части трубопровода: 81

Если подкачка будет q>qкр. необходимо регулирование с цель снижения расхода в левой части трубопровода (относительно пункта подкачки). Напор Н*, которой должен быть поглощен регулирующими устройствами, находится из уравнения: 82

УВЕЛИЧЕНИЕ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ НЕФТЕПРОВОДА 83

• Увеличение пропускной способности действующих нефтепроводов и продуктопроводов может обуславливаться следующими причинами: • а) возрастанием мощности нефтеперерабатывающего завода (заводов); • б) увеличение грузопотоков по экспортным направлениям. • Задача по увеличению пропускной способности трубопровода решается при поэтапном вводе в эксплуатацию, т. е. расход по нему должен наращиваться и достигать наибольшего значения через определенный срок. Диаметр такого нефтепровода выбирается соответствующим наибольшей пропускной способности, а станции строятся и вводятся в эксплуатацию не одновременно, а по очередям. • Коэффициентом увеличения пропускной способности называется отношение: 84

Увеличение пропускной способности нефтепровода от Q до Q* достигается изменением или гидравлической характеристики трубопровода или же напорной характеристики насосных станций, при котором рабочая точка на совмещенной характеристике Н = Н(Q) переместится вправо. Для этого необходимо либо «поднять» напорные характеристики НПС, либо сделать более пологими характеристики перегонов. Возможны следующие способа увеличения пропускной способности трубопроводов : • удвоение числа НПС (сооружение дополнительных станций на перегонах между существующими НПС); • увеличение числа работающих насосов; • прокладка лупингов (вставок большего диаметра); • применение противотурбулентных присадок; • одновременное использование вышеназванных способов. 85

Увеличение пропускной способности нефтепровода а) после удвоения числа НПС; б) после прокладки лупинга. 86

87

Режим работы нефтепровода после удвоения числа НПС 88

К расчету удвоения числа НПС 89

90

• Во всех перечисленных способах увеличения пропускной способности нефтепроводов напор на выходе из насосных станций уменьшается (см. рис. ). • Поэтому несущая способность трубопровода окажется недоиспользованной. Коэффициент увеличения расхода может быть еще увеличен, если напор на НПС будет поднят до величины, близкой к допускаемой по условию прочности линейной части трубопровода. • Эта достигается: • подбором диаметров колес насосов; • заменой существующих насосов на другие; • установкой дополнительных подпорных насосов. 91

• удвоение числа НПС дает увеличение пропускной способности в число раз, близкое к (для зоны гидравлически гладких труб – 1, 486 раза); • строительство лупинга целесообразно при сравнительно небольшом увеличении расхода ; • комбинированный способ увеличения пропускной способности позволяет получить множество значений коэффициента χ за счет различной конструкции лупинга и применяется при • увеличение числа работающих насосов может быть использовано только на недогруженных по давлению нефтепроводах; • применение противотурбулентных присадок позволяет увеличить пропускную способность трубопроводов в кратчайшие сроки и без дополнительных капиталовложений на строительство лупингов или дополнительных станций. 92

Выбор того или иного способа увеличения пропускную способность нефтепроводов определяется на основании технико-экономических расчетов по заданному критерию (минимум капитальных вложений в строительство дополнительных станций или лупингов, срок окупаемости и т. п. ) при рассмотрении нескольких вариантов. 93

Определение экономически наивыгоднейшего диаметра трубопровода 94

Экономические показатели трубопровода в зависимости от его диаметра при М=const 95

• А 1 – годовые отчисления на амортизацию и текущий ремонт линейной части; • А 2 – годовые отчисления на амортизацию и текущий ремонт НПС; • В 1 – годовые затраты на транспортировку (электроэнергия и т. д. ). • В 2 – годовые расходы на эксплуатацию трубопровода. 96

Зависимость оптимального диаметра трубопровода от его пропускной способности (к - удельная стоимость транспортировки) 97

Исследование уравнений, определяющих оптимальные параметры нефтепровода, позволили сделать ряд важных выводов: 1. С увеличением пропускной способности нефтепровода оптимальное давление, развиваемое насосными станциями, уменьшается, число станций возрастает, оптимальный диаметр трубопровода увеличивается. 2. Увеличение расчетного напряжения материала труб повышает оптимальное давление и снижается оптимальное число перекачивающих станций. 3. С увеличением вязкости перекачиваемой нефти увеличиваются число станций и диаметр трубопровода. 4. Увеличение давления приводит к уменьшению диаметра трубопровода и числа перекачивающих станций и к возрастанию толщины стенки трубопровода. 5. С увеличением диаметра трубопровода толщина стенки, 98 давление и число станций уменьшаются.

С учетом тепла трения изменение температуры потока нефти, нефтепродукта в трубопроводе описывается: Предельная температура Tп обладает тем свойством, что к ее значению стремится температура потока углеводородной жидкости при движении в трубопроводе. Если температура нефти в начале участка трубопровода меньше предельной величины Tп, то при движении нефти ее температура будет расти. Если температура нефти в начале участка больше Tп, то при движении нефти ее температура будет уменьшаться. Температура потока на всей трассе не может быть выше Тп. 99

РД 153 -39. 4 -113 -01 «Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов» 5. 1. 4 Для обеспечения заданной производительности магистрального нефтепровода должно предусматриваться развитие его по очередям за счет увеличения числа насосных станций. В отдельных случаях допускается сооружение лупингов или вставок при их технико-экономическом обосновании. Допускается проектирование магистрального нефтепровода с последующим строительством второй нитки в следующих случаях: - заданная производительность не обеспечивается одной ниткой; - увеличение производительности нефтепровода до пределов, указанных в задании на проектирование, намечается в сроки, превышающие 8 лет; - упругость паров нефти, поступающей в резервуарные парки, при заданной производительности за счет тепловыделения в нефтепроводе превышает 66, 5 к. Па (500 мм рт. ст. ). 100

Соотношение диаметров трубопровода, давления и пропускной его способности При заданной пропускной способности параметрами, характеризующими его как с с экономической, так и с технической стороны, являются: - Давление Р, развиваемое НПС; Диаметр трубопровода D; Толщина стенки трубы ; Число насосных станций n. Все четыре параметра связаны между собой: изменение одного из них влечет за собой изменение всех остальных. 101

Технологический расчет ведется в следующей последовательности: 1. Обработка исходных данных 2. Определение оптимальных параметров нефтепровода 2. 1. Механический расчет 2. 2. Гидравлический расчет 2. 3. Определение числа насосных станций 2. 4. Расчет технико-экономических показателей проекта 3. Выбор насосного оборудования 4. Расстановка насосных станций 5. Уточненный гидравлический расчет 102

РД 153 -39. 4 -113 -01 «Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов» ; РД 23. 040. 00 -КТН-110 -07 «Магистральные нефтепроводы. Нормы проектирования» . Документ входит в системы отраслевой стандартизации ОАО «АК «Транснефть» . Пропускная способность нефтепровода расчетная: Максимальный объем нефти, который может перекачиваться по МН в единицу времени (час, сутки, месяц, год) при расчетной плотности и вязкости нефти и при исправном оборудовании. 103

РД 153 -39. 4 -113 -01 104

5. 1. 5 Диаметр и толщины стенок труб магистрального нефтепровода должны определяться на основании техникоэкономических расчетов. Для предварительных расчетов при выборе параметров магистральных нефтепроводов следует руководствоваться данными, приведенными в таблице 5. 1. 105

Данные для предварительных расчетов при выборе параметров магистральных нефтепроводов РД 153 -39. 4 -113 -01 Пропускная способность, млн. т / год Диаметр (наружный), мм Рабочее давление МПа кгс/см 2 0, 7 -1, 2 219 8, 8 -9, 8 90 -100 1, 1 -1, 8 273 7, 4 -8, 3 75 -85 1, 6 -2, 4 325 6, 6 -7, 4 67 -75 2, 2 -3, 4 377 5, 4 -6, 4 55 -65 3, 2 -4, 4 426 5, 4 -6, 4 55 -65 4 -9 530 5, 3 -6, 1 54 -62 7 -13 630 5, 1 -5, 5 52 -56 11 -19 720 5, 6 -6, 1 58 -62 15 -27 820 5, 5 -5, 9 56 -60 23 -55 1020 5, 3 -5, 9 54 -60 41 -90 1220 5, 1 -5, 5 106 52 -56

РД 23. 040. 00 -КТН-110 -07 Область применения 1. 1 Настоящий руководящий документ (РД) устанавливает нормы проектирования линейной части новых и реконструируемых магистральных нефтепроводов и ответвлений от них с наружным диаметром от 219 до 1220 мм включительно с номинальным давлением на НПС до 10, 0 МПа для транспортирования нефти, включая последовательную перекачку нефти разного сорта. При этом эпюра рабочих давлений для раскладки труб по отдельным участкам трассы, определяемая гидравлическим расчетом с учетом перепада высот по рельефу местности, может превышать 10, 0 МПа. Перекачиваемая нефть должна соответствовать требованиям нормативных документов к товарной продукции. 1. 2 РД устанавливает нормы, регламентирующие требования на проведение технологических расчётов и разработку технологических и технических решений при проектировании линейной части магистральных нефтепроводов в районах с сейсмичностью до 10 баллов (включительно). 1. 3 РД не распространяется на проектирование нефтепроводов специального назначения (промысловых, сборных, полевых и т. п. ); нефтепроводов, прокладываемых в морских акваториях, по территории городов и других населенных пунктов. 1. 4 РД не распространяется на технологическое проектирование нефтепроводов для газонасыщенных нефтей, нефтепроводов с подогревом ( «горячих» нефтепроводов). 1. 5 При проектировании реконструкции действующих объектов магистральных нефтепроводов требования настоящего РД распространяются только на реконструируемую часть объектов. 1. 6 Настоящий руководящий документ (РД) является обязательным при технологическом и инженерном проектировании линейной части новых и реконструкции действующих магистральных нефтепроводов системы ОАО «АК «Транснефть» . 107

РД 153 -39. 4 -113 -01. « 5. 1. 7 Расчетные вязкость и плотность нефти должны приниматься при минимальной температуре нефти с учетом тепловыделения в нефтепроводе, обусловленного трением потока и теплоотдачи в грунт, при минимальной температуре грунта на глубине оси трубопровода. » . РД 23. 040. 00 -КТН-110 -07. Годовая расчетная вязкость и плотность должны находиться по формулам: , где νi – расчетная вязкость нефти по каждому месяцу, м 2/с; ρi – расчетная плотность нефти по каждому месяцу, кг/м 3. В качестве расчетной температуры нефти принимается минимальная температура нефти в данной точке трубопровода, определяемая по среднемесячной 108 температуре грунта на глубине оси трубопровода.

109

110

РД 23. 040. 00 -КТН-110 -07 «Магистральные нефтепроводы. Нормы проектирования» . « 6. 1. 2 Основные показатели магистрального нефтепровода по 6. 1. 1 должны определяться, исходя из обеспечения расчетной пропускной способности. Оптимальные значения показателей должны определяться на основании технико-экономических расчетов по заданному критерию (минимум капитальных вложений в строительство нефтепровода, срок окупаемости, приведенные затраты и т. п. ) при рассмотрении нескольких вариантов. » 111

6. 1. 1 При проектировании должны быть указаны следующие основные показатели магистрального нефтепровода: -длина нефтепровода (с учетом рельефа); -расчётные значения вязкости, плотности и температуры перекачиваемой нефти по участкам трассы; -расчетная пропускная способность нефтепровода по участкам трассы; -границы и протяженность технологических участков, количество и вместимость резервуарных парков; -диаметр нефтепровода; -количество и места расположения НПС с емкостью и промежуточных нефтеперекачивающих станций, допустимое рабочее давления на выходе НПС, проходящее давление на НПС по этапам развития; -построение эпюры рабочих давлений для всех возможных режимов перекачки для раскладки труб в графическом виде на сжатом профиле; -номинальная толщина стенки труб по участкам трассы нефтепровода; -эпюры несущей способности трубопровода; -эпюра максимальных давлений при переходном процессе в результате отключения одной из -промежуточных НПС при максимальных режимах перекачки; -эпюра испытательных давлений; -эпюра допустимых рабочих давлений; -эпюра допустимых давлений при переходных процессах; -номинальная толщина стенки и системы защиты, обеспечивающие безопасную эксплуатацию трубопровода с данной толщиной стенки; -технические характеристики насосного оборудования; -места установки узлов приема, пуска и пропуска СОД; 112 -мощность приводов; -требуемая мощность трансформаторов внешнего электроснабжения.

Данные для предварительных расчетов при выборе параметров магистральных нефтепроводов РД 23. 040. 00 -КТН-110 -07 Пропускная способность нефтепровода, млн. т/год Диаметр (наружный), мм Скорость движения нефти, м/сек 1, 7 2, 6 3, 7 5, 1 6, 5 10, 1 14, 3 23, 2 30, 2 56, 2 60, 9 92, 6 219 273 325 377 426 530 630 720 820 1067 1220 2, 0 2, 5 2, 5 3, 0 3, 5 113

Отклонение от оптимальных параметров приводит к менее эффективной работе трубопровода: • 1. возможен перехода НПА на работу в зону с пониженным КПД, что приводит к перерасходу электроэнергии; • 2. рост тепловыделений в нефтепроводе за счет сил трения при повышенной скорости течения. В результате: • - снижение надежности работы линейной части в связи с ростом напряжений от температурных перепадов; • - нарушение антикоррозионного покрытия; • - рост потерь нефти и загазованности резервуарных парков; • - непроизводительные энергозатраты; • - рост аварийности. При перекачке в пределах оптимального расхода объем тепловыделений в трубопроводе и теплоотдачи в грунт уравновешены, т. е. устанавливается стабильный тепловой режим. 114

Список литературы • • РД 153 -39. 4 -113 -01. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов. ОАО «Гипротрубопровод» , 2002. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов / Дерцакян А. К. , Шпотаковский М. Н. , Волков Б. Г. и др. – М. : Недра, 1977. – 519 с. Технологический расчёт нефтепроводов / Блейхер Э. М. , Алиев Р. А. , Немудров А. Г. , Прохоров А. Д. – М. : МИНХ И ГП им. И. М. Губкина, 1981. – 81 с. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов / Тугунов П. И. , Новоселов В. Ф. , Коршак А. А. . – Уфа: ООО «Дизайн. Полиграф. Сервис» , 2002. – 658 с. Трубопроводный транспорт нефти / Васильев Г. Г. , Коробков Г. Е. , Коршак А. А. и др. Под ред. С. М. Вайнштока. – М. : ООО «Недра Бизнесцентр» , 2002. – Т. 1. – 407 с. Трубопроводный транспорт нефти и газа / Алиев Р. А. , Белоусов В. Д. , Немудров А. Г. , Юфин В. А, Яковлев Е. И. – М. : Недра, 1988. – 368 с. Эксплуатация магистральных нефтепроводов. Трубопроводный транспорт нефти. Под редакцией Ю. Д. Земенкова. - Омск: Ом. ГТУ, 2000. – 89 с. 115