3.6 Гидравлический расчет нефтепровода. Определение числа насосных станций и расстановка их по трассе нефтепровода

Гидравлический расчет нефтепровода необходим для определения потерь напора в трубопроводе.

Секундный расход нефти в трубопроводе (м³/с):

(3.6.1)

Средняя скорость нефти в трубопроводе (м/с):

(3.6.2)

Потери напора на трение в трубе круглого сечения определяют по формуле Дарси-Вейсбаха:

(3.6.3)

или по обобщенной формуле Лейбензона:

, (3.6.4)

где λ- коэффициент гидравлического сопротивления (табл.3.6.1),

β, т- коэффициенты обобщенной формулы Лейбензона (табл.3.6.1).

Значения коэффициентов λ, β, т зависят от режима течения жидкости и шероховатости внутренней поверхности трубы, а также характеризуется безразмерным числом Ренольдса:

(3.6.5)

При значениях Re<2320 режим течения жидкости ламинарный. При турбулентном течении различают три зоны трения:

- гидравлически гладкие трубы: 2320< Re<Re_Ι;

-смешанного трения: Re_Ι< Re≤ Re_ΙΙ

- квадратичного трения: Re> Re_ΙΙ.

; ;, (3.6.6)

где - относительная шероховатость труб,

k_э- эквивалентная шероховатость (табл. 3.6.2), м

Таблица 3.6.1 Значения коэффициентов λ, β , т для различных режимов течения жидкости

Режим течения		λ	m	β, с^2/м
ламинарный		64/Re	1	4,15
турбулентный	Гидравлически гладкие трубы	0,3164/Re^0,25	0,25	0,0246
	Смешанное трение		0,123	0,0166(ε)^0,15
	Квадратичное трение	0,11(ε)^0,25	0	9,089·10^-3(ε)^0,25

Таблица 3.6.2 Эквивалентная шероховатость труб(данные А.Д. Альтшуля)

Вид труб	Состояние труб	кэ, 10 ^-3м
Бесшовные стальные	Новые чистые
Сварные стальные	После нескольких лет эксплуатации
То же	Новые чистые
То же	С незначительной коррозией после очистки
То же	Умеренно заржавленные
То же	Старые заржавленные
То же	Сильно заржавленные или с большими отложениями

Примечание: В знаменателе указаны средние значения эквивалентной шероховатости.

Гидравлический уклон - это потери напора на трение на единицу длины трубопровода и определяется по формуле:

(3.6.7)

Полные потери напора в трубопроводе определяются по формуле:

(3.6.8)

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

- разность геодезических отметок конца и начала нефтепровода, м;

Н_кп - остаточный напор в конце эксплуатационного участка. Необходимый для закачки нефти в резервуары, Н_кп =30-40 м;

- число эксплуатационных участков:

(3.6.9)

На границе эксплуатационных участков станции являются своего рода также «головными», вместимостью резервуарного парка 0,3-0,5 суточной пропускной способности трубопровода. В случае обеспечения приемо­сдаточных операций вместимость резервуарного парка должна быть увеличена до 1,0-1,5Q_cym. На головных основных нефтеперекачивающих станциях до 3Q_cym.

Суммарный напор, развиваемый насосными станциями нефтепровода, складывается из напора, развиваемого всеми подпорными насосами «головных» насосных станций и суммарного напора п станций:

Н = N_эН_пн +пН_ст, ; (3.6.10)

Н_ст=т_мнН_мн,, (3.6.11)

где Н_ст - расчетный напор одной станции.

Уравнение баланса напоров имеет вид:

N_эH_пн +пН_ст = 1,02iL + ΔZ+ N_эH_кп (3.6.12)

Отсюда число насосных станций равно:

(3.6.13)

Полученное число насосных станций получается дробным. Оно может быть округлено как в большую сторону, так и в меньшую сторону числа станций.

Если заказчик настаивает на точном обеспечении проектной производительности нефтепровода, то необходимо регулирование совместной работы насосных станций и нефтепровода, либо регулирование каждого в отдельности. Регулирование осуществляется следующими методами:

1. изменением количества работающих насосов;

2. применением сменных роторов или обточки рабочих колес;

3. изменением частоты вращения вала насоса;

4. дросселированием;

5. байпасированием (перепуск части жидкости из напорной во всасывающую линию);

6. применением противотурбулентных присадок.

Если же заказчика устраивает, что фактическая производительность нефтепровода отличается от плановой, то исходя из технико-экономических показателей принимается один из вариантов.

Рассмотрим вариант округления числа перекачивающих станций в меньшую сторону. В этом случае напора станций недостаточно, а чтобы обеспечить плановую производительность Q необходимо уменьшить гидравлическое сопротивление трубопроводов прокладкой лупинга. При этом характеристика трубопровода станет более пологой и рабочая точка А₁ сместится до положения А₂ (рис.3.6.1).

Длину лупинга определяем по формуле:

, (3.6.14)

где , (3.6.15)

n₁- округленное меньшее целое число перекачивающих станций.

При D=D_л, величина .

Рис 3.6.1 Совмещенная характеристика нефтепровода при округлении числа

перекачивающих станций в меньшую сторону

1-характеристика трубопровода постоянного диаметра (H=1,02 iLp+Δz+N_эh_ocm)',

2 - характеристика трубопровода с лупингом (H=1,02 i[L_p- l _л(1-ω)] +Δz+N_эh_ocm),

3- характеристика нефтеперекачивающих станций (H=N_эh_П+nH_cm)

Рассмотрим вариант округления числа перекачивающих станций в большую сторону. В этом случае следует предусмотреть вариант циклической перекачки, при этом осуществляется два режима: часть ведется на повышенном режиме с производительностью Q₂>Q со временем τ₂ (если на каждой НПС включено m магистральных насосов), а остаток времени τ₁ нефтепровод работает на пониженном режиме с производительностью Q₁<Q (если на каждой НПС включено m-1 магистральных насосов) (рис.3.6.2).

Параметры циклической перекачки определяются из решения системы уравнений:

;

, (3.6.16)

где V_Г - плановый объем перекачки, V_Г = 24N_рQ.

Рис. 3.6.2. Совмещенная характеристика нефтепровода при циклической перекачке

Значения Q₁ и Q₂ определяются графически из совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающих станций или аналитически.

Решение системы - это определение времени перекачки при двух режимах:

, (3.6.17)

Размещение нефтеперекачивающих станций выполняется графически на сжатом профиле трассы. Рассмотрим первый случай, когда число нефтеперекачивающих станций принято в большую сторону (рис.3.6.3).

1)При циклической перекачке величина гидравлического уклона вычисляется исходя из наибольшей производительности нефтепровода Q₂

2) Строится треугольник гидравлического уклона abc (с учетом надбавки на местные сопротивления) с учетом вертикального масштаба высот и горизонтального масштаба длин сжатого профиля трассы.

Рис.3.6.3 Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода

3. Из начальной точки трассы точки А вертикально вверх откладывается отрезок, равный напору перекачивающей станции Нст1 в принятом масштабе высот. Из вершины отрезка Нст1 проводится линия, параллельная гипотенузе гидравлического треугольника, до пересечения с профилем трассы. Местоположение второй НПС соответствует точка М.

4. Из вершины отрезка Нст1 вертикально вверх откладывается отрезок, равный Н_п в масштабе высот. Линия, проведенная параллельно гипотенузе треугольника abc из вершины Нст1+ Н_п, показывает распределение напора на первом линейном участке.

5. Аналогично определяется месторасположения остальных НПС в пределах эксплуатационного участка.

6. Место расположения НПС на границе эксплуатационных участков определяется построением отрезка ВС, который проводится из вершины отрезка CN= Нст1+Нп -Нкп

параллельно гипотенузе гидравлического треугольника до пересечения с профилем трассы.

7. При правильно выполненных расчетах и построениях на конечном пункте трубопровода остается остаточный напор Н_кп.

Рассмотрим пример округления числа нефтеперекачивающих станций в меньшую сторону (рис 3.6.4).

1) Рассчитываем длину лупинга и гидравлический уклон на участке с лупингом.

2. Дополнительно строится гидравлический треугольник abd. Его гипотенуза bd определяет положение линии гидравлического уклона на участке с лупингом i_л

3. Из точек C₁ и B₁ строится параллелограмм C₁F₁B₁K₁ стороны F₁B₁ и C₁ K₁ 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. 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).

4. Расстановка перекачивающих станций по трассе в случае прокладки лупинга выполняется в следующем порядке. Из точек С₂ и С₃ строятся части аналогичных C₁F₁B₁K₁, параллелограммов до пересечения с профилем трассы. Таким образом, вторую перекачивающую станцию можно разместить в зоне возможного расположения В₂К₂, а третью - в зоне В₃К₃.

5) 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 С₂В₂, определяется протяженность лупинга i_л1 . Аналогичные построения выполняются для размещения остальных лупингов и станций. Сумма длин отрезков i_л1 , i_л2 и i_л3 должна равняться расчетной длине лупинга 1_л.