Магистральные трубопроводы

нефтепровода
Расстановка станций по трассе нефтепровода
Расчет эксплуатационных режимов нефтепровода

Оптимальные параметры:
Диаметр трубопровода
Давление

на НПС
Толщина стенки трубопровода
Число перекачивающих станций

и конечный пункты трубопровода;
размещение пунктов путевых сбросов (подкачек) нефти;
пропускная способность

трубопровода в целом и по отдельным его участкам;
сведения о свойствах перекачиваемой нефти;
сроки ввода нефтепровода в эксплуатацию по очередям строительства.
На основании данных о начальном, конечном и промежуточных пунктах нефтепровода выбирается его трасса. Эта информация в свою очередь является основой для определения в ходе изысканий температур грунта (при подземной прокладке) вдоль трассы и построения ее профиля.

которое строится по особым правилам:
на него наносятся только характерные точки

(вершины, впадины, изломы) местности;
расстояния между характерными точками откладываются только по горизонтали, а их геодезические (нивелирные) высоты – по вертикали;
горизонтальный и вертикальный масштабы различаются по величине.
По чертежу профиля трассы определяют необходимые для гидравлического расчета расчетную длину нефтепровода и разность геодезических (высотных) отметок. По нему также выполняют расстановку нефтеперекачивающих станций.

293К, а ее кинематическая вязкость – при некоторых двух значениях

температуры (например, при 273К и 293К). Этих данных вполне достаточно, чтобы производить пересчет свойств нефти на расчетную температуру.
Расчетная температура транспортируемой нефти, принимается 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. 

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)


где L – протяженность нефтепровода;
ℓi – длина i-го участка с относительно одинаковой температурой Ti;
n – число участков.

нефти при 293К, кг/м3.

либо по одной из следующих зависимостей:
формула Вальтера (ASTM),
формула Филонова-Рейнольдса.

по двум значениям вязкости ν1 и ν2 при двух температурах Т1 и Т2


(5); (6);

при определении расчетной часовой производительности трубопровода, а сведения о сроках ввода

нефтепровода в эксплуатацию по очередям строительства – для определения возможных режимов его работы.
Кроме данных, указанных в задании на проектирование, для выполнения технологического расчета необходимы также сведения о трубах, выпускаемых промышленностью (наружный диаметр, номинальные толщины стенки, марка стали и ее прочностные характеристики), а также данные об укрупненных технико-экономических показателях при сооружении нефтепроводов.

земляных, сварочных, изоляционно-укладочных работ и т. д.) как основной, так

и резервной ниток магистрали;
стоимость строительства одной нефтеперекачивающей станции: головной или промежуточной, на новой или совмещенной площадке (включая стоимость оборудования трубопроводных коммуникаций, зданий, а для головных станций и стоимость резервуарного парка);
сведения о составляющих эксплуатационных затрат (отчисления на амортизацию и текущий ремонт, стоимость 1 кВт·ч потребляемой электроэнергии и т. д.).

млн. т/год; ρ – расчетная плотность нефти, кг/м3; Nр – расчетное число рабочих

дней в году, Nр=350 суток; kНП – коэффициент неравномерности перекачки, величина которого принимается равной для:
трубопроводов, прокладываемых параллельно с другими нефтепроводами и образующими систему kНП=1,05;
однониточных нефтепроводов, подающих нефть к нефтеперерабатывающему заводу, а также однониточных нефтепроводов, соединяющих систему kНП=1,07;
однониточных нефтепроводов, подающих нефть от пунктов добычи к системе трубопроводов kНП =1,10.

определяемая из графика зависимости рекомендуемой скорости перекачки от плановой производительности

нефтепровода

падения; hп, hм – соответственно напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами при

расчетной производительности нефтепровода; mм – число работающих магистральных насосов на нефтеперекачивающей станции; Pдоп – допустимое давление НПС из условия прочности корпуса насоса или допустимое давление запорной арматуры.
Для ряда насосов от НМ 125-550 до НМ 360-460 включительно предполагается последовательное соединение трех насосов по схеме: два работающих плюс один резервный.

меняется.
При перекачке нефти по магистральному нефтепроводу напор, развиваемый насосами НПС,

расходуется на трение hτ, преодоление местных сопротивлений hМС, статического сопротивления из-за разности геодезических отметок Δz, а также создания требуемого остаточного напора в конце трубопровода hОСТ

(12)


(13)

заполнения резервуаров конечного пункта (а также промежуточных НПС, находящихся на

границах эксплуатационных участков).

длина нефтепровода (равна полной длине трубопровода при отсутствии перевальных точек),

м;
ν – расчетная кинематическая вязкость нефти, м/с2;
λ – коэффициент гидравлического сопротивления.

либо по обобщенной формуле Лейбензона

(15)

β, m – коэффициенты обобщенной формулы Лейбензона.

Число Рейнольдса, характеризующее соотношение сил инерции и вязкости в потоке,

находится по формуле

(16)

При значениях Re<2320 наблюдается ламинарный режим течения жидкости. Область турбулентного течения подразделяется на три зоны:
гидравлически гладкие трубы 2320зона смешанного трения Re1квадратичное (шероховатое) трение Re>Re2.

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 kЭ = 0,2 мм.

длине нефтепровода Lр по формуле

(18)

С геометрической точки зрения гидравлический уклон равен

тангенсу угла , характеризующего наклон линии изменения напора по длине трубопровода.

(19)

а также участками другого диаметра (вставками). В этом случае гидравлический

уклон на таких участках будет отличаться от гидравлического уклона основной магистрали. Согласно уравнению неразрывности для трубопроводов без сбросов и подкачек

Q = w1F1 = w2F2 = wnFn = idem (20)

где w1…wn – скорость течения жидкости в сечениях F1…Fn
Т.о., чем больше площадь сечения трубопровода F, тем меньше скорость течения, следовательно, меньше и значение гидравлического уклона.

с требуемым расходом приходит к конечному пункту самотеком, называется перевальной

точкой.
Это значит, что напор в месте расположения перевальной точки (разность высотных отметок перевальной точки и конечного пункта) больше или равен сумме остаточного напора и потерь напора на участке между ними.

расхода. Для трубопровода постоянного диаметра уравнение его характеристики примет вид
(26)
где

Nэ – число эксплуатационных участков.
При решении аналитических задач трубопроводного транспорта удобно представлять величину гидравлического уклона в виде
(27)
где f – гидравлический уклон при единичном расходе,

(28)

Тогда (26) можно переписать в виде
(27)

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

случае напора станций недостаточно, следовательно, для обеспечения плановой производительности Q необходимо уменьшить

гидравлическое сопротивление трубопровода прокладкой дополнительного лупинга. При этом характеристика трубопровода станет более пологой и рабочая точка А1сместится до положения А2.

предусмотреть вариант циклической перекачки. В этом случае эксплуатация нефтепровода осуществляется

на двух режимах: часть планового времени τ2 перекачка ведется на повышенном режиме с производительностью Q2>Q (например, если на каждой НПС включено mм магистральных насосов). Остаток времени  τ1 нефтепровод работает на пониженном режиме с производительностью Q1

объем перекачки нефти, VГ=24·Np·Q; τ1,  τ2  – продолжительность работы нефтепровода на

первом и втором режимах.
Значения Q1 и Q2 определяются графически из совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающих станций либо аналитически.
Решение системы (30) сводится к вычислению времени  τ1 и τ2

(31)

реализацию этого метода для случая округления числа нефтеперекачивающих станций в большую

сторону (n>n0) на примере одного эксплуатационного участка (рисунок 4):
По известной производительности нефтепровода определяется значение гидравлического уклона i. Величина гидравлического уклона в случае варианта циклической перекачки вычисляется исходя наибольшей производительности нефтепровода, то есть Q2 (рисунок 3).
Строится треугольник гидравлического уклона abc (с учетом надбавки на местные сопротивления) в принятых масштабах длин и высот сжатого профиля трассы.
Из начальной точки трассы вертикально вверх в масштабе высот строится отрезок, равный активному напору нефтеперекачивающей станции HСТ1. Из вершины отрезка HСТ1 проводится линия, параллельная гипотенузе гидравлического треугольника, до пересечения с профилем трассы. Точка М соответствует местоположению второй НПС.

проведенная параллельно i из вершины HСТ1+hП, показывает распределение напора на первом линейном участке.
Аналогично

определяются местоположения остальных НПС в пределах эксплуатационного участка.
Место расположения НПС на границе эксплуатационных участков определяется построением отрезка CB, который проводится из вершины отрезка CN=HСТ1+hП–hОСТ параллельно i до пересечения с профилем трассы.
При правильно выполненных расчетах и построениях на конечном пункте трубопровода остается остаточный напор hОСТ.

и гидравлический уклон на участке с лупингом. Дополнительно строится гидравлический

треугольник abd. Его гипотенуза bd определяет положение линии гидравлического уклона на участке с лупингом iЛ.
Из точек С и B строится параллелограмм CFBK, стороны FB и CK которого параллельны линии bd, а стороны CF и BK – параллельны линии bc гидравлических треугольников abc и abd. При этом горизонтальные проекции отрезков CF и BK равны протяженности лупинга в горизонтальном масштабе.

нефтепровода, линия падения напора будет изображаться ломаной CFB, а в случае

расположения его в конце нефтепровода – ломаной CKB . 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 нефтеперекачивающих станций по трассе в случае прокладки лупинга выполняется в следующем порядке. Из точек C2 и C3 строятся части аналогичных CFBK 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.

лупинга ℓЛ1. Аналогичные построения выполняются для размещения остальных лупингов и станций.

Сумма длин отрезков ℓЛ1, ℓЛ2 и ℓЛ3 должна равняться расчетной длине лупинга ℓЛ.