Цель технологического расчета: определить толщину стенки нефтепровода, сделать гидравлический расчет

1. Определим плотность при заданной температуре:
ρt=ρ201+ξ(20-t)=9151+0,000693(20-24)=912,46 кг/м3
где t – заданная (расчетная) температура, оС;
– коэффициент объемного расширения, 1/оС. Значения коэффициента приведены в табл. 1.
Таблица 1
Значения коэффициента объемного расширения нефти
Плотность ρ, кг/м3 , 1/оС
900 ÷ 919 0,000693
2. Определим вязкость при расчетной температуре:
νt=ν*⋅e-ut-t* =38⋅e-0,04824-20=31,36 сСт=31,36∙10-6 м2/с
u=1t1-t2lnν2ν1=120-50ln938=0,048 1/°С
где – вязкость при любой известной температуре, сСт (например, = 20 оС);
и – коэффициент крутизны вискограммы;
ν1 и ν2 – вязкости при температурах t1 и t2 соответственно, сСт.
3. Определим расчетную производительность:

Qрасч=Gρt⋅Nр⋅24= 65∙106912,46⋅350⋅24= 8480,44 м3/ч=2,36 м3/c
где Np – число рабочих дней трубопровода в году, сут.;
G – производительность нефтепровода, т/год;
ρt – плотность нефти при температуре перекачки, т/м3.
Согласно РД 153-39.4-113-01 число рабочих дней трубопровода в году составляет 350 дней.
4. Подберем насосно-силовое оборудование.
Для этого по производительности Qрасч. (м3/ч) определим марку основного насоса из таким образом, чтобы Qрасч. находилась в рабочей зоне 0,81,2Q насоса (Q – номинальная подача насоса).
НМ 10000-210
При значении Qрасч найдем напор основного насоса при максимальном диаметре рабочего колеса и напор при минимальном диаметре рабочего колеса.
Носн1=230 м
Носн2=175 м
Определим марку подпорного насоса из условия, что номинальная подача основного насоса должна быть равна подаче подпорного насоса. Поскольку невозможен такой вариант, то принимается насос на меньшую подачу и предусматривается параллельная схема их соединения (2 насоса):
НПВ 5000-120
После этого определим напоры и подпорных насосов, соответственно, при максимальном и минимальном диаметрах рабочего колеса
Нп1=120 м
Нп2=88 м
Рассчитаем рабочее давление, приняв число основных насосов равным 3, по формуле:
Pраб=Hп1+3⋅Hосн1⋅ρt⋅g=120+3⋅230⋅912,46⋅9,81=7116258 Па=7,1 МПа
где g=9,81 – ускорения свободного падения, м/с2.
После этого сравним рабочее давление с давлением, рекомендованным в табл . 2 для производительности.
Рраб больше рекомендованного интервала (5,1 ÷ 5,5 МПа)
Таблица 2
Параметры магистральных нефтепроводов
Производительность,
млн. т/год Диаметр наружный, мм Рабочее давление
МПа кгс/см2
41 ÷ 90
1220
5,1 ÷ 5,5
52 ÷ 56
Поскольку Рраб получилось больше, чем рекомендованный интервал, то необходимо использовать значения и и снова повторить расчет Рраб.

Pраб=Hп2+3⋅Hосн2⋅ρt⋅g=88+3⋅175⋅912,46⋅9,81=5487127 Па=5,5 МПа
Расчет Рраб считается выполненным, поскольку полученное значение попадает в рекомендуемый интервал.
5. Рассчитаем толщину стенки нефтепровода при Рраб:
δ=n1⋅Pраб⋅Dн2⋅n1⋅P+R1=1,15⋅5,5⋅1,222⋅1,15⋅5,5+312,2=0,012 м
где п1 – коэффициент надежности по нагрузке (внутреннему рабочему давлению), в соответствии с СП 36.13330.2012 для нефтепроводов с промежуточными НПС равен 1,15;
Dн – наружный диаметр, определяется в зависимости от производительности G, [млн. т./год] по данным табл. 2, м;
R1 – расчетное сопротивление растяжению металла труб, МПа.
R1=Rн1⋅m0k1⋅kн=510⋅0,991,4⋅1,155=312,2 МПа
где – нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб, принимается равным минимальному значению временного сопротивления (предела прочности σвр) по табл. 3б в зависимости от марки стали, МПа;
m0 – коэффициент условий работы трубопровода, в соответствии со СП 36.13330.2012 для нефтепроводов равен 0,99;
k1, kн – коэффициенты надежности, соответственно, по материалу и по назначению трубопровода. Коэффициент надежности по назначению kн принимается по табл