2.Исходные данные для технологического расчета нефтепроводов.

Проектирование нефтепровода выполняется на основании проектного задания, в котором указываются:

• начальный и конечный пункты трубопровода;

• размещение пунктов путевых сбросов (подкачек) нефти;

• пропускная способность трубопровода в целом и по отдельным его участкам (используется при определении расчетной часовой производительности трубопровода);

• сведения о свойствах перекачиваемой нефти;

• сроки ввода нефтепровода в эксплуатацию по очередям строительства(для определения возможных режимов его работы).

сведения о трубах, выпускаемых промышленностью (наружный диаметр, номинальные толщины стенки, марка стали и ее прочностные характеристики).

укрыпненные технико- экономические показатели.

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.

Профиль трассы — это графическое изображение рельефа местности вдоль оси трубопровода, которое строится по особым правилам:

1) на него наносятся только характерные точки (вершины, впадины, изломы) местности;

2) расстояния между характерными точками откладываются только по горизонтали, а их геодезические (нивелирные) отметки — по вертикали;

3) горизонтальный и вертикальный масштабы различаются по величине.

По чертежу профиля трассы определяют необходимые для гидравлического расчета расчетную длину нефтепровода и разность геодезических (нивелирных) отметок. По нему также выполняют расстановку нефтеперекачивающих станций.

В задании на проектирование плотность перекачиваемой нефти указывается при температуре 293 К, а ее кинематическая вязкость — при некоторых двух значениях температуры (например, при 273 и 293 К). Этих данных достаточно, чтобы произвести пересчет свойств нефти на расчетную температуру.

3.Основные расчетные формулы для определения потери напора.

При перекачке нефти по магистральному нефтепроводу напор, развиваемый насосами нефтеперекачивающих станций, расходуется на трение , преодоление местных сопротивлений , статического сопротивления из-за разности геодезических (нивелирных) отметок ∆z, а также создания требуемого остаточного напора в конце трубопровода . Таким образом, напор, необходимый для ведения перекачки с заданным расходом, равен

+ +∆z+ (1)

Следует отметить, что по нормам проектирования расстояния между линейными задвижками составляют 15...20 км, а повороты и изгибы трубопровода плавные, поэтому доля потерь на местных сопротивлениях в общей величине Н невелика. С учетом многолетнего опыта эксплуатации трубопроводов с достаточной для практических расчетов точностью можно принять, что потери напора на местные сопротивления составляют 1.. .3 % (в среднем 2 %) от линейных потерь. Тогда выражение (1) примет вид

+∆z+

Под разностью геодезических отметок понимают разность отметок конца и начала трубопровода ∆z = .Величина ∆z может быть как положительной (перекачка на подъем), так и отрицательной (под уклон).

Остаточный напор необходим для преодоления сопротивления технологических коммуникаций и заполнения резервуаров конечного пункта (а также промежуточных нефтеперекачивающих станций, находящихся на границе эксплуатационных участков).

Потери напора на трение в трубопроводе определяют по формуле Дарси — Вейсбаха :

где λ- коэффициент гидравлического сопротивлесчетная длина нефтепровода;D- внутренний диаметр трубы; υ- средняя скорость течения нефти по тубопроводу.

Значения λ, в общем случае зависят от числа Рейнольдса и шероховатости внутренней поверхности трубы. Число Рейнольдса, характеризующее соотношение сил инерции и вязкости в потоке, вычисляется по формуле:

где Q — расход нефти; ν— расчетная кинематическая вязкость нефти.

В зависимости от числа Рейнольдса различают ламинарный режим течения (Re≤ Rекр ), переходную зону (Rекр < Rе ≤ Rе_гр) и турбулентный режим (Rе > Rе_гр). Область турбулентного течения подразделяется на три зоны: