Цель технологического расчета: определить толщину стенки нефтепровода, сделать гидравлический расчет, подобрать насосно-силовое оборудование, определить число насосных станций, расставить их по трассе нефтепровода и сделать аналитическую проверку работы НПС.
1. Определение плотности при расчетной температуре
, где t – расчетная температура; βр - коэффициент объемного расширения.
2. Определение вязкости при расчетной температуре
; , где ν* - вязкость при любой известной температуре, например t * = 20 оС.
3. Определение расчетной производительности
, где Np - число рабочих дней трубопровода в году, определяется в зависимости от диаметра D и длины L трубопровода
4. Определяем толщину стенки:
Для этого по часовой производительности нужно определить марку насоса и найти напор насоса при максимальном роторе, приняв число рабочих насосов равным трем. Напор основных насосов будет 3 Носн, затем нужно по Qчас определить марку подпорного насоса и напор подпорного насоса при максимальном роторе Нп, затем найти рабочее давление в трубопроводе.
|
|
.
5. После этого нужно сравнить рабочее давление с давлением, рекомендованным в приложении для Вашей производительности.
6. Затем определяют режим течения нефти в нефтепроводе:
, где Q – секундный расход, м3/с; D – внутренний диаметр трубопровода, м; νt - кинематическая вязкость при расчетной температуре, м2/с.
7. Определив λ - коэффициент гидравлического сопротивления, находят потери напора на трение в нефтепроводе по формуле Дарси-Вейсбаха:
, где L – длина трубопровода, м; D – внутренний диаметр нефтепровода, м; g – ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2; υ – скорость течения нефти, м/с
8. Затем определяют полные потери напора в трубопроводе, м:
.
Также определяют гидравлический уклон:
.
9. Затем определяют напор одной станции:
,
где k – число основных насосов, k = 3; Носн – напор основного насоса (определяется по Q–H характеристике насоса в приложении); hвн - внутристанционные потери напора, hвн = 15 м, по ВНТП 2-86.