МАГИСТРАЛЬНЫЕ НЕФТЕПРОВОДЫ

Современные магистральные нефтепроводы представляют со­бой весьма сложные инженерные сооружения. Они являются связующим звеном между районами добычи и пунктом переработки и потребления нефти. В тех случаях, когда по трубопроводам перекачиваются продукты переработки нефти (бензин, керосин и т. д.), их принято называть нефтепродуктопроводами.

Протяженность магистральных нефтепроводов определяется десятками и сотнями, а в отдельных случаях и тысячами кило­метров; диаметры труб достигают значений до 1200 мм и более, а объемы перекачки не­редко составляют десятки тысяч тонн в сутки.

Рис. 179.

Магистральные нефте­проводы состоят из сле­дующих основных объек­тов: насосных станций, резервуарных парков и линейной части — собст­венно трубопровода.

В настоящем параг­рафе рассматриваются не­которые специфические особенности работы и гидравлического расчета магистральных нефтепроводов.

Гидравлический расчет начинают обычно с определения опти­мального диаметра трубопровода, обеспечивающего заданный объем перекачки.

Общие указания о решении этой задачи, исходя из технико-экономических соображений, были рассмотрены ранее (см. § 68).

Полученное таким образом значение диаметра округляется затем до ближайшего стандартного значения; при этом устанавли­вают также материал трубы и толщину ее стенки.

После этого из условия прочности определяют предельно допу­стимое давление, при котором может работать выбранная труба (см. § 16),

Далее переходят к определению необходимого числа насосных станций и их расстановке по трассе. Для этого строят продольный профиль трассы трубопровода (рис. 179) и по известному диаметру d, кинематической вязкости перекачиваемой жидкости v и задан­ному расходу Q обычными методами находят суммарные потери напора по всей длине трубопровода. Это позволяет определить необходимое число насосных станций

где Н — суммарная потеря напора по всей трассе; — напор, развиваемый одной насосной станцией, соответствующий в пер­вом приближении предельно допустимому давлению жидкости в трубе,

После этого из точки а (место расположения головной насосной станции на профиле) по вертикали вверх откладывают отрезок, изображающий в определенном масштабе напор станции Н_С1. Из конца этого отрезка Ь проводят линию гидравлического уклона. Точка пересечения ее с профилем является местом расположения второй насосной станции. При этом необходимо, чтобы давление в любой точке рассматриваемого участка трассы не превышало Рмах, т.е. необходимо, чтобы отрезок между линией гидравличе­ского уклона и профилем нигде не был больше Н_ст.

Если это условие не выполняется, следует снизить напор на головной станции до значения Н'_ст, при котором давление во всех точках трассы не будет превышать р_пих (рассматривается именно такой случай).

Линия гидравлического уклона, соответствующая этому слу­чаю, обозначена b'с', где точка с' отвечает исправленному положе­нию второй насосной станции.

Для определения местоположения остальных насосных стан­ций производятся аналогичные построения: точка d определяет местоположение третьей насосной станции, а точка е — четвертой.

Однако сооружение четвертой станции следует признать неце­лесообразным, поскольку развиваемый ею напор не может быть использован полностью из-за близости перевальной точки.

Поэтому от сооружения этой станции следует отказаться, а не­обходимый напор получить за счет прокладки параллельного тру­бопровода на третьем участке. Подобные параллельно проклады­ваемые трубы в нефтепроводной практике называются лупингами.

Гидравлический расчет этого участка может быть выполнен на основании изложенного в § 70.

Так, если принять диаметр лупинга равным диаметру основной трубы, будем иметь

и

где h₀ и h_л и Q_o и Q, — соответственно потери напора и расходы па участках трубопровода без лупинга и с лупингом.

Тогда полная потеря"напора на третьем участке (см. §67) будет

гидравлический уклон на участке без лупинга

гидравлический уклон на участке с лупингом

Отсюда

Если при этом движение жидкости в трубопроводе происходит при турбулентном режиме в области гидравлически гладких труб и потери напора подсчитываются по формуле Блазиуса (4.54), то т = 1,75 и

откуда

Для определения длины лупинга из перевальной точки трассы т проводим линию гидравлического уклона до пересечения с ли­нией ke. Расстояние между точкой п (проекция точки п на про­филь трассы) и точкой т представляет искомую длину лупинга .

Рассмотрим теперь работу участка трубопровода за переваль­ной точкой. Этот участок представляет собой самотечный трубо­провод, для которого [см. § 77, формула (7.2) J выполняется усло­вие

В той части этого участка (ml), где , жидкость будет заполнять только час п. сечения трубопровода; там же, где , трубопровод работаем полным сечением (участок Is).

Во всех рассмотренных выше случаях движение жидкости в тру­бопроводах предполагалось изотермическим, т. с. происходящим при постоянной температуре.

В действительности, однако, перекачиваемые нефти и нефте­продукты имеют обычно температуру, отличную от температуры окружающей среды (грунта на глубине укладки трубопровода). При перекачке же высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов часто прибегают даже к специальному их подо­греву перед перекачкой.

При этом ввиду имеющейся разности температур между пере­качиваемой жидкостью и грунтом наблюдается процесс тепло­обмена — температура жидкости изменяется вдоль трассы тру­бопровода, и ее движение носит неизотермический характер. Изменение температуры, в свою очередь, приводит к измене­нию вязкости, а следовательно, и гидравлических потерь. В связи с большой протяженностью магистральных нефтепроводов эти изменения могут быть весьма значительными. Это обстоятель­ство следует обязательно учитывать при проведении гидравличе­ских расчетов.

Пусть в трубопровод поступает жидкость с температурой t_H. Тогда на некотором расстоянии l от начала трубопровода, вслед­ствие теплообмена, температура жидкости изменится до значения t. Изменение температуры жидкости вдоль трубопровода может быть определено по формуле В. Г. Шу­хова

Рис. 180.

(6.35)

где t₀ — температура грунта по оси трубопровода; е — основание нату­ральных логарифмов (е = 2,72); а — коэффициент, характе­ризующий интенсивность теплообмена,

здесь К — так называемый полный коэффициент теплопередачи от жидкости в окружающую среду, численно равный количеству тепла, проходящего через единицу поверхности трубопровода в единицу времени при перепаде температур 1°С; с — теплоем­кость жидкости — количество тепла, необходимое для нагревания единицы массы жидкости на 1°С; Q — объемный расход.

При этом для температуры в конце трубопровода будем иметь

где L — полная длина трубопровода.

Примерный вид кривой изменения температуры вдоль трассы трубопровода показан на рис. 180.

Составим выражение для потери напора на бесконечно малом участке трубопровода длиной dL, на котором изменением кинема­тической вязкости можно пренебречь,

Потеря напора па участке конечной длины может быть опре­делена интегрированием этою выражения. При этом в подинтегральное выражение следует подставить функциональную зави­симость изменения вязкости от температуры [см. § 32, формула (4.4)]

Учитывая при этом закон изменения температуры по длине трубопровода (6.35), окончательно получаем

В частном случае при турбулентном режиме в области гидра­влически гладких труб (закон сопротивления Блазиуса) последнее выражение принимает вид

.

Интегрирование этого выражения представляет известные трудности и здесь не рассматривается.

На практике при проведении гидравлических расчетов маги­стральных нефтепроводов при неизотермическом режиме часто используют приближенные методы. Один из них заключается в том, что потери напора определяют по обычной формуле изотермиче­ского режима, куда подставляют среднее значение вязкости, со­ответствующее средней температуре жидкости, определяемой по выражению

Этот метод был предложен для ламинарного режима, но дает достаточную для практических целей точность и при проведении расчетов в области турбулентного режима при условии существо­вания неизотермического режима на всем протяжении трубо­провода.