МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ»

МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ»

Технологический расчет магистрального нефтепровода

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.

Методика решения

1. Определение плотности при расчетной температуре

,

где t – расчетная температура; β_р - коэффициент объемного расширения.

ρ₂₀ = 830 – 839 кг/м³ β_р = 0,000868 1/^оС

ρ₂₀ = 840 – 849 кг/м³ β_р = 0,000841 1/^оС

ρ₂₀ = 850 – 859 кг/м³ β_р = 0,000818 1/^оС

ρ₂₀ = 860 – 869 кг/м³ β_р = 0,000868 1/^оС.

2. Определение вязкости при расчетной температуре

; ,

где ν_* - вязкость при любой известной температуре, например t _* = 20 ^оС.

3. Определение расчетной производительности

,

где N_p - число рабочих дней трубопровода в году, определяется в зависимости от диаметра D и длины L трубопровода по приложению 17;

- для выбора марки насоса;

- для гидравлического расчета.

4. Чтобы определить N_p, необходимо знать диаметр D трубопровода; D определяется в зависимости от G, [млн. т./год] по прил. 18.

Определяется наружный диаметр - D_н. Чтобы определить внутренний диаметр D_вн, нужно рассчитать толщину стенки нефтепровода по формуле:

5. ,

где п₁ =1,15;

; для расчета принимаем R_n1 = 500 МПа; m₀ = 0,9; k₁ = 1,4; k_н =1;

P – внутреннее давление в трубопроводе, определяется, исходя из давления, создаваемого основными насосами и подпорным насосом, т.е. чтобы определить δ, надо найти P. 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 Н_осн, затем нужно по Q_час определить марку подпорного насоса и напор подпорного насоса при максимальном роторе Н_п, затем найти рабочее давление в трубопроводе.

.

После этого нужно сравнить рабочее давление с давлением, рекомендованным в приложении для Вашей производительности. Если Р_раб получается больше, чем рекомендованный интервал, то необходимо взять Н_п и Н_осн по нижнему ротору насоса и снова проверить Р_раб

.

6. После определения Р_раб рассчитывают δ - толщину стенки нефтепровода по п. 5. Значение δ округляют до большего ближайшего значения по сортаменту и определяют внутренний диаметр нефтепровода, необходимый для гидравлического расчета.

.

7. Затем определяют режим течения нефти в нефтепроводе:

,

где Q – секундный расход, м³/с; D – внутренний диаметр трубопровода, м; ν_t - кинематическая вязкость при расчетной температуре, м²/с.

8. Затем определяют граничные значения Re: Re_I и Re_II

; ,

где e – абсолютная шероховатость трубопровода, принимается по ВНТП-2-86, е = (0,1÷0,2) мм; D – внутренний диаметр трубопровода, мм.

Если 2320 < Re < Re_I, то режим течения – турбулентный (зона Блазеуса). Тогда

; m = 0,25; .

Если Re_I < Re < Re_II, то режим течения – турбулентный (зона смешанного закона сопротивления). Тогда

; m = 0,123; .

9. 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

,

где Q – расход трубопровода, м³/с.

10. Затем определяют полные потери напора в трубопроводе, м:

.

Также определяют гидравлический уклон:

.

11. Затем определяют напор одной станции:

,

где k – число основных насосов, k = 3; Н_осн – напор основного насоса (определяется по Q–H характеристике насоса в приложении); h_вн - внутристанционные потери напора, h_вн = 15 м, по ВНТП 2-86.

12. Затем определяют число станций:

.

Затем число станций округляют:

а) в большую сторону;

б) в меньшую сторону.

Если n₁ > n, то определяют действительный напор одного насоса; но сначала определяют действительно необходимый напор одной станции:

;

;

Уточнив Н_нас’, производят обточку рабочего колеса насоса.

,

где Q – рабочая производительность, м³/с; Н₁ - напор при Q₁, м; Н₂ - напор при Q₂, м; Н₁, Q₁; Н₂, Q₂ - любые точки, взятые с Q-H характеристики насоса.

13. После обточки рабочего колеса насоса делают расстановку по трассе, с округлением числа станций в большую сторону.

Рис. 5.1.1 Расстановка станций по трассе

Затем заполняют таблицу 5.1

Таблица 5.1

Месторасположение станций по трассе

14. После определения местоположения насосных станций на трассе, определения длин между ними и отметок, производят аналитическую проверку режима работы всех НПС, для этого необходимо определить и :

;

,

где δ - округленная в большую сторону толщина стенки по сортаменту;

; ,

где Р_а = 760 мм.рт.ст.; Р_у = 500 мм. рт. ст.; Δh_{прот. кав .} определяется с графика Q–H насоса, [м]; h_вс = 10 (м).

Проверяют режим работы станций из условий:

;

,

Н_к ≈ 30 м.

;

;

;

;

;

.

Если проверка сошлась, следовательно, станции расставлены верно.

15. Затем строят совместный график работы нефтепровода и всех НПС и определяют графически рабочую точку системы (рис. 5.1.2).

Рис. 5.1.2 Q-H характеристики всех НПС и МН

Для построения графика НПС находят для нескольких значений Q соответствующие им значения H основных насосов (после обточки), а также определяют H подпорного насоса.

Н_п - откладывают один раз;

,

где k – число насосов на НПС; n – число НПС на трассе нефтепровода. Затем рисуют график всех НПС

После этого аналитически определяют значения потери напора для произвольнозадаваемых производительностей нефтепровода (берут 3 – 4 точки) по формуле:

Затем строят график нефтепровода и определяют координаты рабочей точки Q_раб и Н_раб и сравнивают их с Q_расч и Н_расч, т.е. графически рабочая точка подтверждает правильность гидравлического расчета и выбора насосно-силового оборудования.

Решение

1. Определение плотности нефти при заданной температуре

кг/м³.

2. Определение вязкости нефти при t_р

сСт,

.

3. Определение расчетной производительности

, м³/час,

т.к G = 34 млн. т/год, тогда D = 1020 мм (прил. 18).

Число рабочих дней N_p = 349 (прил. 17).

м³/час = 1,31 м³/с.

4. Определение толщины стенки

,

где n₁ = 1,15.

5. Определяем марку насоса и найдем напор насоса при верхнем и нижнем роторе, приняв число рабочих насосов равным 3. Напор основных насосов 3 Н_осн

,

т₀ =1,47; К_н =1; R_н1 =530 МПа. Сталь 13Г2АФ, ТУ 14-3-1424-86. Изготовитель – Новомосковский трубный завод.

Выбираем насос НМ 5000-210 по Q_раб (м³/час).

Характеристика работы насоса

При

Q =4713,66 м³/час ≈ 4714 м³/час,

Н₁ =220 м (ротор верхний),

Н₂ =160 м (ротор нижний).

Подпорный: НПВ 5000-120

При

Q =4714 м³/час,

Н₁ =123 м (ротор верхний),

Н₂ =92 м (ротор нижний).

Считаем, что у нас 3 основных и 1 подпорный насос.

Найдем рабочее давление в трубопроводе

;

а) МПа;

б) МПа;

в) МПа.

Выбираем вариант в), т.е. нижний ротор как Н_осн.

6. Определим толщину стенки трубы при Р_раб =5,1 МПа

мм,

принимаем δ =9,2 мм, как ближайшую большую по сортаменту, сталь 13г2АФ, Новомосковский трубный завод.

;

мм.

7. Режим течения нефти в нефтепроводе

.

8. Определяем число Рейнольдса

;

;

.

турбулентный режим, зона Блазеуса

т =0,25; β =0,0246;

.

9. Гидравлический уклон

;

м/с;

.

10. Потери напора на трение в нефтепроводе по формуле Дарси-Вейсбаха

м.

11. Полные потери напора в нефтепроводе

, Н_к =30 м;

≈2273 м, при Δ Z =100 м.

12. Напор одной станции.

.

h_вн =15м внутристанционные потери.

м.

13. Определяем число станций.

.

а) округляем в большую сторону n₁>n, n₁=5 станций.

Действительно необходимый напор одной станции:

м.

Действительный напор одного насоса

м.

Производим обрезку рабочего колеса

.

Q₂ =4800 м³/час=1,33 м³/с, Н₂ =157 м, Q₁ =3200 м³/час=0,89 м³/с, Н₁ =207 м.

,

т.е обрезаем на 5,2%

мм – новый диаметр ротора.

Расстановка НПС по трассе при n₁ > n. Необходимо вычислить масштаб по вертикали и отложить Δ Z, Н_к в масштабе напоров станций. Затем откладывают величину напора подпорного насоса и напор станции п₁ раз и соединяют суммарный напор станций с Н_к, получают линию гидравлического уклона i. Месторасположение станций определяют пересечением линии гидравлического уклона с линией, отстающей от профиля на величину подпора. Эти точки переносят на профиль трассы.

14. Проверка режима работы всех НПС.

МПа;

м;

.

Р_а =760 мм рт. ст., Р_у =500 мм рт ст., по Q-H характеристике насоса Δ h_{прот.кав.} =38 м

м.

Насос не обладает самовсасывающей способностью, нужен подпор, величиной

м.

Проверяем режим работы станций из условий:

, при Н_к =30 м;

;

м;

;

м;

; м;

м;

м;

м;

м;

м;

м;

;

м.

Проверка сошлась, следовательно, станции расставлены правильно.

15. Строим совместный график работы нефтепровода и всех НПС. Определяем рабочую точку системы.

Рис. 5.1.3 Расстановка числа станций при п₁ =5; п₁ > п

Таблица 5.2

Характеристика НПС на трассе при п₁ > п

å L_i =600км åD Z =100м

Построение Q-H характеристики:

Q_расч. =4713,7 м³/час, Н_нас =147 м;

Q_расч. - 800=3913,7 м³/час, Н_нас =171 м;

Q_расч. + 800=5513,7 м³/час, Н_нас =113 м;

Суммарный напор всех станций

где К – число насосов на НПС; п – число НПС на трассе; Н_п =123 м.

Характеристика трубопровода строится по уравнению:

Характеристика станции

1) Q_расч. =4713,7 м³/час, Н_нас =147 м

м;

2) Q_расч. - 800=3913,7 м³/час, Н_нас =171 м

м;

3) Q_расч. + 800=5513,7 м³/час, Н_нас =113 м

м.

Характеристика трубопровода:

β =0,0246, т =0,25

м

м

3) Н =2955,6 м

Строим Q-Н характеристику в масштабе (рис. 5.1.5)

по горизонтали: 1 мм=40 м³/час

по вертикали 1 мм=20 м

Рабочая точка системы:

Q_раб =4713,7 м3/час = Q_р

Н_раб =2273 м = Н (полные потери)

Методика решения

1. Рассмотрим работу нефтепровода при отключении станции «С» и определим производительность.

Рис. 5.2.1. Схема нефтепровода с расстановкой НПС по трассе

Примем, что ∆ Z = 0. Тогда линия изменения напоров имеет вид:

i^*< i

Рис. 5.2.2. Линия изменения напоров при отключении 3-й НПС

i – гидравлический уклон до отключения НПС; i^* – гидравлический уклон после отключения НПС.

При отключении станции расход Q^* устанавливается автоматически в результате саморегулирования. Очевидно, что Q^* < Q. Максимальная величина Q_* возможна, если:

Н_С-1 = [ Н_д ];

∆ Н_С+1 =[∆ Н_д ],

тогда получим:

,

где Н_д-∆Н_д – располагаемый напор на сдвоенном перегоне; ∆ Z ^/ – ∆ Z сдвоенного перегона; l_С+1 - l_С-1 – длина сдвоенного перегона.

Величина Q^*_тах будет лимитировать (ограничивать) производительность всего трубопровода, ее можно принять за расчетную.

2. Определим полные потери напора в трубопроводе при отключении НПС:

Н^* =1,01· h_τ +∆ Z + H_К,

где h_τ – потери напора на трение, равны:

.

3. Определим количество насосов:

,

где Н^*_{обт.нас} – напор обточенного насоса при производительности Q^*_тах (по характеристике насоса).

Полученное количество насосов расставляем по длине трубопровода (на НПС-(С-1) ставят максимально возможное по условию прочности нефтепровода количество насосов, т.е. 3).

4. Проверяют режим работы станций из условий:

;

;

;

где К^*₁ – количество насосов на первой станции.

;

где i_* - новый уклон при Q^*_тах.

;

;

;

; (Н_к ≈ 30 м).

Если какие-то условия не выполняются, то напор дросселируют до его допустимого значения. Если после этого проверка сошлась, станции расставлены верно.

Решение

м/с <Q_раб.

По характеристике Н^*_{обт.нас} = 180 м.

2. Полные потери при новой производительности

а) Потери напора на трение:

м;

м.

3. Количество насосов

(штук),

принимаем К^* =9 насосов, т.е. должно быть на всех НПС не меньше 9 насосов. Принимаем, что на станции перед отключенной, т.е на второй имеем 3 насоса, а на остальных (1-й, 4-й и 5-й) по 2 насоса.

4. Проверяем режим работы каждой станции с новым количеством насосов.

;

;

;

;

;

,

условие не выполняется, дросселируем на величину 716,5-613,6=102,9 м

;

;

;

;

,

условие не выполняется, дросселируем на 52,895 м

;

.

Гидравлический уклон:

.

Расчет выполнен правильно.

Сбросах и подкачках

Одним из важнейших технологических расчетов является расчет работы нефтепровода при периодических сбросах и подкачках.

Методика решения

1. Сброс:

,

где (с+1) – станция сброса

,

если q > q_кр,то:

.

2. Подкачка:

;

;

Если q > qкр

.

Решение

;

м³/с;

м³/с;

;

;

;

;

Проверка: Q =5600=1,53 м³/с; H =234,58-54,68×1,53^1,75=119,3 м.

По характеристике H =120»119м;

;

м³/с;

м³/с=153,68 м³/ч;

q =4 q_кр =0,171 м³/с=614,7 м³/час.

Найдем H`:

– 63 – 30 = 241,76 м.

м, т.е. отключаем К =1 насос (Носн =160м), а остальные 81м дросселируем.

Делаем проверку:

Qкр – левая часть, (Qкр – q) – правая часть

м;

м;

;

;

м;

м;

м;

;

;

.

В правой части отключаем один насос на станции 5 и еще 81 м дросселируем.

Задача для самостоятельного решения

Сделать технологический расчет трубопровода для перекачки нефти в количестве G млн. тонн/год, если расчетная длина трассы L, км; разность нивелирных отметок конца и начала нефтепровода Δ Ζ, м; вязкость нефти ν₂₀ и ν₅₀, сст; плотность нефти ρ₂₀, кг/м³; расчетная температура нефти t, ˚C, Наружным диаметром и рабочим давлением задаться по нормам технологического проектирования.

По результатам гидравлического расчета подобрать насосы (принять число рабочих насосов К =3÷2), определить число НПС на профиле трассы с округлением в большую сторону. Определить рабочую точку системы нефтепровод – насосные станции графо-аналитическим методом. Расставить НПС по трассе нефтепровода методом Шухова.

Произвести аналитическую проверку режима работы НПС, а также проверить режим работы НПС и нефтепровода при отключении НПС-3 и произвести регулирование режима работы остальных НПС.

Численные значения данных по вариантам принимать по таблице 5.4.

Таблица 5.4

Исходные данные к задаче

Методика решения

1. Определить эквивалентный диаметр участка по Dz и формулам

; (5.4.1)

. (5.4.2)

2. Определить средне-расчётные величины вязкости, плотности нефти и давление упругости её паров.

3. Для интересуемого диапазона расходов определить режим течения нефти по формулам

; (5.4.3)

. (5.4.4)

4. Для каждого значения расхода определить полные потери напора по формулам

, (5.4.5)

, (5.4.6)

, (5.4.7)

, (5.4.8)

, (5.4.9)

где Ламинарный режим m = 1 b = 4,15, с²/м;

Зона Блазиуса m = 0,25 b = 0,0246, с²/м;

Зона смешанного трения m = 0,123 b = 0,0802·10^{0,127lg(k/D)-0,627}, с²/м;

Квадратичная зона m = 0 b = 0,0826· l, с²/м;

. (5.4.10)

5. Определить коэффициент эффективности для исследуемого режима, по формулам

, (5.4.11)

. (5.4.12)

. (5.4.13)

6. Пересчитать потери напора на расчётном участке, введя в ф.(5.4.9) сомножитель .

7. Построить полученные характеристики участков в осях Q-H.

8. Проверить изменение паспортных характеристик насосов при перекачке нефти с исследуемыми свойствами. Для этого при номинальном значении подачи Q₀ по известному диаметру рабочего колеса D₂ и ширине его лопаток на выходе в₂ рассчитывают число Рейнольдса для насоса

; . (5.4.14)

При Re > 7·10³ коэффициенты пересчёта по расходу и напору равны единице, Re_Н > 5·10⁴ коэффициент пересчёта по КПД равен единице. При числах Re_Н менее указанных – коэффициенты пересчёта определяются по графику (рис. 5.4.1, 5.4.2) и паспортные характеристики насоса пересчитываются.

9. Построить суммарные характеристики НС с учётом количества работающих насосов и схемы их соединения (при последовательном соединении суммируются напоры при одинаковых значениях расхода, а при параллельном соединении суммируются расходы при одинаковых значениях напоров).

10. Выполнить анализ полученных рабочих точек системы.

11. Для аналитического расчёта координат рабочей точки по формуле

. (5.4.15)

необходимо учесть коэффициент эффективности работы линейной части и определить численные значения коэффициентов а и в с характеристики НС для формулы

. (5.4.16)

Для определения коэффициентов а и в одного насоса снимают не менее двух пар координат с рабочей характеристики насоса в её рабочей зоне. Используя зависимость ф.(5.4.16) определяют численные значения коэффициентов а и в. Величину h_Н в ф.(5.4.15) можно включить в суммарную характеристику НПС, а значение h_К принимается в зависимости от назначения. Если напор передаётся, то h_К равна передаваемому напору. Если требуется обеспечить безкавитационный режим работы h_К = h, где h определяют по формуле

, (5.4.17)

Если перекачка ведется в резервуарный парк, то h_К = 20÷40м.

Решение

1. Определяем эквивалентный диаметр участка (для зоны смешанного трения турбулентного режима, m = 0,123)

а) эквивалентный диаметр для двухниточных переходов, длина перехода (4,657 + 4,302) = 8,959 км

м.

б) эквивалентный диаметр участка

м.

2. Смотри табл. 5.5.

3. Задаёмся значениями расхода от 0,18 до 0,25 м³/с с шагом 0,01 м³/с. Эквивалентная шероховатость труб принимаем 0,2 мм. Выполним расчёты для первого месяца года

;

;

;

.

Т.к. режим турбулентный, зона Блазиуса (m = 0,25; β = 0,0246); зона смешанного трения (m = 0,123; β = 6,9718∙10^-3).

.

Расчёты для остальных значений расхода сведены в табл. 5.7.

4. м;

м.

Остальные расчёты сведены в табл. 5.7.

5. м/км.

Для этого же режима

м/км;

.

6. м.

Остальные расчёты сведены в табл. 5.7.

Таблица 5.7

Результаты расчёта

7. Построение характеристик Q-H участка при Е = 1 и Е = 0,95 выполнено на графике (см. рис. 5.4.4).

8. Для основного рабочего насоса D₂ = 440 мм, в₂ = 26 мм, Q₀ = 1250 м³/ч, φ=0,9 по ф.(5.4.14)

Т.к. Re_Н > 5∙10⁴, то все коэффициенты пересчёта равны единице (см. рис. 5.4.1 и 5.4.2) и паспортные характеристики насоса не изменяются.

9. Для построения суммарной характеристики НС определим напор, развиваемый насосом при различных расходах (из табл. 5.7) по рабочей характеристике насоса на рис. 5.4.3, 5.4.5, 5.4.6. Зная по режиму работы для исследуемого периода (табл. 5.6), что в работе последовательно включены два основных насоса с D₂ = 440 мм и D₂ = 418 мм и один подпорный, просуммируем напоры при одном и том же значении расхода. Данные расчётов сведем в табл. 5.8 и используем для построения графиков на рис. 5.4.4.

Таблица 5.8

Нефтепроводов (МН)

В процессе эксплуатации нефтепроводов приходится решать проблемы выпадения воды в пониженных и скопления «газовых шапок» в повышенных участках трассы МН. Проблема их стравливания через дренажные вентили, вантузы и определение мест их расположения на трассе МН связана с определенными технологическими трудностями. Для предотвращения выделения воды в свободном виде или газа технологией перекачки предусмотрено поддержание определенного режима по минимально допустимому давлению, а также подготовка нефти к транспорту (обезвоживание, дегазация, стабилизация). Однако, эти меры не предотвращают попадание в МН воды, которая затем расслаивается в силу

Что делает отдел по эксплуатации и сопровождению ИС? Отвечает за сохранность данных (расписания копирования, копирование и пр.)...

Что будет с Землей, если ось ее сместится на 6666 км? Что будет с Землей? - задался я вопросом...

Что вызывает тренды на фондовых и товарных рынках Объяснение теории грузового поезда Первые 17 лет моих рыночных исследований сводились к попыткам вычис­лить, когда этот...

ЧТО ТАКОЕ УВЕРЕННОЕ ПОВЕДЕНИЕ В МЕЖЛИЧНОСТНЫХ ОТНОШЕНИЯХ? Исторически существует три основных модели различий, существующих между...

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: