- •Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов
- •Рецензент профессор а.А. Кукьян
- •Содержание
- •Введение
- •А. Магистральные нефтепроводы
- •1. Общие вопросы трубопроводного транспорта нефти.
- •2. Изыскания магистральных трубопроводов
- •3. Обоснование строительства, состав сооружений и оборудование магистральных нефтепроводов
- •4. Технологический расчет нефтепровода
- •5. Эксплуатация нефтепроводов
- •6. Типовые задачи по проектированию и эксплуатации магистрального нефтепровода
- •6.1. Технологический расчет магистрального нефтепровода
- •Методика решения
- •Пример к п. 6.1. Технологический расчет мн
- •Решение
- •6.2 Режим работы нефтепровода при отключении нс
- •6.3. Режим работы нефтепровода при периодических сбросах и подкачках
- •Б. Трубопроводный транспорт газа
- •7.1 Порядок технологического расчета магистрального газопровода
- •7.2 Определение диаметра газопровода и числа компрессорных станций
6. Типовые задачи по проектированию и эксплуатации магистрального нефтепровода
6.1. Технологический расчет магистрального нефтепровода
Цель технологического расчета: определить толщину стенки нефтепровода, сделать гидравлический расчет, подобрать насосно-силовое оборудование, определить число насосных станций, расставить их трассе нефтепровода и сделать аналитическую проверку работы НПС.
Методика решения
1. Определение плотности при расчетной температуре,
, (6.1)
где t – расчетная температура; - коэффициент объемного расширения.
= 830 – 839 кг/м3 =0,000868 1/ С
= 840 – 849 кг/м3 =0,000841 1/ С
= 850 – 859 кг/м3 =0,000818 1/ С
= 860 – 869 кг/м3 =0,000868 1/ С.
2. Определение вязкости при расчетной температуре
(6.2)
, (6.3)
где - вязкость при любой известной температуре, например .
3. Определение расчетной производительности
, (6.4)
где - число рабочих дней трубопровода в году, (приложение 1);
4. Чтобы определить , необходимо знать диаметр трубопровода; определяется в зависимости от , [млн.т./год] по приложению 2.
5. Определяется наружный диаметр - . Чтобы определить внутренний диаметр , нужно рассчитать толщину стенки нефтепровода по формуле:
(6.5)
, (6.6)
где - внутреннее давление в трубопроводе, определяется, исходя из давления, создаваемого основными насосами и подпорным насосом, т.е. чтобы определить , надо найти . 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 , затем нужно по определить марку подпорного насоса и напор подпорного насоса при максимальном роторе , затем найти рабочее давление в трубопроводе:
. (6.7)
После этого, нужно сравнить рабочее давление с давлением, рекомендованным в приложении для Вашей производительности. Если получается больше, чем рекомендованный интервал, то необходимо взять и по нижнему ротору насоса и снова проверить
.
6. После определения рассчитывают - толщину стенки нефтепровода по п.5. Значение округляют до большего ближайшего значения по сортаменту и определяют внутренний диаметр нефтепровода, необходимый для гидравлического расчета .
7. Затем определяют режим течения нефти в нефтепроводе:
, (6.8)
где - секундный расход, м3/с; - внутренний диаметр трубопровода, м; - кинематическая вязкость при расчетной температуре, м2/с.
8. Затем определяют граничные значения : и
; , (6.9)
где - абсолютная шероховатость трубопровода, принимается по ВНТП-2-86, =(0,1÷0,2)мм;
- внутренний диаметр трубопровода мм.
Если 2320< < , то режим течения - турбулентный (зона Блазеуса). Тогда =0,25; =0,0246;
. (6.10)
Если , то режим течения – турбулентный (зона смешанного закона сопротивления). Тогда =0,123; =0,0802 ;
. (6.11)
9. Определив - коэффициент гидравлического сопротивления, находят потери напора на трение в нефтепроводе по формуле Дарси-Вейсбаха:
(6.12)
, (6.13)
где - длина трубопровода, м; - внутренний диаметр нефтепровода, м; - ускорение свободного падения, =9,81 м/с2; - скорость течения нефти, м/с; - расход трубопровода, м3/с.
10. Затем определяют полные потери напора в трубопроводе, м:
. (6.14)
Также определяют гидравлический уклон:
. (6.15)
11. Затем определяют напор одной станции: ,
где - число основных насосов, =3; - напор основного насоса (определяется по характеристике насоса в приложении); - внутристанционные потери напора, =15 м, по ВНТП 2-86.
12. Затем определяют число станций:
. (6.16)
Затем число станций округляют:
а) в большую сторону; б) в меньшую сторону.
Если , то определяют действительный напор одного насоса; но сначала определяют действительно необходимый напор одной станции:
; .
Уточнив , производят обточку рабочего колеса насоса.
, (6.17)
где - рабочая производительность, м3/с; - напор при , м; - напор при , м;
, , , - любые точки, взятые с характеристики насоса.
13. После обточки рабочего колеса насоса делают расстановку по трассе, с округлением числа станций в большую сторону по графо-аналитическому методу Шухова, учитывая, что станции оборудованы центробежными насосами. Поэтому НПС будут располагаться там, где будет находиться точка, перенесенная на профиль трассы от точки пересечения линии гидравлического уклона с линией, отстающей от профиля на величину подпора НП (рис. 6.1.1).
Рис. 6.1.1. Расстановка станций по трассе
Затем заполняют таблицу 6.1.
Таблица 6.1. Месторасположение станций по трассе
№ НПС |
км |
Z |
Расстояние Между НПС |
Отметка перегонов |
1
2
3
КП |
0
I1
I1+I2
I1+I2+I3 |
0
Z2
Z3
Zк |
I1
I2
I3 |
Z2-Z1
Z3-Z2
Zк-Z3 |
14. После определения месторасположения насосных станций на трассе, определения длин между ними и отметок, производят аналитическую проверку режима работы работы всех НПС, для этого необходимо определить
[ ] и [ ]: [ ]= ; [ ]= , (6.18)
где - округленная в большую сторону толщина стенки по сортаменту;
[ ]= ; , (6.19)
где =760 мм. рт. ст.; = 500 мм. рт. ст.; определяется с графика насоса, [м]; = 10 (м).
Проверяют режим работы станций из условий:
; , (6.20)
30 м.
;
;
;
;
;
.
Если проверка сошлась, следовательно, станции расставлены верно.
15. Затем строят совместный график работы нефтепровода и всех НПС и определяют графическую рабочую точку системы (рис. 6.1.2).
Для построения графика НПС находят для нескольких значений соответствующие им значения основных насосов (после обточки), а также определяют подпорного насоса.
- откладывают один раз; ,
где k – число насосов на НПС; - число НПС на трассе нефтепровода.
З атем рисуют график всех НПС
Рис. 6.1.2. характеристики всех НПС и МН
После этого аналитически определяют значения потери напора для произвольно задаваемых производительностей нефтепровода (берут 3 – 4 точки) по формуле:
.
Затем строят график нефтепровода и определяют координаты рабочей точки и и сравнивают их с и , т.е. графически рабочая точка подтверждает правильность гидравлического расчёта нефтепровода и выбора насосно-силового оборудования НПС.