Блок 2.. 10. Потери на трение и местные сопротивления в магистральном нефтепроводе

• Название: 10. Потери на трение и местные сопротивления в магистральном нефтепроводе
• Дата: 07.10.2018
• Размер: 0.68 Mb.
• Имя файла: Блок 2..docx
• Тип: Документы; #52660

10. Потери на трение и местные сопротивления в магистральном нефтепроводе.

При перекачке нефти по магистральному нефтепроводу напор, развиваемый насосами нефтеперекачивающих станций, расходуется на трение hт, преодоление местных сопротивлений hмс, статического сопротивления из-за разности геодезических (нивелирных) отметок ∆z, а также создания требуемого остаточного напора в конце трубопровода hост.

Таким образом, напор, необходимый для ведения перекачки с заданным расходом, равен:



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 (3.14) примет вид:



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

Остаточный напор hост необходим для преодоления сопротивления технологических коммуникаций и заполнения резервуаров конечного пункта (а так же промежуточных нефтеперекачивающих станций, находящихся на границе эксплуатационных участков). Потери напора на трение в трубопроводе определяют по формуле Дар си — Вейсбаха:



- коэфф гидравлического сопротивления,

- расчетная длина нефтепровода,

- внутренний диаметр трубы,

- средняя скорость течения нефти по трубопроводу.

Гидравлическим уклоном называют потери напора на трение, отнесенные к единице длины трубопровода:


С геометрической точки зрения гидравлический уклон равен тангенсу угла а, характеризующего наклон линии изменения напора по длине трубопровода.



Графическое представление выражения показано на рис. 3.9. Линия гидравлического уклона показывает распределение остаточного напора по длине трубопровода. В любой точке трассы величина напора определяется вертикальным отрезком, отложенным от линии профиля трассы до пересечения с линией гидравлического уклона.

11. Расчетная длина нефтепровода, течение нефти за перевальной точкой.

Перевальной точкой называется такая возвышенность на трассе нефтепровода, от которой нефть приходит к конечному пункту нефтепровода самотеком. Таких вершин в общем случае может быть несколько. Расстояние от начала нефтепровода до ближайшей из них называетсярасчетной длиной нефтепровода. Рассмотрим это на примере нефтепровода протяженностьюL, диаметромDи производительностьюQ(рис. 1.9).

Прежде чем приступить к расстановке перекачивающих станций по трассе нефтепровода, необходимо исследовать трассу на наличие перевальной точки. Для этого на сжатом профиле трассы в соответствии с выбранными масштабами длин и высот строится прямоугольный треугольник, изображающий потери напора на некотором участке трубопровода. Построения выполняются в следующем порядке:

• 
  В горизонтальном масштабе откладывается отрезок ab, соответствующий участку нефтепровода длиной l;
  

• 
  Определяется значение потерь напора на трение (с учетом надбавки на местные сопротивления) для участка длиной l
  

.

• 
  Из точки a перпендикулярно вверх откладываем отрезок ac, равный величине h_l в масштабе высот.
  

Соединив точки bиc, получим треугольника bc, называемый также гидравлическим треугольником. Его гипотенуза bc определяет положение линии гидравлического уклона в выбранных масштабах.

Рис. 1.9. Графическое определение перевальной точки

и расчетной длины нефтепровода

Из конечной точки трассы с учетом требуемого остаточного напора h_ОТпараллельно гипотенузеbcпроведем линию гидравлического уклона 1. Ее пересечение с линией профиля указывает на наличие перевальной точки. Для ее определения проведем параллельно линию гидравлического уклона 2, с расчетом, чтобы она касалась профиля и нигде его не пересекала. Место касания линии 2 с линией профиля обозначает положение перевальной точки, определяющей расчетную длину нефтепровода.

Это говорит о том, что достаточно закачать нефть на перевальную точку, чтобы она с тем же расходом достигла конечного пункта трубопровода. Самотек нефти обеспечен, так как располагаемый напор (z_ПТ –z_K–h_ОТ) больше напора, необходимого на преодоление сопротивления на участке от перевальной точки до конечного пункта

(z_ПТ –z_K–h_ОТ)>i∙(L–l_ПТ) ,

где l_ПТ – расстояние от начального пункта нефтепровода до перевальной точки.

В этом случае за расчетную длину трубопровода принимают расстояние L_P=l_ПТz=z, а разность геодезических отметок принимается равной_ПТ –z_H. Если пересечение линии гидравлического уклона с профилем отсутствует, то расчетная длина трубопровода равна его полной длинеL_Pz=z=L, а_K–z_H.

Следует отметить, что перевальная точка не всегда является самой высокой точкой на трассе (рис. 1.9.).

Рассмотрим течение жидкости за перевальной точкой (рис. 1.10).

Рис. 1.10. Течение жидкости за перевальной точкой

На интервале между перевальной точкой и конечным пунктом выделим два участка: АС длиной l₁ иAKдлиной l₂. Самотечное движение нефти на участкеAKобеспечивается напоромAE=i∙l₂.

На первом участке располагаемый напор CMпревышает требуемый напорBM=i∙l₁на величинуBC. Следовательно, на участке АС гидравлический уклон должен быть большеi. Это возможно лишь в случае увеличения скорости течения нефти на участке АС. Как следует из уравнения неразрывностиQ=w∙F, с возрастанием скоростиwплощадь живого сечения потокаFдолжна уменьшаться. Это говорит о движении жидкости на участке АС неполным сечением трубопровода. Давление жидкости на этом участке ниже, чем в любой точке трубопровода и равно давлению насыщенных паров нефти (то есть абсолютное давление в трубопроводе меньше атмосферного). Пространство над свободной поверхностью жидкости будет заполнено выделившимися из нее парами и растворенными газами. При значительной длине самотечного участка вследствие высокой скорости потока происходит отрыв и унос парогазовых пузырьков в нижней части газовой полости. По мере удаления от самотечного участка давление жидкости возрастает, что приводит к кавитационным процессам из-за резкого схлопывания пузырьков. В свою очередь это может привести к значительной вибрации трубопровода и сопровождается повышенным уровнем шума.

Длительная работа нефтепровода на пониженных режимах перекачки является причиной продолжительного существования газовой полости за перевальной точкой. Повышенное содержание в нефти сернистых соединений может вызвать ускоренное протекание коррозионных процессов на внутренней поверхности стенки трубы над свободной поверхностью жидкости.

При увеличении расхода перекачиваемой нефти перевальная точка может исчезнуть, однако процесс растворения парогазового скопления продолжается длительное время. Если скорость течения достаточно велика, скопления газа выносятся потоком жидкости и могут достичь резервуара на конечном пункте нефтепровода. Сопровождающий это явление гидравлический удар приводит к повреждению резервуаров и их оборудования.

Если на конечном пункте нефтепровода поддерживать повышенный напор h_оф(рис.1.9), то появления перевальных точек на трассе можно избежать (линия гидравлического уклона 2 будет продолжена пунктирной линией).

12. Расчет нефтепровода с лупингами и вставками.

На практике, в ряде случаев, трубопроводы оборудуются параллельными участками (лупингами), а также участками другого диаметра (вставками). В этом случае гидравлический уклон на таких участках будет отличаться от гидравлического уклона основной магистрали. Согласно уравнению неразрывности для трубопроводов без сбросов и подкачек

(

где    w₁...w_n - скорость течения жидкости в сечениях F₁...F_n.

Таким образом, чем больше площадь сечения трубопровода F, тем меньше скорость течения, следовательно, меньше и значение гидравлического уклона (рисунок 5.3). Определим соотношение между гидравлическими уклонами лупинга (вставки) и магистрали. Будем при этом полагать, что режим течения нефти на этих участках одинаков (m, β = idem).
Рисунок 5.3 – Гидравлические уклоны на различных участках трубопровода

Запишем гидравлический уклон на участке l_л для основного диаметра и лупинга используя формулу Лейбензона (5.14)

(5

откуда после сокращения одинаковых сомножителей получаем

(

Так как Q = Q₁ + Q₂, то с учетом (5.20) можно записать

(5

откуда

(

                                                 

Подставим (5.22) в (5.19) и найдем гидравлический уклон на участке трубопровода с лупингом

(5

где ω - поправка, учитывающая изменение гидравлического уклона на участке трубопровода с лупингом,

(5

  Как видно из формулы (5.24), величина w зависит от соотношения диаметров лупинга и основной магистрали, а также от режима перекачки и зоны трения (если же режим турбулентный). Если D = D_л, то ω = 1/2^2-m и ее величину несложно подсчитать: при ламинарном режиме ω = 0,5; при турбулентном режиме в зоне гидравлически гладких труб ω = 0,293; в зоне смешанного трения ω  =  0,2726; в зоне квадратичного трения  ω = 0,25.

Рассуждая аналогично, получим соотношение гидравлических уклонов для участка со вставкой и без нее. На участке со вставкой величина гидравлического уклона равна

(5

на основной магистрали

(5

Разделим  (5.25) на (5.26) и получим

(5

где    Ω - поправка, учитывающая изменение гидравлического уклона на участке со вставкой, Ω = (D / D_в)^5-m.

Следует отметить, что применение вставки другого диаметра в магистральной части трубопроводов нежелательно, так как это затрудняет ее очистку и диагностику.

Потери напора в трубопроводе с лупингом (вставкой) находятся сложением аналогичных величин по его отдельным участкам

(5

 С учетом формулы (5.23) можем переписать (5.28) в виде

(5

                   Аналогично выполняется расчет потерь напора в трубопроводе со вставкой.
32. Оборудование для очистки газа на компрессорных станциях.

Система подготовки технологического газа служит для очистки газа от механических примесей и жидкости перед подачей его потребителю.

1) Первое время на КС для очистки газа широко использовали масляные пылеуловители (рис. 1), которые обеспечивали достаточно высокую степень очистки (до 97-98%).

Масляные пылеуловители работают по принципу мокрого улавливания разного рода смесей, находящихся в газе. Примеси, смоченные маслом, сепарируются из потока газа, само масло очищается, регенерируется и вновь направляется в масленый пылеуловитель. Масляные пылеуловители чаще выполнялись в виде вертикальных сосудов, принцип действия которых хорошо иллюстрируется схемой:




Рисунок 1 - Вертикальный масляный пылеуловитель:

1 - сепараторное устройство; 2 - выходной патрубок; 3, 4, 5 - контактные и дренажные трубки; 6 - люк; 7 - входной патрубок; 8 - отбойный козырек
2) В настоящее время на КС в качестве первой ступени очистки широко применяют циклонные пылеуловители (см. рис. 2), работающие на принципе использования инерционных сил для улавливания взвешенных частиц. Циклонные пылеуловители более просты в обслуживании нежели масляные, а также имеют очень высокую эффективность очистки газа.

В процессе эксплуатации необходимо контролировать уровень отсепарированной жидкости и мехпримесей с целью их своевременного удаления продувкой через дренажные штуцеры. Контроль за уровнем осуществляется с помощью смотровых стекол и датчиков, закрепленных к штуцерам 9. Люк 7 используется для ремонта и осмотра пылеуловителя при плановых остановках КС.

Однако эффективность очистки в них зависит от количества циклонов, а также от обеспечения эксплуатационным персоналом работы этих пылеуловителей в соответствии с режимом, на который они запроектированы, т.е. в зоне оптимальной производительности, не выходя за минимально и максимально допустимые значения. При выходе рабочей точки из этой зоны эффективность очистки резко падает.

Рисунок 2 - Циклонный пылеуловитель:

1 - верхняя секция; 2 - входной патрубок; 3 - выходной патрубок; 4 - циклоны; 5 - нижняя решетка; 6 - нижняя секция; 7 - люк-лаз; 8 - дренажный штуцер; 9 - штуцеры контролирующих приборов; 10 - штуцеры слива конденсата

3) В связи с невозможностью достичь высокой степени очистки газа в циклонных пылеуловителях появляется необходимость выполнять вторую ступень очистки, в качестве которой используют фильтр-сепараторы, устанавливаемые последовательно после циклонных пылеуловителей:



Фильтр-сепаратор:

1 - корпус фильтр-сепаратора; 2 - быстрооткрывающийся затвор; 3 - фильтрующие элементы; 4 - направляющая фильтрующего элемента; 5 - трубная доска камеры фильтров; 6 - каплеотбойник; 7 - конденсатосборник

Работа фильтр-сепаратора осуществляется следующим образом: газ после входного патрубка с помощью специального отбойного козырька направляется на вход фильтрующей секции 3, где происходит коагуляция жидкости и очистка от механических примесей. Через перфорированные отверстия в корпусе фильтрующих элементов газ поступает во вторую фильтрующую секцию - секцию сепарации. В секции сепарации происходит окончательная очистка газа от влаги, которая улавливается с помощью сетчатых пакетов. Через дренажные патрубки мехпримеси и жидкость удаляются в нижний дренажный сборник и далее в подземные емкости.

Как показывает опыт эксплуатации газотранспортных систем, наличие двух степеней очистки обязательно на станциях подземного хранения газа (СПХГ), а также и на первой по ходу линейной компрессорной станции, принимающей газ из СПХГ. После очистки, содержание механических примесей в газе не должно превышать 5 мг/м.

4) В настоящее время на линейных КС применяют совмещенные (два в одном) устройства, которые называются фильтр-пылеуловитель:

Характеристики ПУ:

- номинальная производительность, млн. ст·м³/сут;

- степень очистки газа по капельной жидкости, %;

- Степень очистки газа (в %) для твердых частиц диаметром, мкм: от 5 до 10; от 10 до 20; более 20.

- температура рабочей среды (в среднем от - 40 ºС до 80 °С);

- рабочее давление, МПа;

- условный диаметр штуцеров входа/выхода газа, мм;

- вид климатического исполнения (У, УХЛ).