5 Технологический расчет магистрального нефтепровода Цель технологического расчета

• Название: 5 Технологический расчет магистрального нефтепровода Цель технологического расчета
• Дата: 02.02.2023
• Размер: 1.06 Mb.
• Имя файла: zadacha-1.doc
• Тип: Документы; #917717

5.1. Технологический расчет магистрального нефтепровода

Цель технологического расчета: определить толщину стенки нефтепровода, сделать гидравлический расчет, подобрать насосно-силовое оборудование, определить число насосных станций, расставить их 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 3Н_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 приQ₁, 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

№ НПС	км	Z	Расстояние между НПС	Отметки перегонов
1	0	0
			l1	Z2 - Z1
2	l1	Z2
			l2	Z3 - Z2
3	l1 + l2	Z3
			l3	Zк - Z3
КП	l1 + l2 + l3	Zк

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.

Пример 5.1. Технологический расчет МН

Сделать гидравлический расчет нефтепровода, если длина его L = 600км, производительность G = 34 млн./год. Заданы вязкость и плотность нефти: ρ₂₀ = 852 кг/м³; ν₂₀ = 48 сСт; ν₅₀ = 22 сСт.

Расчетная температура нефти t =7 ^оС, минимальная температура нефти в трубопроводе.

Сделать механический расчет нефтепровода, подобрать насосно- силовое оборудование, определить число НС, расставить их по трассе с округлением в большую сторону. Сделать аналитическую проверку работы НПС и построить график Q-Н работы НПС и МН. Рассчитать режим работы трубопровода и НПС.

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 3Н_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 ΔZ=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 ΔZ, 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 Δh_{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

№ НПС	L, км	Li, км	Zi, м	Z
1	0	0	0
2	111	111	18	18
3	227,1	116,1	37	19
4	339	111,9	57	20
5	452,4	113,4	74	17
КП	600	147,6	100	26

L_i=600км 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)

б) Число станций округляем в меньшую сторону.

n₂<n, n₂=4 станции.

Таблица 5.3

Характеристика НПС по трассе при п₂<п

№ НПС	L, км	Li, км	Zi, м	Z
1	0	0	0
2	150	150	28	28
3	274,5	124,5	48	20
4	399	124,5	68	20
КП	600	201	100	32

Рис. 5.1.4 Расстановка станций при п₂<п; п₂=4

Снизим сопротивление линейной части, т.е. построим лупинг длиной Х.

Длина лупинга

м = 113,23 км.

Уклон лупинга

если D_л=D, то

в зоне Блазеуса;

;

м;

м.

Уточненный расчет НПС, при п₂<п; п₂=4; лупинг проложен на 1-ом перегоне – 41,4 км и последнем перегоне – 71,8 км.

м;

м;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

.

Построение Q-H характеристики при округлении числа станций в меньшую сторону

Q_р=4714 м³/час = 1,31 м³/с, Н_р=160 м;

Q₁=3914 м³/час = 1,087 м³/с, Н₁=180 м;

Q₃=5514 м³/час = 1,532 м³/с, Н₃=125 м;

;

м;

м;

м;

;

м;

м;

м.



Рис. 5.1.5 Q-H характеристика

1 – характеристика Q-H нефтепровода при n₁=5; 2 – характеристика Q-H нефтепровода при n₂=4 (с лупингом); 3 – характеристика Q-H НПС при n₁=5; 4 – характеристика Q-H НПС при n₂=4; Q_р – рабочая производительность МН.

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 ΔΖ, 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

№ вариан-тов	G, млн.т/год	L, км	ΔΖ, м	ρ20, кг/м3	ν20, сСт	ν50, сСт	tрасч, 0С	К, число рабочих насосов НПС
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	2,8	400	40	800	21	11	5	2
2.	3,9	420	50	842	22	12	4	2
3.	4,2	360	60	844	23	13	3	2
4.	5,0	380	70	846	24	14	2	2
5.	6,0	480	80	848	25	11	1	2
6.	9,0	410	90	850	19	10	7	2
7.	10,5	500	100	852	18	9	8	2
8.	13,2	490	30	854	20	12	9	2
9.	16,0	460	55	856	17	9	10	2
10.	20,5	520	65	858	16	8	11	2
11.	25,0	470	75	860	26	14	12	3
12.	30,0	390	95	845	27	16	13	3
13.	32,0	450	85	855	28	13	14	3
14.	35,0	480	120	865	25	12	15	3
15.	37,0	510	110	835	22	11	14	3
16.	42,0	520	80	851	24	14	12	3
17.	45,0	530	70	843	19	10	11	3
18.	50,0	540	60	847	18	11	10	3
19.	55,0	550	40	849	17	9	7	3
20.	60,0	560	90	853	15	8	8	3
21.	65,0	570	70	857	16	7	11	3
22.	70,0	580	80	861	21	10	13	3
23.	75,0	590	75	839	22	12	12	3
24.	80,0	600	100	841	23	11	14	3
25.	85,0	420	80	851	24	12	11	3