ва. Методические указания для выполнения практических работ по мдк. 02. 01
 Скачать 6.14 Mb.
|
|
Тема: Технологический расчет магистрального нефтепровода. Цель: Определить толщину стенки нефтепровода, рассчитать основные параметры нефтяных магистральных и подпорных насосов, сделать гидравлический расчет, определить число насосных станций. Теоретическая часть: 1. Определение плотности нефти при расчетной температуре С 20 t 1 р 20 t , где t – расчетная температура; β р - коэффициент объемного расширения. Температурная поправка на плотность нефти. Плотность кг/м 3 Температурная поправка y, [кг/(м 3 * °С)] Плотность кг/м 3 Температурная поправка y, [кг/(м 3 * °С)] 630,0-699,9 0,910 800,0-809,9 0,765 700,0-709,9 0,897 810,0-819,9 0,752 710,0-719,0 0,884 820,0-829,9 0,738 720,0-729,9 0,870 830,0-839,9 0,725 730,0-739,9 0,857 840,0-849,9 0,712 740,0-749,9 0,844 850,0-859,9 0,699 750,0-759,9 0,831 860,0-869,9 0,686 760,0-769,9 0,818 870,0-879,9 0,673 770,0-779,9 0,805 880,0-889,9 0,660 780,0-789,9 0,792 890,0-899,9 0,647 790,0-799,9 0,778 2. Определение кинематической вязкости нефти при расчетной температуре ) ( * * t t u t e ; 1 2 2 1 ln 1 t t u , где ν * - вязкость при любой известной температуре, например t * = 20 о С. 3. Определение расчетной производительности с м , 3600 / час м , 24 10 3 3 9 Q Q N К G Q р t п расч , где N p - число рабочих дней трубопровода в году, определяется в зависимости от диаметра D и длины L трубопровода по приложению 7; час м , 3 Q - для выбора марки насоса; с м , 3 Q - для гидравлического расчета. Чтобы определить N p , необходимо знать диаметр D трубопровода; D определяется в зависимости от G, [млн. т./год] по прил. 6. где К п – коэффициент, учитывающий возможность перераспределения потоков в процессе эксплуатации нефтепровода: - 1,07 – для однотрубных (однониточных) нефтепроводов; - 1,05 – для параллельных двухтрубных (двухниточных) нефтепроводов, образующих единую систему; - 1,10 – для нефтепромысловых магистралей. В нашем случае полагаем К п = 1,07 (однониточный нефтепровод). 4. Определение толщины стенки нефтепровода и внутреннего диаметра нефтепровода Руководствуясь данными табл. Приложения 7 и выбранными значениями D н и Р доп , определите расчетную толщину стенки трубопровода (с округлением до номинальной толщины стенки в большую сторону): 1 1 1 2 R P n D P n н где Р - рабочее давление (избыточное), МПа; D н - наружный диаметр трубопровода, мм; n 1 — коэффициент надежности по нагрузке: n 1 = 1,15 для нефте- и нефтепродуктопроводов с условным диаметром 700 – 1200 мм с промежуточными перекачивающими станциями без подключения емкостей, работающих по системе из «насоса в насос»; n 1 =1,1 — во всех остальных случаях; R 1 - расчетное сопротивление металла трубы и сварных соединений , 1 0 1 1 H H K K m R R где R H1 – нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений, определяемое из условия работы на разрыв, равное минимальному пределу прочности σ вр (см. прил. 1.1); m 0 – коэффициент условий работы трубопровода зависящий согласно СНиП 2.05.06 – 85* Магистральные трубопроводы от категории трубопровода и его участка (m 0 = 0,9 для трубопроводов III и IV категорий, m 0 = 0,75 для трубопроводов I и II категорий и m 0 = 0,6 для трубопроводов категории В) (принимается студентом самостоятельно); К 1 – коэффициент надежности по материалу (К 1 =1,47); К н – коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от его диаметра (для D н < 1000 мм К н = 1, для D н = 1200 мм К н = 1,05). Полученное расчетное значение толщины стенки округляем до ближайшего большего по сортаменту. Определяем внутренний диаметр нефтепровода, необходимый для гидравлического расчета, м. 2 н вн D D 5. Выбор основного магистрального насоса 5.1 В соответствии с расчетной часовой пропускной способностью выберите марку магистрального насоса (НМ) (Приложение 2) насосных станций так, чтобы значение попало в рабочую область заводской напорной (или Q-Н) характеристики насоса, снятой на воде ( ) (поскольку в данном диапазоне заметного ухудшения к.п.д. не наблюдается, рис 4.1) Здесь , -левая и правая границы рабочей зоны насоса. Границы рабочей области на графике H=F(Q) вычисляются по формулам: (4.8) где -подача выбранного типа насоса в оптимальном режиме, т.е при максимальном к.п.д (рис.4.1) Общие технические условия на магистральные насосы НМ определяются ГОСТ 12124 – 87 «Насосы центробежные нефтяные для магистральных трубопроводов» [4], который распространяется, как на основные, так и на подпорные насосы. Государственный стандарт охватывает 11 типов основных насосов, а с учетом сменных роторов (рабочих колёс) -20 типов. Насосы в упомянутом ГОСТе расположены в порядке возрастания подачи от 125 до 12 500 м 3 /ч. Насосом с самой большей подачей является насос НМ 10000-210, маркировка которого расшифровывается так: насос магистральный с номинальной подачей (с основным рабочим колесом) =10 000 м 3 /ч и номинальным напором На перекачивающих станциях основные магистральные насосы соединяют последовательно, так чтобы при одной и той же подаче напоры, создаваемые насосами, суммировались. Это позволяет увеличить напор на выходе станции. Для насосов ряда от НМ 125-550 до НМ 360-460 соединяют последовательно, как правило, два насоса при одном резервном. Для насосов с подачей от 500 м 3 /ч и выше соединяют последовательно три насоса при од- ном резервном. По конструкции основные насосы, входящие В ГОСТ 12124-87, подразделяются на два типа: секционные многоступенчатые (число ступеней, т.е рабочих колес, от трёх до пяти) с колесами одностороннего входа (на подачи от 125 до 710 м 3 /ч) и спиральные одноступенчатые с двухсторонним входом жидкости в рабочее колесо ( на подачи от 1250 м 3 /ч и более ). Последние имеют сменные колёса (роторы) на подачи 0,5* ; 0,7* (что обеспечивает экономную работу насосов на первой стадии освоения трубопровода) и 1,25* , где – подача насоса с основным колесом при номинальном режиме перекачки (данный режим указывается в самой маркировке насоса-HM - ). Рис.4.1. (Q-H) - характеристика центробежного насоса 5.2 Расчитаем подачу насоса в оптимальном режиме: = - /(2 ) , (4.9) при котором максимальный к.п.д. на воде равен , где , , -коэффициенты, определяемые по табл.8. 5.3 Определим аналитическую зависимость напора, развиваемого насосом от его подачи по двум точкам (Q 1 H 1 ) и (Q 2 H 2 ) ,(4.10) где и ; и –коэффициенты, которые рассчитываются на основании системы двух уравнений с двумя неизвестными: откуда (4.11) где и – напоры, взятые с заводской напорной Н=F(Q) (Приложение 4). 5.4 Оценим правильность вычисления коэффициентов по формулам (4.11) с помощью погрешности: , (4.12) Которая не должна превышать допустимой (5%), где = Тогда напор, развиваемый насосом на воде в оптимальном режиме будет равен: (4.13) В соответствии с Нормами технологического проектирования магистральных нефтепроводов (ВНТП 2-86) магистральные нефтепроводы протяженностью более 600 делятся на эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. Станции, расположенные на границах таких участков, работают с подключенными резервуарами. Суммарный полезный объем резервуарных парков нефтепровода ориентировочно определяется следующим образом (единица измерения – суточный объем перекачки нефти по трубопроводу): Головная насосная станция ГНС……………………..............................2-3 НПС на границе эксплуатационных участков ………………………0,3-0,5; то же при проведении приемно-сдаточных операции (в местах подкачки нефти с близле- жащих месторождений или сброса нефти попутным потребителям)....1-1,5 Выбор подпорного магистрального насоса Главной задачей подпорного насоса является взять нефть из резервуара и подать её на вход основного насоса, перекачивающего нефть (или нефтепродукты) по трубопроводу. С помощью подпорных насосов создается избыточное давление (подпор) на входе в основные насосы станции, которое обеспечивает их бескавитационную работу, поскольку разности высотных отметок остаточного уровня взлива нефти в резервуаре (оси приёмно-раздаточного патрубка резервуара) и оси входного патрубка основного насоса не хватает, чтобы преодолеть довольно значительный кавитационный запас последнего, составляющий (Приложение 5) от 20 м (2,0 атм) для насосов НМ 1250-260 до 87 м (8,7 атм) для насосов НМ 10000-210. Подпорные насосы, применяемые для создания такого давления, требуют гораздо меньших значений давления на входе. Необходимый кавитационный запас для подпорных насосов находиться в пределах от 0,22 атм (2,2 м) до 0,5 атм (5 м) (Приложение 5) и может быть обеспечен за счёт разницы высотных отметок уровня взлива «местного» остатка в резервуаре и оси входного патрубка насоса. Напорная характеристика подпорных насосов выражается уравнением: ,(5.1) коэффициенты которого приведены в Приложении 5. В отличие от основных магистральных насосов на перекачивающих станциях подпорные насосы соединяют как правило параллельно (расходы нефти в насосах суммируются, а напор, создаваемый каждым насосом, остается одним и тем же), для того чтобы обеспечить требуемый подпор при меньшей подаче в каждом из отдельно взятых насосов. Ведь, как известно, при параллельном соединении насосов общий поток жидкости разделяется на части, составляющие подачи этих насосов. Поэтому стремятся, чтобы либо производительность одного насоса, либо производительность нескольких (двух или трех) параллельно соединенных насосов была равна производительности (подаче) основного магистрального насоса. Наиболее распространённая схема соединения подпорных насосов-два работающих и один резервный. 6. Перерасчет характеристик основного и подпорного насосов с воды на вязкую жидкость В каталогах приведены характеристики центробежных насосов, снятые на воде ( ) при ). При транспортировке маловязких нефтей и нефтепродуктов эти характеристики изменений не претерпевают. Однако с ростом вязкости перекачиваемой жидкости они ухудшаются (снижаются). Вследствие этого, выбрав магистральный и подпорный насосы, необходимо оценить целесообразность пересчёта паспортных характеристик основных и подпорных насосов (напора, подачи, допустимого кавитационного запаса, к.п.д., мощности), приведенных заводом- изготовителем для воды, в случае отклонения свойств транспортируемой жидкости ( ) от свойств воды. Пересчёт характеристик необходим, если кинематическая вязкость транспортируемой жидкости при заданной температуре перекачки попадает на интервал: , (6.1) где - критическое значение вязкости (в м 2 /с) перекачиваемой жидкости, при превышении которой необходим пересчёт напора и подачи НМ; – максимально допустимая вязкость жидкости, при которой центробежный насос ещё способен вести перекачку без предварительной подготовки жидкости (например, без предварительно её подогрева: для центробежных нефтяных насосов серии НМ ). Кинематическая вязкость находиться в формуле: = ,(6.2) где и – соответственно плотность (в ) и динамическая вязкость (в Па*с) перекачиваемой жидкости при , которая находиться по известной формуле Рейнольдса - Филонова: при -5 , (6.3) где – коэффициент крутизны вискосограммы ( =0,02-0,03, где нижний предел соответствует высоким температурам , а верхний – низким, в наших расчётах принимаем =0,025) Примечание. Если при расчете по формуле (5.1) окажется больше допустимой , то следует принять: = и 6.1 Определите кинематическую вязкость , используя формулы (5.1) и (6.1) 6.2.Рассчитывайте критическое значение вязкости перекачиваемой среды . Для вычисления значения необходимо определить число Рейнольдса в насосе R и сравнить его с с переходным числом Рейнольдса R ; R = (6.4) – наружный диаметр рабочего колеса насоса (м) (Приложение 3), n- число оборотов (в с -1 ) рабочего колеса насоса (Приложение 2), – кинетическая вязкость перекачиваемой жидкости (м 2 /с). Параметр R учитывает влияние вязкости перекачиваемой жидкости на значение потерь энергии на трение внутри самого насоса. В результате исследований установлено (рис 6.1): Рис.6.1 Зависимости коэффициентов пересчёта от числа Рейнольдса в насосе R . При весьма больших числах R (R ) сила трения перестает зависеть от числа , а зависит только от подачи Q; характеристика насоса не зависит от вязкости перека- чиваемой жидкости , а зависит только от диаметра и угловой скорости вращения рабочего колеса ; в пересчёте (Q-H) – характеристики с воды на вязкую жидкость нет необходимости (коэффициен- ты ) в уравнениях (4.13), (5.1) не пересчитываются, так как соответствующие коэф- фициенты пересчёта равны 1 (рис 6.1). Но это не означает, что так де не надо пересчиты- вать коэффициенты в уравнении = (Q). Поскольку, как это хорошо видно из рис.6.1 при R = R коэффициент пересчёта к.п.д существенно отличается от единицы ( ). Если R R ( ) характеристики центробежного нагнетателя, построенные на воде ( ),отличается от характеристик нагнетателя, работающего на более вязкой жидко- сти (коэффициенты в уравнениях (4.13), (5.1) пересчитываются, так как и , рис.6.1) R = 3,16*10 5 * , (6.5) где – коэффициент быстроходности насоса на режиме максимального к.п.д., являющийся индивидуальной характеристикой насоса: =3,65 , (6.6) где n- число оборотов ротора (рабочего колеса) насоса, об/мин. (Приложение 2); = – подача (м 3 /ч) и напор (м) насоса при работе на воде с максимальным к.п.д (здесь рассчитывается по формуле 4.9); , – соответственно число последовательно установленных рабочих колёс (ступеней насоса) и сторон всасывания рабочего колеса ; – напор, создаваемый одной ступенью, ) – расход, приходящийся на одну сторону рабочего колеса. Критическое значение вязкости нефти , выше которого необходим пересчёт напорной характеристики рассчитывается по формуле : R . (6.7) 6.3. При выполнении условия (6.7), то есть в случае R R ., вычислите коэффициенты пересчёта напора , подачи и к.п.д. насоса с воды на вязкую нефть. Для этого используете следующие формулы: =1-0,128 lg (R ); (6.8) =1- lg (R ), где R – граничное число Рейнольдса (рис. 6.1); - поправочный коэффициент. Величины R и , так же как и R являются функцией от ; R ; (6.9) . (6.10) Зная , , , можно рассчитать величины аппроксимационных коэффициентов при работе насоса на высоковязкой нефти (индекс «v») ) через известные коэффициенты при работе насоса на воде (индекс «в»): ; ; (6.11) = * ; ; (6.12) ; 6.4 Определите подачу насоса в оптимальном режиме. Максимальный к.п.д на высоковязкой нефти достигается при подаче определяемой по формуле (4.9). , при которой к.п.д. и напор насоса соответственно равны: * ; (6.13) 6.5 Аналогично пересчитайте коэффициенты в напорной характеристике подпорного насоса по формулам (6.1-6.13). 6.6 Заполните таблицу. Режим Подача, м 3 /с Напор, м к.п.д Магистральный насос номинальный оптимальный на воде оптимальный на нефти Подпорный насос номинальный оптимальный на воде оптимальный на нефти 7. Определение числа насосных станций 7.1 Определите число насосных станций Рассчитайте: Число Рейнольдса R e, характеризующее режим течения жидкости по трубопроводу: R е = = , (7.1) (м 2 /с), (мПа*с)-соответственно кинематическая и динамическая вязкое нефтепродукта при расчетной температуре. граничные значения R е : R е1, R е11 : R е1 = ; R е11 = , где = – относительная шероховатость труб, выраженная через эквивалентную шероховатость (табл. 7.1) и внутренний диаметр трубопровода. Ламинарный режим течения жидкости сохраняется до R е 2300. Ламинарное течение может реализоваться для высоковязких нефтей, течение которых характеризуется относительно небольшими числами Рейнольдса. Коэффициент гидравлического трения в этом случае зависит только от R е и рассчитывается по формуле Стокса: Таблица 7.1 Эквивалентная шероховатость труб (данные А.Д. Альтшуля) Вил трубы Состояние трубы Бесшовные стальные Новые чистые Сварные После нескольких лет эксплуатации То же Новые чистые То же С незначительной коррозией после очистки Продолжение табл. 7.1 То же Умеренно заржавленные То же Старые заржавленные То же Сильно заржавленные или с большими отложениями *Примечание. В знаменателе указаны средние значения эквивалентной шероховатости. При турбулентном режиме течения (R е 2300) различают три зоны трения: гидравлические гладких труб 2320 , (формула Блазиуса); зону смешанного трения R е1 R е R еII , =0,11 0,25 (формула Альтшуля); зону квадратичного трения R е R еII , =0,11 ; потери напора на трение по длине нефтепровода по формуле Дарси-Вейсбаха: = ,(7.2) где L – длина трубопровода, м; g – ускорение свободного падения, g 9,81 м/с 2 ;υ – скорость течения нефти, м/с 2 4 D Q , где Q – расход трубопровода, м 3 /с. Кроме того, в потери напора на трение входят потери на местных сопротивлениях (задвижки, повороты, сужения и т.п.), являющиеся незначительными и принимаемые равными 1…2% от потерь на трение, т.е. 1,02 ; гидравлический уклон : = = ; (7.3) полные потери напора в трубопроводе, м: H=1,02 + z+ , (7.4) где z – разность геодезических отметок конца и начала трубопровода; ,- остаточный напоров конце участка, необходимый для закачки нефти в резервуары ( =20…40 м). На станциях, расположенных на границе эксплуатационных участков, вместимость резервуарного парка должна составлять 0,3…0,5 суточной пропускной способности трубопровода, поэтому напор будет использован раз. напор одной станции: = - ,(7.5) где – число основных насосов, =3; – внутристанционные потери напора, =15-20 м по ВНТП 2-86; число насосных станций : = . ( 7.6) Практическая часть: № вариан- тов G, млн.т/год L, км ρ 20 , кг/м 3 ν 20 , сСт ν 50 , сСт t расч , 0 С n э Число НПС 1. 2,8 330 800 21 11 5 1 n нс 2. 3,9 360 842 22 12 4 1 n нс 3. 4,2 390 844 23 13 3 1 nнс 4. 5,0 420 846 24 14 2 1 nнс 5. 6,0 450 848 25 11 1 1 nнс 6. 9,0 480 850 19 10 7 1 nнс 7. 10,5 510 852 18 9 8 1 nнс 8. 13,2 540 854 20 12 9 1 nнс 9. 16,0 570 856 17 9 10 1 nнс 10. 20,5 600 858 16 8 11 2 nнс 11. 25,0 630 860 26 14 12 2 nнс 12. 30,0 660 845 27 16 13 2 nнс 13. 32,0 690 855 28 13 14 2 nнс 14. 35,0 720 865 25 12 15 2 nнс 15. 37,0 750 835 22 11 14 2 nнс 16. 42,0 780 851 24 14 12 2 nнс 17. 45,0 810 843 19 10 11 2 nнс 18. 50,0 840 847 18 11 10 2 nнс 19. 55,0 870 849 17 9 7 2 nнс 20. 60,0 900 853 15 8 8 2 nнс 21. 65,0 930 857 16 7 11 3 nнс 22. 70,0 960 861 21 10 13 3 nнс 23. 75,0 990 839 22 12 12 3 nнс 24. 80,0 1020 841 23 11 14 3 nнс 25. 85,0 1050 851 24 12 11 3 nнс |