Главная страница
Навигация по странице:

  • «ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

  • Некрасов В.О., ассистент

  • Методика решения

  • Пример. Технологический расчет МН

  • задачи. МУ к практической работе нефтепровод. Методические указания к выполнению индивидуального задания по дисциплине


    Скачать 0.94 Mb.
    НазваниеМетодические указания к выполнению индивидуального задания по дисциплине
    Анкорзадачи
    Дата10.11.2022
    Размер0.94 Mb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаМУ к практической работе нефтепровод.docx
    ТипМетодические указания
    #781030
    страница1 из 2
      1   2

    МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

    Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

    «ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

    Методические указания

    к выполнению индивидуального задания по дисциплине

    «ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ»

    для слушателей программы профессиональной переподготовки

    «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»
    Составитель: Некрасов В.О., ассистент

    Тюмень

    2016

    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; βр - коэффициент объемного расширения.

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

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

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

    ρ20 = 860 – 869 кг/м3 βр = 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 Np - 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 Np, необходимо знать диаметр D трубопровода; D определяется в зависимости от G, [млн. т./год] по приложению 18.

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

    5. ,

    где п1=1,15;

    ; для расчета принимаем

    Rn1 = 500 МПа; m0 = 0,9; k1 = 1,4; kн = 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 3Носн, затем нужно по Qчас определить марку подпорного насоса и напор подпорного насоса при максимальном роторе Нп, затем найти рабочее давление в трубопроводе.

    .

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

    .

    6. После определения Рраб 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; νt - кинематическая вязкость при расчетной температуре, м2/с.

    8. Затем определяют граничные значения Re: ReI и ReII

    ; ,

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

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

    ; m = 0,25; .

    Если ReI < Re < ReII, 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; gускорение 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; Носн – напор основного насоса (определяется по QH характеристике насоса в приложении); hвн - внутристанционные потери напора, hвн = 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 , 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 Ра = 760 мм.рт.ст.; Ру = 500 мм. рт. ст.; Δhпрот. кав. определяется с графика QH насоса, ; hвс = 10 (м).

    Проверяют режим работы станций из условий:

    ;

    ,

    Нк ≈ 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).

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

    Нп - откладывают один раз;

    ,

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



    Рис. 5.1.2 Q-H характеристики всех НПС и МН
    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 Qраб и Нраб и сравнивают их с Qрасч и Нрасч, т.е. графически рабочая точка подтверждает правильность гидравлического расчета и выбора насосно-силового оборудования.
    Пример. 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 tр

    сСт,

    .

    3.Определение расчетной производительности

    , м3/час,

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

    Число рабочих дней Np = 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 3Носн

    ,

    т0=1,47; Кн=1; Rн1=530 МПа. Сталь 13Г2АФ, ТУ 14-3-1424-86. Изготовитель – Новомосковский трубный завод.
    Выбираем насос НМ 5000-210 по Qраб3/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 Носн.

    6. Определим толщину стенки трубы при Рраб=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 нефтепрводе

    , Нк=30 м;

    ≈2273 м, при ΔZ=100 м.

    12. Напор одной станции.

    .

    hвн=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 в масштабе напоров станций. Затем откладывают величину напора подпорного насоса и напор станции п1 раз и соединяют суммарный напор станций с Нк, 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;

    .

    Ра=760 мм рт. ст., Ру=500 мм рт ст., по Q-H характеристике насоса Δhпрот.кав.=38 м

    м.

    Насос не обладает самовсасывающей способностью, нужен подпор, величиной

    м.

    Проверяем режим работы станций из условий:

    , при Нк=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

    Li=600км Z=100м
    Построение Q-H характеристики:

    Qрасч.=4713,7 м3/час, Ннас=147 м;

    Qрасч. - 800=3913,7 м3/час, Ннас=171 м;

    Qрасч. + 800=5513,7 м3/час, Ннас=113 м;

    Суммарный напор всех станций



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

    Характеристика трубопровода строится по уравнению:



    Характеристика станции

    1)Qрасч.=4713,7 м3/час, Ннас=147 м

    м;

    2)Qрасч. - 800=3913,7 м3/час, Ннас=171 м

    м;

    3) Qрасч. + 800=5513,7 м3/час, Ннас=113 м

    м.

    Характеристика трубопровода:

    β=0,0246, т=0,25

    м

    м

    3) Н=2955,6 м

    Строим Q характеристику в масштабе (рис. 5.1.5)
    по горизонтали: 1 мм=40 м3/час

    по вертикали 1 мм=20 м

    Рабочая точка системы:

    Qраб=4713,7 м3/час =Qр

    Нраб=2273 м =Н (полные потери)
    б) Число станций округляем в меньшую сторону.

    n2<n, n2=4 станции.



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

    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


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

    Длина лупинга

    м = 113,23 км.

    Уклон лупинга

    если Dл=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

    Qр=4714 м3/час = 1,31 м3/с, Нр=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; Qр – рабочая производительность МН.
      1   2


    написать администратору сайта