уууууу. Методические указания по выполнению курсовых проектов по курсу для студентов направления 21. 03. 01 профиля Проектирование и эксплуатация систем транспорта, хранения и сбыта углеводородов

• Название: Методические указания по выполнению курсовых проектов по курсу для студентов направления 21. 03. 01 профиля Проектирование и эксплуатация систем транспорта, хранения и сбыта углеводородов
• Анкор: уууууу
• Дата: 20.05.2022
• Размер: 0.79 Mb.
• Имя файла: MU_TTN_KR3_.docx
• Тип: Методические указания; #539562
• страница: 2 из 3

1.4. Определение толщины стенки трубопровода

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 Блазиуса). 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.
1.5 Расстановка станций методом В.Г.Шухова при округлении в большую 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.

Для упрощения задачи определения положения НПС используется графоаналитический метод (метод В.Г. Шухова) их расстановки. Для начала рассмотрим вариант расстановки четырех НПС, причем при округлении количества станций в большую сторону и регулировании избытка напора путем обточки рабочего колеса насоса.

Для этого на сжатом профиле (вертикальный масштаб профиля соответствует масштабу напора, горизонтальный – длине нефтепровода) от начальной точки трассы в масштабе высот профиля откладываем по вертикали величину подпора , затем от подпора отложим суммарный напор всех НПС , получим точку А. От конечной точки трассы откладываем величину (20-40м), получим точку В. Соединим точки А и В, полученная наклонная прямая и есть линия гидравлического уклона i. Из точек 3,2,1 суммарного напора станций проводим линии, параллельные линии гидравлического уклона. Точки пересечения этих линий с линией подпора спроецируем на профиль трассы и получим место расположения НПС.

Рис. 2. Расстановка НПС с округлением в большую сторону числа станций

Далее анализируют возможность и целесообразность сооружения НПС в выбранном месте. Вместо точки расположения НПС можно получить зону расположения НПС. При этом правая граница зоны будет соответствовать минимально допустимому подпору по условию безкавитационной работы насосов , левая – ограничиваться величиной напора, который способен выдержать трубопровод, т.е. максимально допустимому напору из условия прочности трубопровода .

Затем заполняют таблицу 1.

Таблица 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

1.6 Аналитическая проверка режима работы при расстановке станций с округлением в большую сторону

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, ; h_вс = 10 м.

Проверяют режим работы станций из условий:

;

,

Н_к ≈ 30 м.

;

;

;

;

;

.

Если проверка сошлась, следовательно, станции расставлены верно.

1.7 Построение совмещенной характеристики нефтепровода и всех НПС

15. Затем строят совместный график работы нефтепровода и всех НПС и определяют графически рабочую точку системы (рис. 3).

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


Рис. 3. 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 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.

1.8 Особенности расстановки НПС с округлением числа станций в меньшую сторону.

Так как число станций меньше требуемого (примем число станций, равное трем), то напор, развиваемый ими, недостаточен. Чтобы избежать снижения производительности, нужно уменьшить гидравлическое сопротивление линейной части путем сооружения лупинга. Предварительно нужно определить гидравлический уклон лупинга и построить треугольник гидравлических уклонов в масштабе основного чертежа.

Основание треугольника берется равным , и (4).

В масштабе высот профиля отложим подпор и суммарный напор станций аналогично вышеизложенному. Получим точку М. От конечной точки трассы откладываем величину , получим точку D. Из точки D проводим линию гидравлического уклона i. Из точки М проводим линию гидравлического уклона лупинга и также линию i. Все линии гидравлических уклонов полученного параллеграмма MNDC соответственно параллельны линиям треугольника уклонов. Далее сравниваем проекцию MN с аналитической длиной лупинга, найденной по (4). Если сходимость удовлетворительная, то значит параллелограмм МNDC построен правильно. Затем из точек 2 и 1, как из вершин, строим параллелограммы со сторонами, параллельными первому, но не «закрываем» их.


Рис. 4. Расстановка НПС с округлением в меньшую сторону числа станций
Линии пересечения сторон полученных параллелограммов с линией подпора будут определять зоны возможного расположения НПС – ab и cd. Лупинги лучше располагать в конце перегона. С точки зрения надежности это оправдано тем, что к концу перегона давление становится меньше и, следовательно, меньше вероятность аварии. По этой же причине не имеет смысла строить весь лупинг на одном перегоне. В данном случае целесообразно устроить два лупинга на первом и третьем перегоне, длины которых в сумме должны составить

.
2. ПРИМЕРЫ РАСЧЕТОВ

Сделать гидравлический расчет нефтепровода, если длина его L = 600км, =100 м, 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 °С, 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. 3).

Число рабочих дней N_p = 349 (прил. 2).

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=0,9; К_l = 1,34; К_н=1,1; 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=4713,67 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.

В результате проверки на необходимость пересчета с воды на нефть установлено, что пересчета по давлению (напору) в данных условиях не требуется.

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 Блазиуса

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

, 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 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. Расстановка числа станций при п₁=5; п₁>п
Таблица 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. 6)
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.



Рис. 6 Расстановка станций при п₂<п; п₂=4

Таблица 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 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. 7 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.