методичка. Поляков методичка по оформлению. Программа для чтения pdfфайлов. Загл с этикетки диска
 Скачать 3.37 Mb.
|
|
эпюра допустимых рабочих давлений должны быть приведены на сводном графике расчетных давлений при стаци- онарных процессах. 85 На рис.№ 4.2.1 показаны красным линия гидравлического уклона, зелё- ным – профиль (вертикальный) нефтепровода, синим – несущая способность нефтепровода, построенные в авторском программном комплексе “Trans Губка” [17]. Рис.№ 4.2.1.Линия гидравлического уклона, профиль (вертикальный) и несущая способность нефтепровода. Эпюры рабочих давлений и допустимых рабочих давлений позволяют решать важные практические задачи – выполнить раскладку труб по толщине стенки и сформировать карту защит нефтепровода. При оценке технического состояния трубопровода используются также кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления, определяе- мые по формуле КЦ = 2 D p . (4.2.15) Максимальные суммарные продольные напряжения ,[МПа], опре- деляются от всех (с учетом их сочетания) нормативных нагрузок и воздей- ствий с учетом поперечных и продольных перемещений нефтепровода в со- ответствии с правилами строительной механики. При определении жесткости и напряженного состояния отвода должны учитываться условия его сопря- жения с трубой и влияние внутреннего давления. В частности для прямолинейных и упруго-изогнутых участков нефте- проводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений нефтепро- вода, просадок и пучения грунта максимальные суммарные продольные напряжения от нормативных нагрузок и воздействий – внутреннего давления, температурного перепада и упругого изгиба , [МПа], определяются по формуле 86 = КЦ + Е t 2 D , (4.2.16) где – минимальный радиус упругого изгиба оси нефтепровода. Проверка общей устойчивости нефтепровода в продольном направ- лении в плоскости наименьшей жесткости системы должна производиться из условия [19] S m N кр , (4.2.17) где S – эквивалентное продольное осевое усилие в сечении нефтепровода, [Н], (4.2.18); N кр – продольное критическое усилие, [Н], при котором насту- пает потеря продольной устойчивости нефтепровода. N кр должно опреде- ляться согласно правилам строительной механики с учетом принятого кон- структивного решения и начального искривления нефтепровода в зависимо- сти от глубины его заложения, физико-механических характеристик грунта, наличия балласта, закрепляющих устройств с учетом их податливости. На обводненных участках должно учитываться гидростатическое воздействие воды. Продольная устойчивость должна проверяться для криволинейных участков в плоскости изгиба нефтепровода. Продольную устойчивость на прямолинейных участках подземных участков должна проверяться в верти- кальной плоскости с радиусом начальной кривизны 5000 [м]. Эквивалентное продольное осевое усилие в сечении нефтепровода S должно определяться от расчетных нагрузок и воздействий с учетом про- дольных и поперечных перемещений нефтепровода в соответствии с прави- лами строительной механики. В частности, для прямолинейных участков нефтепроводов и участков, выполненных упругим изгибом, при отсутствии компенсации продольных перемещений, просадок и пучения грунта эквивалентное продольное осевое усилие в сечении нефтепровода S, [Н], определяется по формуле S = 100 [(0.5 – ) кц + E t] F, (4.2.18) где F – площадь поперечного сечения трубы. Анализ нормативного расчета напряжения материала стенки трубы в приложении к конкретному объекту ЛЧ МН – подводному переходу трубо- провода через естественные препятствия – приведен в [13]. 4.3.Требуемое давление на выходе НПС. Уточненный расчет. Эпюра рабочих давлений для раскладки труб. Рас- кладка труб. Требуемый напор на выходе МНС. Уравнения баланса напоров. Работа на промежуточную станцию. Работа на перевальную точку. Работа на емкость. Требуемый дифференциальный напор магистральных насосов. Дифференциальный напор магистрального насоса. Полный напор станции. Схема соединения магистральных насосов. Участки, на которых необходим учет потери напора. Требуемое давление на выходе НПС. 87 Определение основного показателя МН (§4.2) – номинальной толщины стенки трубы н – ведет к изменению величины диаметра, использованной в формулах (2.3.11), (2.3.12), (3.3.9), (3.3.14), (4.1.1), (4.1.2) и в Примерах № 3.2.1, № 3.3.1, № 4.1.1. В рамках предварительного расчета при неизвестной величине толщины стенки трубы н и, следовательно, внутреннего диаметра D вн (2.1.3) в этих формулах и Примерах использовалось либо значение наружного D н , либо условного D Y (§2.3) диаметров. Определение номиналь- ной толщины стенки трубы н позволяет определить значение внутреннего диаметра D вн по формуле (2.1.3) и, следовательно, требует пересчета ранее полученных в рамках предварительного расчета значений – выполнить сле- дующий этап Технологического проектирования “Уточненный расчет”. Цель Уточненного расчета – определение величины потери напора в ЛЧ и числа НПС. Уточненный расчет выполняется в соответствии с последовательностью действий, представленной на схеме на рис.№ 3.3.2 и в Примере № 4.1.1, но уже для одного значения наружного D н (§3.2 и §4.1) и внутреннего D вн (§4.2) диаметров. Из вышесказанного следует продолжение (по сравнению с рис.№ 4.1.9) формирования технологической цепочки проектирования. Задание на проектирование – {Q,L, , } Технологическое проектирование {D н ,р раб ,n} Инженерные изыскания – {z(x),T} Предварительный расчет – выбор одного варианта основных показателей МН н Определение толщины стенки Уточненный расчет {Н,n} Рис.№ 4.3.1.Схема общей последовательности действий в рамках технологического проектирования – результат уточненное значение потери напора и числа НПС. 88 Проведение уточненного расчета после определения номинальной тол- щины стенки и внутреннего диаметра трубопровода начинается с определе- ния вариантов правой части уравнения баланса напоров. Согласно §3.3 расчетная длина нефтепровода может отличаться от дли- ны МН, указанной в задании на проектирование. Кроме этого, согласно §3.2 распределение напора и его составляющих (прежде всего, давления) по длине трубопровода принципиально зависит от трассы нефтепровода (§1.3) – вы- сотных отметок z(x). Поэтому эпюра рабочих давлений для раскладки труб строится для каждого технологического участка нефтепровода. Расчетная эпюра давлений для нефтепроводов с проектным рабочим давлением на выходе НПС до 7.5 [МПа] должна определяться по технологи- ческим участкам нефтепровода между соседними станциями с емкостью [19]. Построение расчетной эпюры давления для раскладки труб (стационарный режим перекачки) должно производиться при отключении любой НПС на технологическом участке. Эпюра рабочих давлений для раскладки труб[19] – линия гидравлического уклона на сжатом профиле, показывающая макси- мальные рабочие давления на всех возможных стационарных режимах пере- качки, включая отключения НПС и срабатывание предохранительных устройств, установленных перед резервуарным парком. Раскладка труб[19] – ведомость труб с указанием их технических характеристик (длинна, диа- метр, толщина стенки, класс прочности, уровень качества, категория трубо- провода) с привязкой к пикетажу и километражу трассы. На участке от НПС с резервуарным парком, ведущей перекачку на ре- зервуарный парк, не оборудованном системой автоматического регулирова- ния давления, эпюра рабочих давлений строится с учетом возможного повы- шения требуемого рабочего давления на выходе НПС на 0.3 [МПа]. Эпюра рабочих давлений для нефтепроводов с проектным рабочим дав- лением на выходе НПС до 10.0 [МПа] строится с учетом срабатывания предохранительных устройств на последующей промежуточной НПС в слу- чае возникновения переходных процессов, предусмотренных штатными ре- жимами эксплуатации с использованием системы ЕСУ. Значение срабатыва- ния предохранительных устройств должно быть определено на гидродина- мической модели при расчете переходных процессов при использовании ре- гулирования давления путем изменения числа оборотов вала насосов. Эпюра рабочих давлений от последней станции технологического участ- ка до конечного пункта строится с учетом срабатывания предохранительных клапанов в конечном пункте при давлении не менее 1.0 [МПа]. Эпюра рабочих давлений для технологического участка должна быть представлена на сжатом профиле трассы МН в графической форме с указа- нием значений гидравлического уклона. Таким образом, из вышесказанного следует несколько вариантов, учи- тываемых при расчете правой части уравнения баланса напоров рассчитыва- емых участков (технологической схемы): 1.Наличие перевальной точки (§3.3). 89 2.Наличие в конце участка емкости (РП) (§4.1). 3.Работа на промежуточную НПС без резервуарного парка только по схеме “Из насоса в насос” (§4.1). Поэтому согласно [24] требуемый напор для заданного расхода на НПС на выходе МНС (за регулятором давления) определяется по формулам [24] – вариантам уравнения баланса напоров для одной НПС: - при работе на следующую промежуточную станцию H ст = i L + z + h наг + h вс + h подп мин ; (4.3.1) - при работе на перевальную точку H ст = i L + z пт + h наг ; (4.3.2) - при работе на емкость H ст = i L + z рп + h наг + h тр + z р . (4.3.3) В формулах (4.3.1) (4.3.3) h наг – потери напора от регуляторов давления до точки подключения НПС к линейной части магистрального трубопровода; h вс – потери напора в коммуникациях следующей НПС от точки подключения станции к линейной части магистрального трубопровода до точки подключе- ния первого магистрального насоса; h подп мин – напор перед магистральным насосом, который обеспечивает безкавитационную работу; z пт – разность высотных отметок между НПС перед перевальной точкой и перевальной точ- кой; z рп – разность высотных отметок между последней НПС и резервуар- ным парком; h тр – потери напора в трубопроводах НПС с емкостью от маги- стрального трубопровода до наиболее удаленного резервуара; z р – разность высотных отметок максимального взлива резервуара и магистрального тру- бопровода данной НПС с емкостью (рис.№ 4.1.2, № 4.1.4, № 4.1.5). Здесь необходимо обратить внимание на некоторое отличие правых ча- стей уравнения баланса напоров (4.3.1)÷(4.3.3) от (4.1.1). Определение напора на станции H ст – левой части уравнения баланса напоров для одной станции – с учетом передаваемого подпора на всасывании первого насоса h подп и потерь напора перекачивающей h нас станции произво- дится по формуле H ст = n H – (h нас – h подп ). (4.3.4) Требуемый дифференциальный напор магистральных насосов с уче- том обрезки колеса H нас = n H. (4.3.5) В формулах (4.3.4) и (4.3.5) Н – дифференциальный напор магистрального насоса по характеристике с учетом обрезки колеса, определяемый по требу- емому напору насоса при заданной подаче (с учетом пересчета на вязкость); h нас – потеря напора на участке от нагнетательного патрубка первого маги- стрального насоса до выхода из помещения регуляторов давления; h подп – подпор на всасывании первого по ходу насосного агрегата (должен быть не менее величины, которая обеспечивает бескавитационную работу насоса и может содержать дополнительный напор с предыдущей НПС или с переваль- ной точки); n – число рабочих магистральных насосов. 90 Таким образом, при работе на следующую промежуточную станцию (4.3.1) в общем случае напор на входе первого насоса может включать до- полнительный напор, передаваемый с предыдущей станции. Величина напо- ра на входе (подпора) первого насоса, с учетом потерь на входе станции, связана с напором на входе станции следующим образом h подп = H вх – h вх , где H вх – напор на входе НПС; h вх – гидравлические потери на входе МНС до входа в первый насос. Сумма напоров непосредственно производимого НПС и передаваемого на ее вход с предыдущей станции характеризуется величиной, называемой полным напором станции (рис.№ 4.3.2) H полн = H ст + h прд , (4.3.6) где h прд – напор, передаваемый на вход станции N со станции N – 1. L Н I Н II Линия гидравлического уклона H ст X I II h прд Z I Z II H вх H полн Рис.№ 4.3.2.Линия гидравлического уклона при последовательном соединении насосов в начальном сечении I. Таким образом, формулы (4.3.1) (4.3.5) определяют участки технологи- ческой схемы, на которых необходим учет потери напора: - участок линейной части между узлами подключения соседних НПС; - коммуникации от точки подключения станции к линейной части маги- стрального трубопровода до точки подключения первого магистрального насоса; 91 - участок от нагнетательного патрубка первого магистрального насоса до выхода из помещения регуляторов давления; - участок от регуляторов давления до точки подключения НПС к линей- ной части магистрального трубопровода; - коммуникации от магистрального трубопровода до наиболее удаленно- го резервуара (на НПС с емкостью). По результатам гидравлических расчетов магистрального нефтепровода определяется требуемый напор на выходе каждой НПС (H ст ) при заданном значении напора на входе НПС (H вх ) и заданной производительности трубо- провода (Q раб ). Полученный требуемый напор (H ст ), а также заданная про- изводительность трубопровода (Q раб ) определяют выбор насосов для при- менения на НПС (рис.№ 4.3.3). Задание на проектирование – {Q,L, , } Технологическое проектирование {D н ,р раб ,n} Инженерные изыскания – {z(x),T} Предварительный расчет – выбор одного варианта основных показателей МН н Определение толщины стенки Уточненный расчет {Н,n} Требуемый напор на выходе МНС (4.3.1)÷(4.3.3) H ст Выбор насосов Дифференциальный напор насоса (4.3.5) H нас Рис.№ 4.3.3.Схема общей последовательности действий в рамках технологического проектирования – дифференциальный напор насоса. 92 Из формулы (4.3.5) следует, что схема соединения магистральных насосов – последовательная. На рис.№ 4.3.4 представленная последователь- ная схема подключения двух (центробежных) насосов. Насос № 1 Затвор обратный Затвор обратный Насос № 2 w w Рис.№ 4.3.4.Последовательная схема подключения насосов. Определение требуемого давления на выходе НПС (4.1.1) (4.1.2) по значению требуемого напора производится по формуле [24] p = H g 10 -6 , [МПа]. (4.3.7) 4.4.Определение требуемых характеристик насосных агрегатов. Основные характеристики насосных агрегатов. Требуемый дифференци- альный напор основных насосов. Напор на входе первого насоса. Атмосфер- ное давление. Давление насыщенных паров. Напор, передаваемый с преды- дущей станции или с перевальной точки. Технологический трубопровод. Ос- новной технологический трубопровод. Вспомогательный технологический трубопровод. Гидравлические потери в технологических трубопроводах. Требуемый дифференциальный напор насоса. Полный напор станции. Как отмечено в §4.3 требуемый напор (H ст ), а также заданная производи- тельность трубопровода (Q раб ) определяют выбор насосов для применения на НПС и, следовательно, являются основными характеристиками насосных агрегатов. Определение требуемых характеристик насосных агрегатов производит- ся в приведенной ниже последовательности [24]. Суммарный требуемый дифференциальный напор работающих основ- ных насосов (H нас ) определяется по требуемому напору на станции за регуля- торами (H ст ) с учетом потерь напора от первого насоса до выхода регулято- ров (h к ) и за вычетом напора на входе первого насоса станции h подп H нас = H ст + h к – h подп , (4.4.1) 93 где h к – гидравлические потери от первого насоса и до выхода регуляторов (рис.№ 4.1.5). Напор на входе первого насоса (h подп ) должен быть не мене величины, обеспечивающей бескавитационную работу насоса, h подп h подп мин = h доп – g p p s 0 – g w 2 2 , (4.4.2) где h подп мин – минимальное значение напора на входе первого насоса; р 0 – аб- солютное давление на поверхности жидкости (атмосферное давление); w – скорость жидкости на входе в насос; p s – давление насыщенных паров жид- кости, [Па]; Δh доп – допустимый кавитационный запас насоса, в пересчете на нефть, [м]. Атмосферное давление р 0 должно приниматься в зависимости от абсо- лютной высотной отметки насосов по формуле р 0 = 101325 – 11.76 z, где z – абсолютная высотная отметка насосной станции над уровнем моря, [м]. Значение давления насыщенных паров нефти p s , соответствующее тем- пературе перекачиваемой нефти, вычисляется по формуле p s = 1.7 p SR exp[–0.025 (t 1 – t)], где p SR – давление насыщенных паров по ГОСТ 1756, [Па] (температура нефти t 1 = 37.8 [ºС], отношение объемов паровой и жидкой фаз Vп/Vж = 4/1); t – температура перекачиваемой нефти, [ºС]. Допустимый кавитационный запас h доп определяется по характеристике насоса, полученной на воде, с последующим пересчетом на реальные свой- ства нефти. Напор на входе первого насоса (h подп ) может включать дополнительный |