Технологический расчет магистрального нефтепровода. ПР5_Эрькин_1. Расчёт магистрального трубопровода
 Скачать 144.75 Kb.
|
3. Определение диаметра и толщины стенки трубопроводаОриентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле:
где Q – расчетная подача, определяемая по формуле (8);  – рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки, м3/ч.Ориентировочная скорость перекачки зависит от расчетной подачи и определяется из рисунка 1. Согласно этому графику, она составляет  м/с.Тогда по формуле (12) получим:   Рисунок 1 – Номограмма зависимости скорости перекачки от подачи По значению  принимается ближайший стандартный наружный диаметр  . Для дальнейших расчетов из таблицы 3 выбран  мм. Согласно требованиям СП 36.13330.2012 нефтепроводы диаметром  мм следует относить к третьей категории. Тогда коэффициент условий работы  . [1, таб. 1 и 2]Таблица 3 – Параметры магистральных нефтепроводов
Для принятого стандартного диаметра вычислим толщину стенки трубопровода:
где  – рабочее давление в трубопроводе, МПа; – коэффициент надежности по нагрузке;R1 – расчетное сопротивление металла трубы, МПа, равное:
где  – нормативное сопротивление растяжению (сжатию), равноевременному сопротивлению стали на разрыв, МПа (  ); – коэффициент условий работы; – коэффициент надежности по материалу; – коэффициент надежности по назначению.Коэффициенты , , и определяются по СП 36.13330.2012.[1, – таб. 1 и 2; – таб. 10, – таб. 12; – таб. 11]Примем для сооружения нефтепровода прямошовные трубы из стали контролируемой прокатки Харцызского трубного завода, изготавливаемые по ТУ 14–3р–04–94 из горячекатаной стали марки 12ГСБ (временное сопротивление стали на разрыв σB = 510 МПа; коэффициент надежности по материалу k1 = 1,4).[3, Приложение Г, c. 749] Так как перекачку нефти предполагается производить по системе «из насоса в насос» и диаметр нефтепровода Dy > 1000 мм согласно СП 36.13330.2012, значения коэффициентов надежности по нагрузке np и надежности по назначению kH принимается равными соответственно np = 1,15 и kH = 1,155. По формуле (14) определим значение расчетного сопротивления металла трубы:  Тогда значение толщины стенки трубопровода равно:  Вычисленное значение толщины стенки трубопровода δ округляется в большую сторону до стандартной величины δН из рассматриваемого сортамента труб, а именно δH = 12 мм. Внутренний диаметр нефтепровода определяется по формуле:
где  – номинальный диаметр; – номинальная толщина трубы.Подставляя известные значения в формулу (15) получим:  4. Гидравлический расчет нефтепровода Гидравлический расчет нефтепровода выполняется для найденного значения внутреннего диаметра DВН. Результатом гидравлического расчета является определение потерь напора в трубопроводе. При перекачке нефти по магистральному нефтепроводу напор, развиваемый насосам перекачивающих станций, расходуется на трение hτ (с учетом местных сопротивлений), статического сопротивления из–за разности геодезических (высотных) отметок Δz , а также создания требуемого остаточного напора в конце каждого эксплуатационного участка трубопровода hОCT. Слагаемое hτ зависит от скорости течения нефти в трубопроводе. Средняя скорость течения нефти (м/с) определяется по формуле:
где  – расчетная производительность трубопровода, определяемая по формуле (8); – внутренний диаметр из (15).Согласно значениям, вычисленным в предыдущих пунктах хода решения, w по формуле (16) составит:  Потери напора на трение в трубопроводе определяют по формуле Дарси– Вейсбаха:
где Lp – расчетная длина нефтепровода (равна полной длине трубопровода при отсутствии перевальных точек), м; DВН – внутренний диаметр из (15).; λ – коэффициент гидравлического сопротивления; w – средняя скорость течения нефти из формулы (16). Значение λ зависит от режима течения жидкости и шероховатости внутренней поверхности трубы. Режим течения жидкости характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса:
где DВН – внутренний диаметр, определяемый по формуле (15); w – средняя скорость течения нефти, м/с;  – расчетная вязкость перекачиваемой нефти из формулы (6).При значениях Re < 2320 наблюдается ламинарный режим течения жидкости. Область турбулентного течения подразделяется на три зоны: • гидравлически гладкие трубы 2320 < Re < Re1; • зона смешанного трения Re1 < Re < Re2; • квадратичное (шероховатое) трение Re > Re2. Значения переходных чисел Рейнольдса Re1 и Re2 принято вычислять в соответствии с рекомендациями А.Д. Альтшуля:
где  – относительная шероховатость трубы; – эквивалентная шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от её состояния.Для расчетов примем = 0,2 мм для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации.По формуле (18) определим режим течения жидкости по значению числа Рейнольдса:  По формулам вычислим значения относительной шероховатости трубы (20) и переходных чисел Рейнольдса Re1 и Re2 (19):   Так как 𝑅𝑒1 < 𝑅𝑒 < 𝑅𝑒2, режим течения нефти является турбулентным в зоне смешанного трения. Коэффициент гидравлического сопротивления 𝜆 согласно таблице 4 вычисляется по формуле Альтшуля. Таблица 4 – Значения коэффициентов λ и m для различных режимов течения жидкости
Тогда по формуле Альтшуля получим:  Потери напора на трение в трубопроводе по формуле Дарси–Вейсбаха (17):  Суммарные потери напора в трубопроводе составляют:
где 1,02 – коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода; ∆𝑧 = 𝑧𝐾 − 𝑧𝐻 – разность геодезический отметок, м;  − число эксплуатационных участков (назначается согласно протяженности эксплуатационного участка в пределах 400–600 км); – остаточный напор в конце эксплуатационного участка, ℎост = 30 − 40 м; – потери напора на трение в трубопроводе из формулы (17).Согласно условию задачи ∆𝑧 = 310 м,  м,  , тогда по формуле (21):  Гидравлический уклон магистрали определяется как отношение потерь напора на трение ℎ𝜏 к расчетной длине нефтепровода 𝐿𝑝 по формуле:
Величина гидравлического уклона магистрали из выражения (22) равна:  5. Определение числа перекачивающих станций На основании уравнения баланса напоров:
где 1,02 – коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода; 𝛥𝑧 = 𝑧𝐾 − 𝑧𝐻 – разность геодезический отметок, м; NЭ – число эксплуатационных участков; hОСТ – остаточный напор в конце эксплуатационного участка; HСТ – напор НПС по формуле (11), м; ℎ𝜏 – потери напора на трение в трубопроводе из формулы (17); hП – напор подпорного насоса из формулы (9), м. Необходимое число нефтеперекачивающих станций составит:
где 𝐻 – то же, что и в формуле (21); NЭ – число эксплуатационных участков; HСТ – то же, что и в формуле (11); hП – то же, что и в формуле (9).  Как правило, значение оказывается дробным и его следует округлить до ближайшего целого числа. При округлении числа НПС в меньшую сторону (𝑛 = 7) напора станции недостаточно, следовательно, для обеспечения плановой производительности 𝑄 необходимо уменьшить гидравлическое сопротивление трубопровода прокладкой дополнительного лупинга. Полагая, что диаметр лупинга и основной магистрали равны, режим течения в них одинаков (𝑚 = 0,123), по формулам (25) и (26) найдем значения коэффициента 𝜔 и его длину 𝑙л:
где
𝑛0 – число НПС без округления; 𝑛 – число НПС при округлении в меньшую сторону; 𝜔 – коэффициент для формулы (25); HСТ – то же, что и в формуле (11);  – величина гидравлического уклона из формулы (22).Тогда получим:   Построим совмещенную характеристику нефтепровода и нефтеперекачивающих станций (Рисунок 2). Для этого выполним гидравлический расчет нефтепровода постоянного диаметра и оборудованного лупингом  в диапазоне расходов от 3500 до 11000 м3/ч. Результаты вычислений представлены в таблице 5.  Рисунок 2 – Совмещенная характеристика нефтепровода и нефтеперекачивающих станций Таблица 5 – Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций
Характеристика трубопровода есть суммарный напор всех насосов, обеспечивающих перекачку нефти, в том числе и подпорных насосов. Точка пересечения А характеристики нефтепровода с лупингом длиной lЛ = 177,367 км и нефтеперекачивающих станций (𝑛 = 7) подтверждает правильность определения величины lЛ , так как 𝑄𝐴 = 𝑄 = 7514 м3 /ч. При округлении числа НПС в большую сторону (𝑛 = 8) рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и нефтеперекачивающих станций (𝑛 = 8; 𝑚М = 3; рабочая точка А2) определим значение расхода 𝑄2 = 7616,17 м3/ч. Если на каждой НПС отключить по одному насосу (𝑛 = 8; 𝑚М = 2), то рабочая точка совмещенной характеристики переместится в положение А1, и нефтепровод будет работать с производительностью 𝑄1 = 6556,39 м3/ч (см. Рисунок 2). График позволяет лишь примерно определить значения расхода. Повысить точность можно за счет сравнения суммарных потерь в трубопроводе и суммарного напора станций с учетом подпора. Когда сумма потерь будет равна сумме напоров, можно утверждать, что расход уточнен. Параметры циклической перекачки определяются из решения системы уравнений:
где  – плановый(годовой) объем перекачки нефти,  ;𝜏1, 𝜏2 – продолжительность работы нефтепровода на первом и втором режимах. Решение системы (27) сводится к вычислению времени 𝜏1 и 𝜏2:
где 𝑁р – число рабочих дней; 𝑄 – то же, что и в (8); 𝑄1 – напор при отключении на каждой НПС по одному насосу; 𝑄2 – напор при округлении числа перекачивающих станций в большую сторону. 𝑄1 и 𝑄2 – определяются из рисунка 3. Так как выполняется условие 𝑄1 < 𝑄 < 𝑄2 по формуле (28) рассчитаем время работы нефтепровода на режимах, соответствующих расходам 𝑄1 и 𝑄2:   В сумме получаем 8400 часов, что равно 350 суткам, в течение которых осуществляется перекачка. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
