Газопровод методичка. Содержание курсового проекта Оформление расчетнопояснительной записки

• Название: Содержание курсового проекта Оформление расчетнопояснительной записки
• Анкор: Газопровод методичка
• Дата: 24.03.2022
• Размер: 0.52 Mb.
• Имя файла: Газопровод методичка.docx
• Тип: Документы; #414356
• страница: 3 из 10

Продольную устойчивость следует проверять для криволинейных участков в плоскости изгиба трубопровода. Продольную устойчивость на прямолинейных участках подземных участков следует проверять в вертикальной плоскости с радиусом начальной кривизны 5000 м.

Для криволинейных (выпуклых) участков трубопровода, в случае пластической связи трубы с грунтом определяют критическое усилие:

(3.5.23)

(3.5.24)

где - коэффициент, определяемый по номограмме (рис. 3.5.1), в зависимости от параметров θ_β, Z_β: ; (3.5.25

)где - радиус упругого изгиба трубопровода, соответствующий рельефу

дна траншеи.

должен быть больше значения , которое определяется по табл. 3.5.4 или специальными расчетами.

Из двух вычисленных значений или выбирают меньшее.



Рис 3.5.1 Номограмма для определения коэффициента β_n при проверке устойчивости криволинейного трубопровода (стрелками показано, как определяется β_n =20 при Z_β =150 и θ_β=0,04)

Таблица 3.5 4 Значения минимально допустимых радиусов упругого изгиба трубопровода, ρ_min

Условный		Условный
диаметр трубопровода, мм	ρmin,м	диаметр трубопровода, мм	ρmin,м
1400	1400	600	600
1200	1200	500	500
1000	1000	400	400
800	800	300	300
700	700	200	200

3.6 Гидравлический расчет нефтепровода. Определение числа насосных станций и расстановка их по трассе нефтепровода

Гидравлический расчет нефтепровода необходим для определения потерь напора в трубопроводе.

Секундный расход нефти в трубопроводе (м³/с):

(3.6.1)

Средняя скорость нефти в трубопроводе (м/с):

(3.6.2)

Потери напора на трение в трубе круглого сечения определяют по формуле Дарси-Вейсбаха:

(3.6.3)
или по обобщенной формуле Лейбензона:

, (3.6.4)

где λ- коэффициент гидравлического сопротивления (табл.3.6.1),

β, т-коэффициенты обобщенной формулы Лейбензона (табл.3.6.1).

Значения коэффициентов λ,β, тзависят от режима течения жидкости и шероховатости внутренней поверхности трубы, а также характеризуется безразмерным числом Ренольдса:

(3.6.5)

При значениях Re<2320 режим течения жидкости ламинарный. При турбулентном течении различают три зоны трения:

- гидравлически гладкие трубы: 2320< Re<Re_Ι;

-смешанного трения: Re_Ι< Re≤ Re_ΙΙ

- квадратичного трения: Re> Re_ΙΙ.

; ; , (3.6.6)

где - относительная шероховатость труб,

k_э- эквивалентная шероховатость (табл. 3.6.2), м

Таблица 3.6.1 Значения коэффициентов λ, β , т для различных режимов течения жидкости

Режим течения		λ	m	β,с2 /м
ламинарный		64/Re	1	4,15
турбулентный	Гидравлически гладкие трубы	0,3164/Re0,25	0,25	0,0246
	Смешанное трение		0,123	0,0166(ε)0,15
	Квадратичное трение	0,11(ε)0,25	0	9,089·10-3(ε)0,25

Таблица 3.6.2 Эквивалентная шероховатость труб(данные А.Д. Альтшуля)

Вид труб	Состояние труб	кэ, 10 -3м
Бесшовные стальные	Новые чистые
Сварные стальные	После нескольких лет эксплуатации
То же	Новые чистые
То же	С незначительной коррозией после очистки
То же	Умеренно заржавленные
То же	Старые заржавленные
То же	Сильно заржавленные или с большими отложениями

Примечание: В знаменателе указаны средние значения эквивалентной шероховатости.

Гидравлический уклон - это потери напора на трение на единицу длины
трубопровода и определяется по формуле:

(3.6.7)

Полные потери напора в трубопроводе определяются по формуле:

(3.6.8)

где 1,02- коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода;

- разность геодезических отметок конца и начала нефтепровода, м;

Н_кп- остаточный напор в конце эксплуатационного участка. Необходимый для закачки нефти в резервуары, Н_кп=30-40 м;

- число эксплуатационных участков:

(3.6.9)
На границе эксплуатационных участков станции являются своего рода также «головными», вместимостью резервуарного парка 0,3-0,5 суточной пропускной способности трубопровода. В случае обеспечения приемо­сдаточных операций вместимость резервуарного парка должна быть увеличена до 1,0-1,5Q_cym. На головных основных нефтеперекачивающих станциях до 3Q_cym.

Суммарный напор, развиваемый насосными станциями нефтепровода, складывается из напора, развиваемого всеми подпорными насосами «головных» насосных станций и суммарного напора п станций:

Н = N_эН_пн +пН_ст, ; (3.6.10)

Н_ст=т_мнН_мн,,(3.6.11)

где Н_ст - расчетный напор одной станции.

Уравнение баланса напоров имеет вид:

N_эH_пн +пН_ст =1,02iL + ΔZ+ N_эH_кп (3.6.12)

Отсюда число насосных станций равно:

(3.6.13)

Полученное число насосных станций получается дробным. Оно может быть округлено как в большую сторону, так и в меньшую сторону числа станций.

Если заказчик настаивает на точном обеспечении проектной производительности нефтепровода, то необходимо регулирование совместной работы насосных станций и нефтепровода, либо регулирование каждого в отдельности. Регулирование осуществляется следующими методами:

1. 
   изменением количества работающих насосов;
   
2. 
   применением сменных роторов или обточки рабочих колес;
   
3. 
   изменением частоты вращения вала насоса;
   
4. 
   дросселированием;
   
5. 
   байпасированием (перепуск части жидкости из напорной во всасывающую линию);
   
6. 
   применением противотурбулентных присадок.
   

Если же заказчика устраивает, что фактическая производительность нефтепровода отличается от плановой, то исходя из технико-экономических показателей принимается один из вариантов.

Рассмотрим вариант округления числа перекачивающих станций в меньшую сторону. В этом случае напора станций недостаточно, а чтобы обеспечить плановую производительность Qнеобходимо уменьшить гидравлическое сопротивление трубопроводов прокладкой лупинга. При этом характеристика трубопровода станет более пологой и рабочая точка А₁сместится до положения А₂ (рис.3.6.1).

Длину лупинга определяем по формуле:

, (3.6.14)

где , (3.6.15

)

n₁- округленное меньшее целое число перекачивающих станций.

При D=D_л, величина .


Рис 3.6.1 Совмещенная характеристика нефтепровода при округлении числа

перекачивающих станций в меньшую сторону

1-характеристика трубопровода постоянного диаметра (H=1,02 iLp+Δz+N_эh_ocm)',

2 - характеристика трубопровода с лупингом (H=1,02 i[L_p- l _л(1-ω)] +Δz+N_эh_ocm),

3- характеристика нефтеперекачивающих станций (H=N_эh_П+nH_cm)
Рассмотрим вариант округления числа перекачивающих станций в большую сторону. В этом случае следует предусмотреть вариант циклической перекачки, при этом осуществляется два режима: часть ведется на повышенном режиме с производительностью Q₂>Qсо временем τ₂ (если на каждой НПС включено m магистральных насосов), а остаток времени τ₁ нефтепровод работает на пониженном режиме с производительностью Q₁<Q(если на каждой НПС включено m-1 магистральных насосов) (рис.3.6.2).

Параметры циклической перекачки определяются из решения системы уравнений:
;

, (3.6.16)
где V_Г - плановый объем перекачки, V_Г = 24N_рQ.


Рис. 3.6.2. Совмещенная характеристика нефтепровода при циклической перекачке
Значения Q₁и Q₂определяются графически из совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающих станций или аналитически.

Решение системы - это определение времени перекачки при двух режимах:

, (3.6.17)

Размещение нефтеперекачивающих станций выполняется графически на сжатом профиле трассы. Рассмотрим первый случай, когда число нефтеперекачивающих станций принято в большую сторону (рис.3.6.3).

1)При циклической перекачке величина гидравлического уклона
вычисляется исходя из наибольшей производительности нефтепровода Q₂

2) Строится треугольник гидравлического уклона abc(с учетом надбавки
на местные сопротивления) с учетом вертикального масштаба высот и
горизонтального масштаба длин сжатого профиля трассы.

Рис.3.6.3 Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода

3. 
   Из начальной точки трассы точки А вертикально вверх откладывается отрезок, равный напору перекачивающей станции Нст1 в принятом масштабе высот. Из вершины отрезка Нст1 проводится линия, параллельная гипотенузе гидравлического треугольника, до пересечения с профилем трассы. Местоположение второй НПС соответствует точка М.
   
4. 
   Из вершины отрезка Нст1 вертикально вверх откладывается отрезок, равный Н_п в масштабе высот. Линия, проведенная параллельно гипотенузе треугольника abcиз вершины Нст1+ Н_п, показывает распределение напора на первом линейном участке.
   

5. 
   Аналогично определяется месторасположения остальных НПС в пределах эксплуатационного участка.
   
6. 
   Место расположения НПС на границе эксплуатационных участков определяется построением отрезка ВС, который проводится из вершины отрезка CN= Нст1+Нп -Нкп
   

параллельно гипотенузе гидравлического треугольника до пересечения с профилем трассы.

7. 
   При правильно выполненных расчетах и построениях на конечном пункте трубопровода остается остаточный напор Н_кп.
   

Рассмотрим пример округления числа нефтеперекачивающих станций в меньшую сторону (рис 3.6.4).

1) Рассчитываем длину лупинга и гидравлический уклон на участке с
лупингом.

2. 
   Дополнительно строится гидравлический треугольник abd. Его гипотенуза bdопределяет положение линии гидравлического уклона на участке с лупингом i_л
   

3. 
   Из точек C₁ и B₁ строится параллелограмм C₁F₁B₁K₁ стороны F₁B₁ и C₁ K₁ которого параллельны линии bd, а стороны C₁F₁ и B₁K₁ - параллельны линии bc гидравлических треугольников abc и abd. При этом горизонтальные проекции отрезков C₁F₁ и B₁K₁ равны протяженности лупинга в горизонтальном масштабе. По правилу параллелограмма лупинг можно размещать в любом месте трассы, поскольку все варианты гидравлически равнозначны. Лупинг также можно разбивать на части. Однако предпочтительнее размещать лупинг (или его части) в конце трубопровода (перегонов между перекачивающими станциями).
   
4. 
   Расстановка перекачивающих станций по трассе в случае прокладки лупинга выполняется в следующем порядке. Из точек С₂ и С₃ строятся части аналогичных C₁F₁B₁K₁, параллелограммов до пересечения с профилем трассы. Таким образом, вторую перекачивающую станцию можно разместить в зоне возможного расположения В₂К₂, а третью - в зоне В₃К₃.
   

5) Предположим, что исходя из конкретных условий, станции решено расположить в точках X и Y. Проводя из точки X линию, параллельную i_л, до пересечения с линией С₂В₂, определяется протяженность лупингаi_л1 . Аналогичные построения выполняются для размещения остальных лупингов и станций. Сумма длин отрезков i_л1 , i_л2 и i_л3 должна равняться расчетной длине лупинга 1_л.

3.7 Расчет режимов эксплуатации нефтепровода

Магистральный нефтепровод разделяется на эксплуатационные участки, в пределах которых перекачивающие станции работают по системе «из насоса в насос».

Режим работы нефтепровода в пределах эксплуатационного участка определяется совместным решением уравнений, описывающих гидравлическую характеристику линейных участков трубопровода и напорную характеристику перекачивающих станций. При этом должны учитываться разрешенные давления, определяемые исходя из технического состояния трубопровода на каждом линейном участке, а также ограничения на работу насосов.

Производительность нефтепровода при рассматриваемом режиме перекачки определяется из решения системы уравнений (баланса напоров)

, (3.7.1)

где H_тр - напор, необходимый для преодоления гидравлического сопротивления трубопровода, разности геодезических отметок и создания остаточного напора в конце эксплуатационного участка;

Н_пс - напор, развиваемый всеми работающими насосами при рассматриваемом режиме перекачки;

Δz_j - разность геодезических отметок на j-м линейном участке;

n - число линейных участков (перекачивающих станций);

h_ост - остаточный напор на конечном пункте трубопровода;

h_τj - потери напора на трение на j-м линейном участке трубопровода;

n_Mj - число магистральных насосов, установленных на j-й ПС;

h_п - напор, развиваемый подпорными насосами;

h_Mjk - напор, развиваемый к-м магистральным насосом j-й ПС;

φ_jk - индекс состояния k-го магистрального насосного агрегата j-й ПС (φ_jk =l при работающем насосе и (φ_jk=0 при остановленном насосе).

Потери напора на трение h_τj могут быть определены любым из известных методов, например, по формуле Лейбензона.

Для решения уравнения 3.7.1 задаются комбинацией включения основных насосов на каждой нефтеперекачивающей станции рассматриваемого эксплуатационного участка. Производительность определяется либо графически, либо численными методами.

Напор на выходе с-й перекачивающей станции определяется из соотношения

, (3.7.2)
где ΔН_С - подпор на входе с-й перекачивающей станции.

- напор, создаваемый работающими насосами с-й НПС при известной производительности перекачки
(3.7.3)
Подпор на всасывающей линии с-й ПС определяется как разность между напорами, создаваемыми (с-1) перекачивающими станциями и потерями в трубопроводе, состоящем из (с-1) линейных участков

(3.7.4)

Напоры на входе и на выходе с-й перекачивающей станции должны удовлетворять условию, накладываемому ограничениями по минимально допустимому подпору ΔH_minc и максимальному напору Н_{ПС max с}

(3.7.5)



(3.7.6)

Δh_доп= Δh_{доп.ном}, при 0,5Q≤Q≤Q_ном, (3.7.7)

Δh = a₀O^b°, при Q> Q_ном. (3.7.8)
3.8 Выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода
Перекачивающие станции магистрального нефтепровода относятся к сложным и энергоемким объектам. Доля энергозатрат на перекачку составляет порядка 25...30% от годовых эксплуатационных расходов. При отсутствии перекачивающих агрегатов с регулируемой частотой вращения ротора насоса эксплуатация нефтепровода может происходить на различных режимах, смена которых происходит дискретно при изменении вариантов включения насосов и перекачивающих станций. При этом возникает задача выбора из ряда возможных режимов наиболее целесообразных, соответствующих наименьшим затратам электроэнергии на перекачку. В свою очередь, в зависимости от уровня текущей загрузки нефтепровода, из ряда рациональных режимов должны выбираться такие, которые обеспечивали бы выполнение планового объема перекачки за фондовое время.

Энергозатраты характеризуются величиной активной потребляемой мощности электродвигателя насоса, определяемой из соотношения:

, (3.8.1)
где ρ- расчетная плотность нефти;

g - ускорение свободного падения;

h - напор, развиваемый насосом при подаче Q;

- соответственно значения к. п. д. насоса, электродвигателя и механической передачи,

Значение к.п.д. насоса описывается полиномом:

(3.8.2)

где k₁, k₂, k₃ - коэффициенты аппроксимации, определяемые методом наименьших квадратов, и приведены в приложении 2, табл.2.1, табл. 2.2.

Коэффициент полезного действия электродвигателя определяется выражением:

(3.8.3)

где r₀, r₁, r₂ – эмпирические коэффициенты, определяемые методом наименьших квадратов по паспортным характеристикам электродвигателей насосов. В случае отсутствия данных принимаются по табл. 3.8.1
Таблица 3.8.1 Значения коэффициентов r₀ , r₁ , r₂

Тип электродвигателя	r0	r1	r2
Синхронный	0,89	0,114	-3,601х10-2
Асинхронный	0,452	0,987	-0,592

К_з - коэффициент загрузки электродвигателя, равный отношению мощности на валу электродвигателя N _э к его номинальной мощности N _эн

(3.8.4)

Для каждого из вариантов включения насосов на НПС определяется сумма потребляемой мощности для всех насосов, включенных в работу. В качестве критерия оценки эффективности режимов перекачки могут быть приняты удельные энергозатраты на 1 тонну нефти, определяемые по формуле:

(3.8.5)

При заданном плане перекачки V за плановое время Т расход нефти в трубопроводе должен составлять Q=V/T. Выполнение заданного плана возможно при циклической перекачке на двух режимах, удовлетворяющих условию:

Q₁ < Q < Q₂ (3.8.6)

где Q₁ и Q₂ - производительность трубопровода на первом и втором дискретных режимах.

Время работы нефтепровода на двух дискретных режимах определяется из решения системы уравнений:

. (3.8.7)

Откуда

, (3.8.8)

С учетом V=Q·T окончательно получим

, (3.8.9)

Удельные затраты электроэнергии в этом случае будут определятся уравнением

(3.8.10)
В интервале расходов от Q₁ до Q₂ суммарные удельные энергозатраты, определяемые из выражения (3.8.10), изменяются по закону гиперболы (рис. 3.8.1).



Рис. 3.8.1 Зависимость удельных энергозатрат от расхода перекачиваемой нефти

Задачей анализа расчетных режимов перекачки из множества возможных является поиск рациональных режимов, характеризующихся наименьшими энергозатратами. Очевидно, что такие режимы будут принадлежать кусочно-выпуклой линии, ограничивающей область возможных режимов, и являться ее узловыми точками (рис. 3.8.2).


Рис. 3.8.2 Определение границы области рациональных режимов

Левой границей кусочно-выпуклой линии будет режим, имеющий наименьшую величину удельных энергозатрат на перекачку. Значения остальных узловых режимов будут определяться из условия

. (3.8.11)

Таким образом, параметры циклической перекачки, отвечающие наименьшим энергозатратам, будут определяться из условия работы нефтепровода на двух ближайших узловых режимах, принадлежащих граничной линии. С увеличением числа НПС и типов применяемых роторов магистральных насосов существенно возрастает и количество возможных режимов эксплуатации нефтепровода. Поэтому поиск рациональных режимов необходимо выполнять на ЭВМ.