летная практика нефти газового дела. Джумаев ргр кузминская. Взам инв.
 Скачать 42.87 Kb.
|
Технологический расчет магистрального нефтепровода Сделать гидравлический расчет нефтепровода, если длина его L = 700 км, ∆Z =100 м, производительность G = 49 млн./год. Заданы вязкость и плотность нефти: ρ20 = 854 кг/м3; 𝑉20 = 48 сСт; 𝑉50= 22 сСт. Расчетная температура нефти t =7 °С, минимальная температура нефти в трубопроводе. Цель технологического расчёта: определить толщину стенки нефтепровода, сделать гидравлический расчёт, подобрать насосно-силовое оборудование, определить число насосных станций, расставить их по трассе нефтепровода и сделать аналитическую проверку работы НПС. Определение свойств транспортируемой жидкости Определение плотности при расчетной температуре  =   = где t - расчетная температура; βр - коэффициент объемного расширения. ρ20 = 830 - 839 кг/м3βр = 0,000868 1/оС ρ20= 840 - 849 кг/м3βр = 0,000841 1/оС ρ20 = 850 - 859 кг/м3βр = 0,0008181/оС ρ20 = 860 - 869 кг/м3βр = 0,000868 1/оС.  Коэффициент объемного расширение.ρ20 = 860.1 кг/м3;  = 0,0008181 /оС.Определение вязкости при расчетной температуре  =  ; u=  где ν* - вязкость при любой известной температуре, например t* = 20 оС. Определение расчетной производительности   где Np - число рабочих дней трубопровода в году, определяется в зависимости от диаметра D и длины L трубопровода по приложению 2; Q,  - для выбора марки насоса;Q,  - для гидравлического расчета.Чтобы определить Np, необходимо знать диаметр D трубопровода; D определяется в зависимости от G, [млн. т./год] по приложению 3. Определяется наружный диаметр - Dн. Чтобы определить внутренний диаметр Dвн, нужно рассчитать толщину стенки нефтепровода по формуле:  ,  где n - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый по приложению 7;   где k1- коэффициент надежности по материалу, принимаемый по приложению 4; k н - коэффициент надежности по ответственности трубопровода, принимаемый по приложению 5; для расчета принимаем: Rn1= 500 МПа; m0= 0,9; k1= 1,4; kн = 1,1; P - внутреннее давление в трубопроводе, определяется, исходя из давления, создаваемого основными насосами и подпорным насосом, т.е. чтобы определить δ, надо найти P. Если в задании указано, что необходимо провезти расчет для зимних и летних условий эксплуатации, то необходимо определить критические условия для заданного района проектирования. Подбор насосно-силового оборудования Для подбора НСА по часовой производительности нужно определить марку насоса и найти напор насоса при максимальном роторе, приняв число рабочих насосов равным числу насосов по заданию. Например, для трех насосов 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.  ga)  = (123+3 6.6 МПаб)  = (92+3 МПас)  = (92+3 Мпад)  = (123+3 МПаПосле этого нужно сравнить рабочее давление с давлением, рекомендованным в приложении 3 для вашей производительности. Если Рраб получается больше, чем рекомендованный интервал, то необходимо взять Нп и Носн по нижнему ротору насоса и снова проверить Рраб.  Для качественного обоснования выбора оборудования целесообразно рассмотреть не менее 4х вариантов основного насоса и не менее 2х подпорного. Определение толщины стенки трубопровода 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. 𝐷вн=𝐷Н  2∙𝛿  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. Затем определяют граничные значения Re: ReI и ReII.   = где e - абсолютная шероховатость трубопровода, принимается по ВНТП2-86, е = (0,1÷0,2) мм; D - внутренний диаметр трубопровода, мм. Если 2320 <Re<ReI, то режим течения - турбулентный (зона Блазиуса). Тогда  m = 0.25 𝛽 = 0.0246 Если ReI<Re<ReII, то режим течения - турбулентный (зона смешанного закона сопротивления). Тогда  m=0.123  0.0802 Определив λ - коэффициент гидравлического сопротивления, находят потери напора на трение в нефтепроводе по формуле Дарси-Вейсбаха:  = =0,023 где L - длина трубопровода, м; D–внутренний диаметр нефтепровода, м; g-ускорение свободного падения, g=9.81 м/  ;υ - скорость течения нефти, м/с  где Q - расход трубопровода, м3/с. Затем определяют полные потери напора в трубопроводе, м: H=1.01∙ ℎ1 + ∆𝑧 + 𝐻𝑘. H =1.01    Также определяют гидравлический уклон: i= = =0,0067;Затем определяют напор одной станции: 𝐻с𝑚= k∙ 𝐻осн − ℎ𝑏н.  где k - число основных насосов, k = 3; Носн - напор основного насоса (определяется по Q-H характеристике насоса); hвн - внутристанционные потери напора, hвн = 15 м, по ВНТП 2-86. Затем определяют число станций: n  = .а) округляем в большую сторону  Затем число станций округляют в большую сторону. 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 Hнас', производят обточку рабочего колеса насоса.   где Q - рабочая производительность, м3/с;  405 Н1 - напор при Q1, м; Н2 - напор при Q2, м; Н1=180, Q1=4000  Н2=200, Q2 =5000  = 1.38м/с- любые точки, взятые с Q-H характеристики насоса. 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.     |-34.9|=34.9 ,  ,                           = | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||