задачи. МУ к практической работе нефтепровод. Методические указания к выполнению индивидуального задания по дисциплине
 Скачать 0.94 Mb.
|
1 2 МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Методические указания к выполнению индивидуального задания по дисциплине «ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ» для слушателей программы профессиональной переподготовки «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» Составитель: Некрасов В.О., ассистент Тюмень 2016 Технологический расчет магистрального нефтепровода Цель технологического расчета: определить толщину стенки нефтепровода, сделать гидравлический расчет, подобрать насосно-силовое оборудование, определить число насосных станций, расставить их по трассе нефтепровода и сделать аналитическую проверку работы НПС. Методика решения 1. Определение плотности при расчетной температуре  ,где t – расчетная температура; βр - коэффициент объемного расширения. ρ20 = 830 – 839 кг/м3 βр = 0,000868 1/оС ρ20 = 840 – 849 кг/м3 βр = 0,000841 1/оС ρ20 = 850 – 859 кг/м3 βр = 0,000818 1/оС ρ20 = 860 – 869 кг/м3 βр = 0,000868 1/оС. 2. Определение вязкости при расчетной температуре  ;  ,где ν* - вязкость при любой известной температуре, например t* = 20 оС. 3. Определение расчетной производительности  ,где Np - число рабочих дней трубопровода в году, определяется в зависимости от диаметра D и длины L трубопровода по приложению 17;  - для выбора марки насоса; - для гидравлического расчета. 4. Чтобы определить Np, необходимо знать диаметр D трубопровода; D определяется в зависимости от G, [млн. т./год] по приложению 18. Определяется наружный диаметр - Dн. Чтобы определить внутренний диаметр Dвн, нужно рассчитать толщину стенки нефтепровода по формуле: 5.  ,где п1=1,15;  ; для расчета принимаем Rn1 = 500 МПа; m0 = 0,9; k1 = 1,4; kн = 1; P – внутреннее давление в трубопроводе, определяется, исходя из давления, создаваемого основными насосами и подпорным насосом, т.е. чтобы определить δ, надо найти P. Для этого по часовой производительности нужно определить марку насоса и найти напор насоса при максимальном роторе, приняв число рабочих насосов равным трем. 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.  .После этого нужно сравнить рабочее давление с давлением, рекомендованным в приложении для Вашей производительности. Если Рраб получается больше, чем рекомендованный интервал, то необходимо взять Нп и Носн по нижнему ротору насоса и снова проверить Рраб  .6. 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.  .7. 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. 8. Затем определяют граничные значения Re: ReI и ReII  ;  ,где e – абсолютная шероховатость трубопровода, принимается по ВНТП-2-86, е = (0,1÷0,2) мм; D – внутренний диаметр трубопровода, мм. Если 2320 < Re < ReI, то режим течения – турбулентный (зона Блазеуса). Тогда  ; m = 0,25;  .Если ReI < Re < ReII, 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; Носн – напор основного насоса (определяется по Q–H характеристике насоса в приложении); hвн - внутристанционные потери напора, hвн = 15 м, по ВНТП 2-86. 12. Затем определяют число станций:  .Затем число станций округляют: а) в большую сторону; б) в меньшую 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.  Рис. 5.1.1 Расстановка станций по трассе Затем заполняют таблицу 5.1 Таблица 5.1 Месторасположение станций по трассе
14. 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 Ра = 760 мм.рт.ст.; Ру = 500 мм. рт. ст.; Δhпрот. кав. определяется с графика Q–H насоса,  ; hвс = 10 (м).Проверяют режим работы станций из условий:  ; ,Нк ≈ 30 м.  ; ; ; ; ; .Если проверка сошлась, следовательно, станции расставлены верно. 15. Затем строят совместный график работы нефтепровода и всех НПС и определяют графически рабочую точку системы (рис. 5.1.2). Для построения графика НПС находят для нескольких значений Q соответствующие им значения H основных насосов (после обточки), а также определяют H подпорного насоса. Нп - откладывают один раз;  , где k – число насосов на НПС; n – число НПС на трассе нефтепровода. Затем рисуют график всех НПС  Рис. 5.1.2 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 Qраб и Нраб и сравнивают их с Qрасч и Нрасч, т.е. графически рабочая точка подтверждает правильность гидравлического расчета и выбора насосно-силового оборудования. Пример. Технологический расчет МН Сделать гидравлический расчет нефтепровода, если длина его L = 600км, 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 оС, 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 tр  сСт, .3.Определение расчетной производительности  , м3/час,т.к G = 34 млн. т/год , тогда D = 1020 мм (прил. 18). Число рабочих дней Np = 349 (прил. 17).  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 3Носн  ,т0=1,47; Кн=1; Rн1=530 МПа. Сталь 13Г2АФ, ТУ 14-3-1424-86. Изготовитель – Новомосковский трубный завод. Выбираем насос НМ 5000-210 по Qраб (м3/час). Характеристика работы насоса При Q=4713,66 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 Носн. 6. Определим толщину стенки трубы при Рраб=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 Блазеуса 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  , Нк=30 м; ≈2273 м, при ΔZ=100 м.12. Напор одной станции.  .hвн=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 Нк, 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; .Ра=760 мм рт. ст., Ру=500 мм рт ст., по Q-H характеристике насоса Δhпрот.кав.=38 м  м.Насос не обладает самовсасывающей способностью, нужен подпор, величиной  м.Проверяем режим работы станций из условий:  , при Нк=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. 5.1.3 Расстановка числа станций при п1=5; п1>п Таблица 5.2 Характеристика НПС на трассе при п1>п
Li=600км Z=100м Построение Q-H характеристики: Qрасч.=4713,7 м3/час, Ннас=147 м; Qрасч. - 800=3913,7 м3/час, Ннас=171 м; Qрасч. + 800=5513,7 м3/час, Ннас=113 м; Суммарный напор всех станций  где К – число насосов на НПС; п – число НПС на трассе; Нп=123 м. Характеристика трубопровода строится по уравнению:  Характеристика станции 1)Qрасч.=4713,7 м3/час, Ннас=147 м  м;2)Qрасч. - 800=3913,7 м3/час, Ннас=171 м  м;3) Qрасч. + 800=5513,7 м3/час, Ннас=113 м  м.Характеристика трубопровода: β=0,0246, т=0,25  м м3) Н=2955,6 м Строим Q-Н характеристику в масштабе (рис. 5.1.5) по горизонтали: 1 мм=40 м3/час по вертикали 1 мм=20 м Рабочая точка системы: Qраб=4713,7 м3/час =Qр Нраб=2273 м =Н (полные потери) б) Число станций округляем в меньшую сторону. n2<n, n2=4 станции.  Рис. 5.1.4 Расстановка станций при п2<п; п2=4 Таблица 5.3 Характеристика НПС по трассе при п2<п
Снизим сопротивление линейной части, т.е. построим лупинг длиной Х. Длина лупинга  м = 113,23 км.Уклон лупинга  если Dл=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 Qр=4714 м3/час = 1,31 м3/с, Нр=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. 5.1.5 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; Qр – рабочая производительность МН. 1 2 |