Расчет магистрального нефтепровода

Для построения характеристики насосов воспользуемся следующими зависимостями:

Н = a — b· Q2, (35).

где, а и b — коэффициенты аппроксимации (для насоса НМ 10 000−210 a = 279,9 м, b = 0,85∙10−6 ч2/м5, для насоса НПВ 5000−120 a = 151,3 м, b = 1,3∙10−6 ч2/м5).

Таблица 4. Характеристика работы насоса НМ 10 000−210 на нефти.

Q, м3 /ч 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10 000 11 000 H, м 291,8 290,94 288,36 284,06 278,04 270,3 260,84 249,66 236,76 222,14 205,8 187,74 N, кВт 0 3846 4036 4224 4485 4660 4899 5071 5302 5405 5502 5521 η, % 0 0,18 0,34 0,48 0,59 0,69 0,76 0,82 0,85 0,88 0,89 0,89.

Аналогично характеристика Q-η апроксимируется зависимостью:

η = k1· Q — k2· Q2 + k3· Q3, (36).

где k1, k2, k3 — коэффициенты, соответственно ч/м3, (ч/м3)2.

Таблица 5. Характеристика насоса НПВ 5000−120.

Q, м3 /ч 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 H, м 151,3 150 146,1 139,6 130,5 118,8 104,5 N, кВт 0 991 1140 1294 1479 1663 1865 η, % 0 0,36 0,61 0,77 0,84 0,85 0,8.

Рисунок 3. Q- η характеристика насосов Рисунок 4. Характеристика насоса НМ 10 000−210.

Рисунок 5. Характеристика насоса НПВ 5000−120.

Для построения характеристики сети запишем зависимость между гидравлическими потерями и расходом:

Нс = Нг + hп = Нг + f· Q2-m, (39).

где Hг — геодезическая высота, м;

hп — напор необходимый для преодоления гидравлических потерь, м.

hп = f· Q2-m (40).

f = β· (41).

Таблица 5. Характеристика работы сети.

Q, м3 /ч 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10 000 11 000 Hс, м 74,2 111,2 212,4 372,9 590,1 862,5 1188,8 1568,1 1999,6 2482,5 3016,2 3600,3.

Рисунок 5. Совмещенная характеристика сети.

Рабочая точка получилась при Q = 10 300 м³ /ч, что входит в предел допустимого:

(10 575−10 300)/10 594· 100% = 2,77%.

При этом, напор Н = 3000 м, тогда (3180 — 74,2 — 120)/14 = 213,3 м.

Напор на выкиде ГНПС: 213,3 · 2+120 = 546,6 м Напор на выкиде НПС: 213,3 · 2 = 413,2 м Данные напоры не превышают допустимого напора (Ндоп = 630,5 м).

9. Расстановка НПС За окончательный примем вариант сооружения однониточного нефтепровода с n=7 нефтеперекачивающими станциями. В этом случае расстановку станций на местности будем производить исходя производительности нефтепровода, то есть Q=10 300 м3/ч.

Расчетное значение гидравлического уклона, соответствующее производительности Q, составляет i=0,005 м/м.

Напоры, развиваемые подпорными и магистральными насосами при подаче Q, соответственно равны:

hП = 151,3−1,3(10−6((10 300/2)2=116,8 м;

hМ = 291,8−0,86(10−6((10 300/3600).

2=200,6 м.

Расчетный напор НПС в этом случае составит.

HСТ = 2· hМ = 2(200,6 = 401,2 м.

Выполним построение гидравлического треугольника. За горизонтальный катет примем отрезок ab, равный ℓ=100 км, который отложим в масштабе длин. Вертикальный катет ac гидравлического треугольника, равный 1,02· i·ℓ = 1,02· 0,005·100·103 = 510 м, отложим перпендикулярно отрезку ab в масштабе высот. Гипотенуза треугольника bc соответствует положению линии гидравлического уклона в принятых масштабах построений.

Расстановка нефтеперекачивающих станций на местности показана в приложении А. При расстановке принято, что величина подпора перед промежуточными НПС равна hП = 116,8 м, а в конце эксплуатационного участка величина остаточного напора составляет hост =45 м.

Результаты графических построений приведены в табл.

6.

Таблица 6 — Расчетные значения высотных отметок НПС и длин линейных участков нефтепровода Нефтеперекачивающая станция Высотная отметка zi, м Расстояние от начала нефтепровода, км Длина линейного участка ℓi, км ГНПС-1 133,8 0 73,5 НПС-2 160,1 73,5 66 НПС-3 224,6 139,5 77 НПС-4 233,0 216,5 82 НПС-5 216,0 298,5 75,5 НПС-6 232,0 374,0 85 НПС-7 199,7 459,0 91 КП 208 550,0 ;

10. Проверка работы трубопровода в летних условиях Поскольку летом из-за понижения вязкости нефти смещается рабочая точка на совмещенной характеристике, то возникает необходимость проверки работы трубопровода в летних условиях на предмет непревышения напорами на нагнетательных линиях станций предельно допустимых напоров из условия прочности и непревышения минимально допустимыми подпорами перед станциями реальных подпоров, приходящих на станции.

Для этого на ранее построенную совмещенную характеристику насосных станций и трубопровода наносят, предварительно рассчитав, координаты трех-четырех точек, напорную характеристику трубопровода при летних условиях. Затем по методу В. Г. Шухова проводят соответствующие линии пьезометрических напоров (гидравлических уклонов). Если напоры или подпоры на какой-либо станции вышли за допустимые пределы, следует изменить ее местоположение, чтобы и в зимних и в летних условиях напоры и подпоры находились в допустимых пределах.

Определение плотности Произведём перерасчёт плотности на заданную температуру:

ρt = ρ20 — ξ· (20 — t),.

где t = tmax = 18 °C;

ρ20 — плотность нефти при 20 °C, кг/м3 (863 кг/м3);

ξ - температурная поправка, кг/(м3

· °С).

ξ = 1,825 — 0,1 315· ρ20 = 1,825 — 0,1 315 · 863 = 0,69 кг/(м3

· °С),.

тогда плотность при t = 18 °С:

ρt = 863 — 0,69· (20 — 18) = 861,62 (кг/м3).

Определение вязкости Расчет кинематической вязкости ведем по формуле Вальтера:

lg lg (νt + 0,8) = а + b · lgТ, (3).

где νt — кинематическая вязкость, мм2/с;

Т — абсолютная температура, К;

a, b — эмпирические коэффициенты.

Эмпирические коэффициенты a и b находим по формулам:

b = = = -5,514.

a = lglg (ν1 + 0,8) — b· lgТ1 = lglg (7,9 + 0,8) + 5,514· lg (293) = 13,575.

Отсюда расчетная вязкость при температуре t = 18 ºС, равна:

νt == = 8,6 мм2/с Определение расчетной часовой пропускной способности нефтепровода:

Qч = = 10 224,37 м3/ч.

где G — пропускная способность проектная, кг/год;

ρр — расчетная плотность нефти, кг/м3;

Nр = 350 дн. — расчетное число суток работы нефтепровода в году;

Кнп — коэффициент неравномерности перекачки, принимаем Кнп = 1,05;

Qс = = 2,65 м3/с Определение режима потока Определим число Рейнольдса:

Re (1220×13) = = 337 440.

Переходные значения числа Рейнольдса:

Re1пер = = 15 920.

Re2пер = = 796 000.

Так как Re1пер < Re < Re2пер, то режим течения турбулентный (зона смешанного трения).

Определение гидравлического уклона Определим гидравлический уклон по формуле:

i = β = 0,1 660,15· = 0,004 м/м Для построения характеристики сети запишем зависимость между гидравлическими потерями и расходом:

Н = Нг + hп = Нг + f· Q2-m.

где Hг — геодезическая высота, м;

hп — напор необходимый для преодоления гидравлических потерь, м.

Таблица 6. Характеристика работы сети.

Q, м3 /ч 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10 000 11 000 Hс, м 74,2 108 200,2 346,5 544,5 792,9 1090,4 1436,2 1829,5 2269,8 2756,4 3288,8.

Рисунок 7. Совмещенная характеристика работы насосных станций и сети.

Сводная таблица расчётов.

№п/п Параметр Ед. изм Вариант 1 2 1 Dн м 1,02 1,22 2 Марка стали — 13Г1С-У 08ГБЮ 3 R1 н МПа 540 510 4 m — 0,75 0,75 5 k1 — 1,47 1,4 6 kн — 1 1 7 R1 МПа 275,51 289,29 8 p МПа 5,4 5,4 9 n — 1,15 1,15 10 d мм 11,24 12,82 11 d (станд.) мм 12,5 13 12 σ N МПа 25,18 44,19 13 Dвн м 0,994 1,194 14 Re — 203 785 169 821,1 15 Re1 пер — 13 267 15 920 16 Re2 пер — 663 333 796 000 17 kэ м 0,75 0,75 18 i м/м 0,0126 0,005 19 Перевальная точка — нет нет 20 Lp км 550 550 21 Δz м 74,2 74,2 22 H м 7 125 2 900 23 Hстдоп м 630,5 630,5 2 4 Δh м 65 65 2 5 nст — 17 7 2 6 кт — 1,18 1,18 2 7 ктер — 0,99 0,99 28 К тыс. у. е. 176 865,48 164 114,577 29 Cэ у. е./к Вт ч 0,0128 0,0128 30 Зэ тыс.

у. е. 36 370,19 14 975,85 31 Э тыс. у. е. 49 427,83 44 244,10 32 S тыс.

у. е. 75 957,65 48 912,85.

Заключение

В результате выполнения работы разработан проект магистрального нефтепровода для перекачки нефти на расстояние 5500 км с производительностью 74 млн. т./год в условиях перепада температур от 5,3 °С до 18 °C.

Технологический расчет нефтепровода проведен для самых невыгодных условий (какими являются условия с наиболее низкими температурами), т. к. при низких температурах вязкость нефти, а, следовательно, и гидравлические потери максимальны.

Для определения экономически наивыгоднейшего проекта нефтепровода выполнены гидравлический и механический расчеты для 2-х конкурирующих диаметров нефтепровода: 1020 мм и 1220 мм; определяющие число нефтеперекачивающих станций и толщину стенки нефтепровода.

Оптимальным оказался диаметр 1220 мм, для него же был произведен выбор основного оборудования.

Для определения рабочей точки произведено построение совмещенной характеристики трубопровода и насосных станций в летних и зимних условиях, что позволяет проверить работу трубопровода при изменении климатических показателей, и как следствие свойств нефтепродуктов.

Коршак А.А., Муфтахов Е. М. технологический расчет магистрального нефтепровода: Учебное пособие. — Уфа: Дизайн.

ПолиграфСервис, 2005. — 98 с.

Коршак А.А., Нечваль А. М. Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа, Учебное пособие для системы дополнительного профессионального образования. — Уфа: Дизайн.

ПолиграфСервис, 2005. — 516 с.

Коваленко П.В., Пистунович Н. Н. Методические указания для курсового проектирования по дисциплине «Машины и оборудование газонефтепроводов». Новополоцк, ПГУ, 2007.

Коваленко П.В., Рябыш Н. М. Машины и оборудование газонефтепроводов. Часть 1. Новополоцк, ПГУ, 2005.

. Липский В. К. Методические указания к курсовому проекту по дисциплине «Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов». Новополоцк, ПГУ, 2006.

СНиП 2.

05.06−85*. Магистральные трубопроводы.