Мои Конспекты
Главная | Обратная связь


Автомобили
Астрономия
Биология
География
Дом и сад
Другие языки
Другое
Информатика
История
Культура
Литература
Логика
Математика
Медицина
Металлургия
Механика
Образование
Охрана труда
Педагогика
Политика
Право
Психология
Религия
Риторика
Социология
Спорт
Строительство
Технология
Туризм
Физика
Философия
Финансы
Химия
Черчение
Экология
Экономика
Электроника

Технологический расчет магистрального нефтепровода 2 страница




(3.5.20)

J- осевой момент инерции, м4:

(3.5.21)


Продольное критическое усилие для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае упругой связи с грунтом:

, (3.5.22)

где k0 - коэффициент постели грунта при сжатии (табл. 3.5.3), МН/м3.

Таблица 3.5.3 Величины коэффициента постели грунта при сжатии

Грунт , МН/м3 Грунт , МН/м3
Торф влажный 0,5-1,0 Песок слежавшийся 5-30
Плывун 1-5 Глина ту гоп ластичная 5-50
Глина размягченная 1-5 Гравий 10-50
Песок свеженасыпанный 2-5    

Если характер связи трубопровода с грунтом не определен, то необходимо принять меньшее из Nкр.

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 θβ, Zβ:

; (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 βn при проверке устойчивости криволинейного трубопровода (стрелками показано, как определяется βn =20 при Zβ =150 и θβ=0,04)

 

 

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

 

Условный   Условный  
диаметр трубопровода, мм ρmin,м диаметр трубопровода, мм ρmin,м
 

 

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,т зависят 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<ReΙ;

-смешанного трения: ReΙ< Re≤ ReΙΙ

- квадратичного трения: Re> ReΙΙ.

; ; , (3.6.6)

где - относительная шероховатость труб,

kэ- 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
ламинарный 64/Re 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 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;

Нкп - остаточный напор в конце эксплуатационного участка. Необходимый для закачки нефти в резервуары, Нкп =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 1,0-1,5Qcym. На головных основных нефтеперекачивающих станциях до 3Qcym.

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

Н =NэНпн +пНст, ; (3.6.10)

НстмнНмн,, (3.6.11)

где Нст - расчетный напор одной станции.

Уравнение баланса напоров имеет вид:

NэHпн +пНст =1,02iL + ΔZ+ NэHкп (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 Q необходимо уменьшить гидравлическое сопротивление трубопроводов прокладкой лупинга. При этом характеристика трубопровода станет более пологой и рабочая точка А1 сместится 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=Dл, 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+Nэhocm)',

2 - характеристика трубопровода с лупингом (H=1,02 i[Lp- l л(1-ω)] +Δz+Nэhocm),

3- характеристика нефтеперекачивающих станций (H=NэhП+nHcm)

 

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>Q со 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 VГ - плановый объем перекачки, VГ = 24NрQ.

 

Рис. 3.6.2. Совмещенная характеристика нефтепровода при циклической перекачке

 

Значения Q1 и Q2 определяются 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 Нп в масштабе высот. Линия, проведенная параллельно гипотенузе треугольника abc из вершины Нст1+ Нп, 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 Нкп.

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 bd определяет положение линии гидравлического уклона на участке с лупингом iл

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 iл, до пересечения с линией С2В2, определяется протяженность лупинга iл1 . Аналогичные построения выполняются для размещения остальных лупингов и станций. Сумма длин отрезков iл1 , iл2 и iл3 должна равняться расчетной длине лупинга 1л.

 

 

 


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

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

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

n - число линейных участков (перекачивающих станций);

hост - остаточный напор на конечном пункте трубопровода;

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

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

hп - напор, развиваемый подпорными насосами;

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

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

Потери напора на трение hτj 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 ΔНС - 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 ΔHminc и максимальному напору НПС max с

(3.7.5)

(3.7.6)

Δhдоп= Δhдоп.ном, при 0,5Q≤Q≤Qном, (3.7.7)

Δh = a0Ob°,при Q> Qном. (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

 

Кз - 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.

 

4 Пример расчета магистрального нефтепровода (использованы материалы из [5])

 

Задача. Выполнить расчет магистрального нефтепровода, предназначенного для работы в системе трубопроводов (кнп=1,05) с годовой производительностью 23 млн. т/год. Протяженность нефтепровода равна 831 км (перевальная точка отсутствует), разность геодезических отметок составляет ΔZ=35 м. По нефтепроводу транспортируется нефть со свойствами: v273=35,80 мм2/с, v293=10,90 мм2/с, ρ293=:847 кг/м3; расчетная температура перекачки составляет Тр=275 К. Допустимое рабочее давление Рдоп=6,4 МПа.