Диссертация (1172964), страница 14
Текст из файла (страница 14)
По этимданным может быть определен дифференциальный напор каждой станции как∆ = (наг − вс )⁄( ∙ ).(2.7)Кроме того. поскольку все графики рисунка 2.7 выполнены в масштабе, по нимне сложно определить полный и пьезометрический ℎ напор в любом сечении трубопровода. Первый определяется как расстояние от оси абсцисс до линии гидравлического уклона, а второй – как расстояние между линией гидравлическогоуклона и давление в любом сечении участка нефтепровода. Тогда давление в сечении может быть рассчитано как = ℎ ∙ ∙ .Избавиться от самотечных участков на участке нефтепровода из рассмотренного выше примера можно различными способами: увеличив давление в концеучастка, включив в работу дополнительные насосы и т.д.
Присоединим к участкулупинг из труб диаметром = 530 мм с толщиной = 8 мм (алгоритм гидравлического расчета нефтепровода с лупингом рассмотрен в п. 2.3). В результате подбора оказалось, что для устранения всех самотечных в данном примере необходимлупинг длиной л ≥ 93 м. Окно расчета гидравлического режима нефтепровода слупингом л = 93 м, подсоединенного к началу участка представлено на рисунке832.9.
Координаты сечений подключения лупинга обозначены на профиле трубопровода кружками. Из-за различной величины гидравлического уклона на участке слупингом и вне него на линии гидравлического уклона появился характерный излом.Рисунок 2.9 – Результат расчета трубопровода с лупингом в начале участкаРассмотрим алгоритм расчета участка трубопровода при транспортировкежидкостей с подогревом, изложенный в п. 2.3 и реализованный в компьютернойпрограмме. Возьмем участок нефтепровода от головной до первой промежуточнойНПС. Для учета температурного режима перекачки исходные данные задачи (рисунок 2.6) должны быть дополнены некоторыми параметрами.Температурный режим: температура в начале участка 0 = 52 ℃, температура окружающей среды нар = 10 ℃, коэффициент теплопередачи от нефти в окружающую среду =8 Вт⁄(м2 ∙ ℃).Свойства перекачиваемой нефти:84 кинематическая вязкость нефти при температуре 20 ℃ 20℃ = 17 сСт, кинематическая вязкость нефти при температуре 50 ℃ 50℃ = 5сСт, удельная изохорная теплоемкость нефти = 2000 Дж⁄(кг ∙ ℃).Замеры вязкости нефти при двух температурах необходимы для расчета зависимости вязкости от температуры по формуле (1.13).В результате расчета получаем расход перекачки = 2197,4 м3 /ч (рисунок2.10), что на 53,6 м3 /ч больше, чем при перекачке нефти без подогрева при среднейтемпературе 20 ℃ (рисунок 2.7).
Как следствие, сократится длина самотечныхучастков и увеличится степень их заполнения (рисунок 2.11). На графике рисунка2.10 можно заметить, что линия гидравлического уклона теперь не является прямой. Изгиб линии гидравлического уклона происходит вследствие изменения вязкости жидкости за счет изменения температуры.Рисунок 2.10 – Результат термогидравлического расчета перекачки нефтис подогревом85Рисунок 2.11 – Характеристики самотечных при перекачке нефтис подогревомРаспределение температуры на участке нефтепровода для данной задачи представлено на рисунке 2.12. Температура нефти существенно снижается вследствиетеплообмена с окружающей средой.Рисунок 2.12 – Распределение температуры на участке нефтепроводапри перекачке с подогревомЕсли в исходных данных задачи заложить идеально теплоизолированный участок нефтепровода, приняв = 0, то распределение температуры будет носитьсовершенно иной характер.
По графику рисунка 2.13 можно проследить повышение температуры на участке с идеальной изоляцией вследствие диссипативного выделения тепла в жидкости за счет сил внутреннего трения ее слоев.Таким образом, изложенные в настоящей главе итерационные алгоритмы обладают удобством в реализации в виде компьютерных программ и позволяют получать ясные и наглядные результаты расчета установившихся режимов работытрубопроводов.86Рисунок 2.13 – Распределение температуры на участке с идеальной K T 0тепловой изоляцией2.5.
Приложение нового метода расчета к построению карт режимов работыэксплуатационных участков нефтепроводовДля обеспечения перекачки нефти по магистральным нефтепроводам следуетпроизводить прогнозные технологические расчеты режимов. Расчет режимов работы нефтепровода на каждый месяц следующего года проводится уже в мае текущего года с учетом проекта плана остановок и работы нефтепроводов со снижением режимов.
Так, например, в компании ОАО «АК «Транснефть» на каждый участок нефтепровода разрабатывается документ, называемый картами технологических режимов работы нефтепровода. Такие карты режимов оформляются в соответствии с ОР 03.220.99-КТН-092-08 «Регламент разработки технологических карт,расчета режимов работы ОАО «АК «Транснефть» [78] в виде таблицы на каждыймесяц.Режимы работы магистрального нефтепровода рассчитываются в интервале отминимальной до максимальной производительности нефтепровода.
Шаг расчетаравен включению минимального количества насосных агрегатов (НА) для переходас одного установившегося по производительности режима на следующий [78].Рассмотрим составление карты технологических режимов на примере участканефтепровода. Исходные данные для составления карт следующие: плотность нефти = 832,6 кг⁄м3 ,87 кинематическая вязкость нефти = 17 сСт (17 мм2 ⁄с), давление упругости насыщенных паров нефти у = 40 кПа, длина технологического участка = 604 км, внешний диаметр труб = 820 мм, толщина стенки труб = 10 мм, подпор перед головной станцией ℎп = 5 м, марка подпорного насоса на ГНПС НМП-1250-260, число подпорных насосов – 2 шт., тип соединения подпорных насосов – параллельно, марка магистральных насосов – НМ-2500-230 на подачу 1800 м3/ч, тип соединения магистральных насосов – последовательно, координаты промежуточных НПС 1 = 260 км и 2 = 420 км, давление в конце технологического участка к = 0,4 МПа (4,08 кг⁄см2 ).Пример карты технологических режимов нефтепровода по указанным исходным данным представлен в таблице 1.2.Таблица 1.2Пример расчета карты технологических режимов для нефти = 832,6 кг⁄м3 , = 17 мм2 ⁄с№ режимаПропускнаяспособность, ,млн.т/годтыс.т/сут.т/2чНаименованиепоказателяГНПСНПС-2НПС-312345616,2717,9кол-во НАвх , кг/см2вых , кг/см2N, кВт17,1027,30808,40-0-1492,288Продолжение таблицы 1.212345626,2717,9кол-во НАвх , кг/см2вых , кг/см2N, кВткол-во НАвх , кг/см2вых , кг/см2N, кВткол-во НАвх , кг/см2вых , кг/см2N, кВткол-во НАвх , кг/см2вых , кг/см2N, кВткол-во НАвх , кг/см2вых , кг/см2N, кВткол-во НАвх , кг/см2вых , кг/см2N, кВткол-во НАвх , кг/см2вых , кг/см2N, кВткол-во НАвх , кг/см2вых , кг/см2N, кВткол-во НАвх , кг/см2вых , кг/см2N, кВт17,1027,30808,426,8245,821867,126,6945,111973,226,5844,462066,726,1141,702494,436,5863,393100,026,3543,092269,326,3543,092269,336,3561,463403,918,7728,97808,400130,0849,021033,325,3840,972494,40121,6440,011134,6221,6458,382269,3140,0158,381134,60016,4825,69986,6022,5238,112494,40114,7933,161134,600-31492,29,6027,442285,410,7630,7452561,811,6933,4062783,211,6933,4072783,211,6933,4082783,213,4338,3693197,013,4338,36103197,013,4338,363197,089Продолжение таблицы 1.21234561113,4338,36кол-во НАвх , кг/см2вых , кг/см2N, кВткол-во НАвх , кг/см2вых , кг/см2N, кВткол-во НАвх , кг/см2вых , кг/см2N, кВткол-во НАвх , кг/см2вых , кг/см2N, кВткол-во НАвх , кг/см2вых , кг/см2N, кВткол-во НАвх , кг/см2вых , кг/см2N, кВткол-во НАвх , кг/см2вых , кг/см2N, кВткол-во НАвх , кг/см2вых , кг/см2N, кВт36,3561,463403,926,1241,772482,036,1259,603723,036,1259,603723,035,9658,213985,335,9157,814065,735,7056,094440,835,5054,464858,10213,6849,332482,0131,5149,331241,0231,5167,162482,0125,2742,691328,4223,4958,092710,5215,9349,532960,538,8057,764858,1114,7933,161134,6120,0337,861241,0120,0337,861241,0026,4541,292656,9124,9642,261355,2212,8046,402960,5217,6550,293238,7123197,014,9242,61133551,414,9242,61143551,414,9242,61153551,415,9345,53163794,016,2246,33173861,017,3749,63184135,818,4152,594382,2В карте технологических режимов пропускная способность приводится вт/2ч, тыс.т/сут., млн.т/год.
Если известна в м3/c, то для пересчета следует использовать следующие соотношения:90т⁄ч = ∙ ∙ 7,2,тыс.т⁄сут. = ∙ ∙ 86,4 ∙ 10−3 ,млн.т⁄год = ∙ ∙ 30,24 ∙ 10−3 .Давление вх в линии всасывания (на входе в НПС) и давление вых в линиивсасывания (на выходе в НПС), в соответствии с формой, принятой в ОАО «АК«Транснефть», приведено в кг/см2. В случае известных соответствующих давленийвх и вых в Па применяется переводной коэффициент:вх = вс ⁄98100 ,вых = наг ⁄98100.Потребляемая мощность НПС в кВт определяется формулой= ∙ ∙ ∙ ∆ ∙ (наг − вс )∙ 103 =∙ 103 ,н ∙ пн ∙ п(2.7)где н – коэффициент полезного действия НА, определяемый по расходу из егохарактеристики, п – коэффициент полезного действия привода НА, для дифференциального напора ∆ станции использовано соотношение (2.6).На рисунках 2.14 – 2.17 представлены результаты расчета некоторых режимов.Рисунок 2.14 – Режим 1: на ГНПС 1 НА, минимальный расход91Рисунок 2.15 – Режим 5: на ГНПС 2 НА, на НПС-2 1 НАРисунок 2.16 – Режим 12: на ГНПС 2 НА, на НПС-2 2 НА, на НПС-3 1 НАРисунок 2.17 – Режим 18: на ГНПС 3 НА, на НПС-2 3 НА, на НПС-3 2 НА,максимальный расход92Выводы1.
Изложен новый прогрессивный метод гидродинамического расчета установившихся режимов работы технологических (т.е. гидравлически связанных) участков магистральных трубопроводов для перекачки жидких углеводородов с промежуточными НПС, позволяющий оперативно выполнять многовариантные гидродинамические расчеты. Особенность метода состоит в том, что он рассматривает трубопроводную систему как единое целое, позволяет учитывать широкий спектр параметров трубопровода, допускает наличие одного или нескольких самотечныхучастков, местонахождение и степень заполнения которых заранее неизвестны иподлежат определению в процессе расчета.2. Метод гидродинамического расчета установившихся режимов работы технологических участков магистральных трубопроводов обобщен на случай неизотермической перекачки, т.е. транспортировки высоковязкой и застывающей нефтис подогревом, с сохранением всех преимуществ, свойственных предложенному методу.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
