125713 (690659), страница 2

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

np – коэффициент надежности по нагрузке, без подключения емкостей np=1,15;

R1 – расчетное сопротивление металла трубы, МПа.

(13)

где в– временное сопротивление стали на разрыв, для стали К60

в= RН1 = 588 МПа;

mу – коэффициент условий работы mу=0,9;

k1 – коэффициент надежности по материалу k1=1,34;

kн – коэффициент надежности по назначению kн=1,0;

,

Вычисленное значение толщины стенки трубопровода о округляем в большую сторону до стандартной величины из рассматриваемого сортамента труб.

Принимаем =7 мм.

Внутренний диаметр трубопровода определяется по формуле:

D = Dн – 2= 720 – 27 =706 мм.

Фактическая средняя скорость течения нефти (м/с) определяется по формуле

(14)

где

Q = QЧ/3600

– расчетная производительность перекачки, м3/с;

Q= 2170,9 / 3600= 0,603 м3/с,

D – внутренний диаметр, м

Потери напора на трение в трубопроводе определяем по формуле Дарси-Вейсбаха

, (15)

где Lр – расчетная длина нефтепровода (равна полной длине трубопровода при отсутствии перевальных точек), м;

– коэффициент гидравлического сопротивления.

Режим течения жидкости характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса

(16)

режим течения турбулентный.

где

– относительная шероховатость трубы;

kЭ – эквивалентная (абсолютная) шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от ее состояния. Для нефтепроводов из новых сварных труб принять kЭ=0,1 мм.

. (17)

При значениях Re1

Суммарные потери напора в трубопроводе составляют:

H = 1,02h + z + NЭ hост , (18)

где 1,02 – коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода;

z = zк–zн

– разность геодезических отметок, z = -61 м;

NЭ – число эксплуатационных участков (назначается согласно протяженности эксплуатационного участка в пределах 400…600 км);

принимаем NЭ=1;

hост – остаточный напор в конце эксплуатационного участка,

hост =30…40 м, принимаем hост = 40м.

H = 1,02h + z + NЭ hост=1,02∙ 1286,76-61+40= 1265,76м.

Величину гидравлического уклона магистрали можно найти из выражения

.

На основании уравнения баланса напоров, необходимое число перекачивающих станций составит

. (19)

Округляем до целого числа в меньшую сторону n = 1.

При округлении числа станций n в меньшую сторону (n

(20)

где

.

Принимаем D = DЛ, тогда величина

. (21)

где m = 0,1 – для зоны смешанного трения;

,

.

Построим совмещенную характеристику нефтепровода и перекачивающих станций. Для этого выполним гидравлический расчет нефтепровода постоянного диаметра и оборудованного лупингом в диапазоне расходов от 1900 до 2400м/ч. Результаты вычислений приведены в таблице 1.

Таблица 1- Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций.

1 - характеристика трубопровода постоянного диаметра

2 - характеристика нефтеперекачивающих станций n=1

3 - характеристика нефтеперекачивающих станций n=2

4 - характеристика нефтеперекачивающих станций n=2

Рисунок 4 – Совмещенная характеристика нефтеперекачивающих станций и трубопровода.

2.3 Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода

Расстановка перекачивающих станций выполняется графически на сжатом профиле трассы.

По известной производительности нефтепровода определим значение гидравлического уклона i. Величина гидравлического уклона в случае варианта циклической перекачки вычисляется исходя наибольшей производительности нефтепровода, т. е. Q2.

Фактическая средняя скорость течения нефти (м/с) определяется по формуле

где

Q=QЧ/3600

– расчетная производительность перекачки, м3/с;

Q= 2350 / 3600= 0,653 м3/с,

D – внутренний диаметр, м.

Потери напора на трение в трубопроводе определяем по формуле Дарси-Вейсбаха:

,

где Lр – расчетная длина нефтепровода (равна полной длине трубопровода при отсутствии перевальных точек), м

– коэффициент гидравлического сопротивления.

Режим течения жидкости характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса.

При значениях Re1

Суммарные потери напора в трубопроводе составляют

H = 1,02h + z + NЭ hост=1,02∙1283,9-61+40= 1288,6 м.

Величину гидравлического уклона магистрали можно найти из выражения:

Строится треугольник гидравлического уклона (с учетом надбавки на местные сопротивления) в принятых масштабах длин и высот сжатого профиля трассы.

Напор станции составит

,

Таблица 2 - Расчетные значения высотных отметок НПС и длин линейных участков нефтепровода.

2.4 Расчет режимов работы нефтепровода

Расчет возможных технологических режимов перекачки нефти по рассматриваемому участку нефтепровода выполняется на основании расчетных значений плотности и кинематической вязкости нефти, которые составляют:

плотность нефти ρ=863,7 кг/м3;

вязкость нефти ν=8,37∙10–6 м2/с.

Расчетные параметры линейных участков нефтепровода приведены в таблице 2.

2.4.1 Методика определения режимов

Режим работы перекачивающих станций определяется совместным решением уравнений, описывающих гидравлическую характеристику линейных участков трубопровода и характеристику перекачивающих станций.

Производительность трубопровода определяется из системы уравнений:

, (23)

где Hтр – полные потери напора на преодоление гидравлического сопротивления трубопровода, разности геодезических отметок и создание остаточного напора в конце трубопровода;

Hнс – напор, развиваемый всеми работающими насосами при заданном режиме перекачки;

zj – разность геодезических отметок на j –м линейном участке;

n – число линейных участков (перекачивающих станций);

Hост – остаточный напор в конечном пункте трубопровода, Hост =40 м;

hj – потери напора на трение в j – м линейном участке трубопровода;

1,02 – коэффициент, учитывающий местные сопротивления на линейном участке;

nмнj – число магистральных насосов, установленных на j-й перекачивающей станции;

hпн – напор, развиваемый подпорными насосами;

hмнjk – напор, развиваемый k-м магистральным насосным агрегатом j-й перекачивающей станции;

fjk – индекс состояния k-го насосного агрегата j-й ПС (если насос находится в работе fjk=1; если остановлен fjk=0).

Потери напора на трение определяются по формуле Лейбензона:

, (24)

где – расчетная вязкость нефти;

Q – расход нефти;

Lj – длина j-го линейного участка;

D – внутренний эквивалентный диаметр j-го линейного участка.

Значения коэффициентов и m в формуле Лейбензона зависят от режима течения нефти и шероховатости внутренней поверхности стенки трубопровода.

Режим течения определяется безразмерным критерием Рейнольдса:

Re = . (25)

В таблице 3 приведены значения коэффициентов и m для различных режимов течения жидкости.

Таблица 3 – Зависимость коэффициентов и m от режима течения

Напор, развиваемый магистральными hмн и подпорными hпн перекачивающими агрегатами, определяется по формуле (1.2).

Напор на выходе с-й перекачивающей станции определяется из соотношения:

Ннс = Нвсс + Нмнс, (26)

где Нвсс – напор на входе с-й перекачивающей станции;

– напор, создаваемый работающими насосами с-й перекачивающей станции.

Напор на входной линии с-й перекачивающей станции определяется как разность между напорами, создаваемыми (с-1) перекачивающими станциями и потерями напора в трубопроводе, состоящем из (с-1) линейных участков.

. (27)

Напоры на входе и выходе перекачивающих станций должны удовлетворять условию, накладываемому ограничениями:

; , (28)

где Рн max с – максимальное допустимое давление на нагнетании с-й НПС;

Рвс min с, Рвс max с – соответственно минимальное и максимальное допустимые давления на входе с-й НПС;

g – ускорение свободного падения.

2.4.2 Расчет возможных режимов работы нефтепровода

Конфигурация работающих основных насосов (карта возможных режимов) представлена в таблице 4

Таблица 4 – Карта возможных режимов

Расчет возможных режимов работы нефтепровода выполним по программе RАBT_BAS.

Задаваясь числом магистральных насосов равным трем, с помощью программы расчета совместной работы трубопровода и нефтеперекачивающих станций RABT.BAS определим потери напора на эксплуатационном участке, производительность перекачки, гидравлический уклон, а также напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами. После полученные результаты проверим по условиям. Ниже приведены результаты вычислений.

Рассмотрим режим перекачки 3-2, то есть на ГПС-1 работают 3 насоса и на НПС-2 работают 2 насоса.

Результаты вычислений представлены ниже.

Внутренний диаметр трубопровода - D = .706 м

Длина трубопровода - L = 424 км

Эквивалентная шероховатость - k = .1 мм

Разность геодезических отметок - dz = -61 м

Напор остаточный - ho = 40 м

Кинематическая вязкость - v = 8.37 мм2/с

Минимальный расход - Q1 = 1500 куб.м/ч

Максимальный расход - Q2 = 2800 куб.м/ч

Точность расчета - EPS = .01 м

Количество работающих магистральных насосов km = 5

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА:

Напор в рабочей точке - Hp = 1355.809 м

Расход в рабочей точке - Qp = 2232.837 м3/ч

Гидравлический уклон - 1.02*i = 1.006784E-03

Напор подпорного насоса - hп = 83.66227 м

Напор магистрального насоса - hм = 254.4303 м

Если на ГНПС-1 будет находиться в работе один магистральный насос, расчетный напор головной перекачивающей станции составит

м,

что не превышает величину допустимого напора, который равен

Величина подпора на станции НПС-2

Величина подпора превышает допустимый кавитационный запас.

Haпоp на выходе НПС-2 равен

= +1 =114,03+1·218,34=332,37 м

Величина остаточного напора на НПС-3 составит

332,37 - 1,006784*10 * 223,9*10 - (54- -100)= 152, 86 м

Остаточный напор на станции положительный, данный режим перекачки с одним магистральным насосом на ГНПС-1 подходит.

Список использованных источников

1 СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России.: ГП ЦПП, 1997.– 52 с.

2 Центробежные нефтяные насосы для магистральных трубопроводов. Каталог.– М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1981.– 18 с.

3 А.М. Нечваль. Основные задачи при проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2005.-81с.

4 Инструкции по применению стальных труб на объектах ОАО «ГАЗПРОМ».- М.: СТО Газпром, 2007

Характеристики

Список файлов курсовой работы