нефтеперекачивающей станции
.pdfСПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
1.4 Охлаждение газа на компрессорных станциях
В процессе компремирования газа, в частности повышается t
(температура). Излишне высокая температура, с одной стороны может привести к разрушению изоляционного покрытия трубопровода, а с другой -
к снижению подачи технологического газа и увеличению энергозатрат на его компремирование (из-за увеличения его объемного расхода).
В северных районах, где газопроводы проходят в зоне вечномерзлых грунтах, газ охлаждают до отрицательных величин, с целью недопущения оттаивания грунтов, что может привести к смещению трубопровода и возникновению аварийных ситуаций. Охлаждение газа может осуществляться в холодильниках различных систем и конструкций:
кожухотрубных (типа труба в трубе), воздушных компрессорных и абсорбирующих холодильных машинах, различного типа градильнях,
воздушных холодильниках.
Наибольшее распространение на КС схемы с использованием аппаратов воздушного охлаждения АВО. Температура газа после охлаждения в АВО не может быть ниже температуры наружного воздуха. Конструктивно аппараты охлаждения подразделены на вертикальные (АВВ), горизонтальные
(АВГ), зигзагообразные, шатровые (АВШ) и кольцевые (АВК).принцип действия АВО состоит в том, что поток воздуха, нагнетаемый вентилятором,
направляется на поверхность теплообмена (батарею труб) и охлаждает проходящий по трубам газ.
На рамную конструкцию установлены охлаждающие секции.
Холодный теплоноситель (наружный воздух) подается к охлаждающим секциям вентилятором, через диффузор.
В зависимости от условий эксплуатации АВО выпускают нескольких типов: без жалюзи; Ж - с жалюзи; Н - с приводом для работы во взрывобезопасной среде; В - с приводом для работы во взрывоопасной среде;
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
1 - с тихоходным электродвигателем.
Варианты исполнения привода дистанционного механизма поворота лопастей вентилятора: Р - ручной; П - пневматический; Э -
электромеханический; У - с центральным ручным регулированием угла установки лопастей при остановленном вентиляторе. Поворотные лопасти позволяют регулировать расход воздуха для регулировки t газа при изменении t окружающего воздуха. АВО также могут быть поставлены с увлажнителем.
Аппараты воздушного охлаждения газа
Аппарат воздушного охлаждения газа (АВОг) - экологически чистое устройство, не загрязняет окружающую среду, уменьшает расход воды, не требует предварительной подготовки охлаждающего агента, снижает приведенные затраты на охлаждение.
АВОг состоят из следующих основных узлов (рис.1):
- секций оребренных теплообменных труб;
вентиляторов с электроприводом;
диффузоров или конфузоров;
- механизма регулирования расхода воздуха;
несущих конструкций.
Рис. 1. Аппарат воздушного охлаждения газа: 1 - опорные металлоконструкции; 2 - теплообменные секции; 3 - вентилятор; 4 -
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
диффузор; 5 - электродвигатель
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
Работает АВО следующим образом. На опорных металлоконструкциях закреплены трубчатые змеевиковые теплообменные секции. По трубам под рабочим давлением проходит газ. Через межтрубное пространство принудительно с помощью двух вентиляторов с электроприводами прокачивается воздух. За счет теплообмена с перемещаемым потоком воздуха происходит охлаждение.
Рассмотрим схему обвязки АВО газа (рис. 2). Газ на установку охлаждения поступает по двум трубопроводам. Обвязка АВО газа -
коллекторная. Каждый АВО имеет отключающую арматуру и свечу для стравливания газа из аппарата. Предусмотрена подача газа по байпасу
(обводной линии) зимой или при ремонте аппаратов. Из установки газ выходит также по двум трубопроводам.
Количество АВОг на КС определяется гидравлическим и тепловым расчетом газопровода и составляет обычно от 8 до 15 штук. Если количество АВОг больше 12, то необходимо применять компенсаторы на 75 входных и выходных коллекторах. При установке на слабых грунтах и неравномерной просадке коллекторов компенсаторы делают и при количестве АВОг меньше
12.
Рисунок 2
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
2. Гидравлический расчет нефтепровода
Марка стали 13Г1С
Для гидравлического расчета и размещения насосных станций по сжатому профилю трассы предлагаются следующие общие данные:
перевальная точка отсутствует
расчетная кинематическая вязкость v = 0,55 см² /сек
средняя абсолютная шероховатость для нефтепроводных труб после нескольких лет эксплуатации е = 0,2 мм.
Данные конкретного варианта для гидравлического расчета нефтепровода и нефтепродуктопровода представлены в табл. 1.
Таблица 1
Параметры |
Варианты заданий |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
0 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
|
13 |
14 |
|
dТРнар - диаметр |
53 |
720 |
102 |
122 |
820 |
630 |
102 |
920 |
122 |
219 |
377 |
426 |
106 |
|
325 |
273 |
|
трубопровода |
0 |
|
0 |
0 |
|
|
0 |
|
0 |
|
|
|
7 |
|
|
|
|
наружный, мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q - произв., |
8 |
15 |
45 |
70 |
21 |
10 |
50 |
35 |
75 |
0,8 |
5 |
6 |
60 |
|
1,5 |
1,3 |
|
млн. т / год |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
L - длина |
56 |
560 |
560 |
560 |
300 |
400 |
800 |
200 |
400 |
500 |
450 |
480 |
600 |
|
350 |
250 |
|
трубопровода, |
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
км |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Δz = z2 - z1 |
15 |
20 |
10 |
25 |
10 |
15 |
20 |
25 |
15 |
20 |
30 |
35 |
40 |
|
45 |
50 |
|
разн. отметок |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
начала и конца |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
трубопровода, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ρ - средняя |
0,7 |
0,7 |
0,7 |
0,8 |
0,8 |
0,8 |
0,8 |
0,9 |
0,8 |
0,7 |
0,7 |
0,7 |
0,8 |
|
0,8 |
0,8 |
|
плотность, |
00 |
50 |
90 |
10 |
30 |
50 |
70 |
00 |
20 |
70 |
60 |
80 |
00 |
|
80 |
90 |
|
т/м3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Р1 - давление |
58 |
55 |
48 |
46 |
54 |
56 |
48 |
54 |
46 |
90 |
60 |
55 |
48 |
|
70 |
80 |
|
насосной |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
станции, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
кгс/см2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Р2 - давление |
2,0 |
1,5 |
1,5 |
1,5 |
2,0 |
2,0 |
2,0 |
2,0 |
1,5 |
1,5 |
2,0 |
1,5 |
2,0 |
|
1,5 |
2,0 |
|
в конце |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
участка, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
кгс/см2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Исходные данные: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Qг, млн.т/год |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
10 |
|
|
|
Длина трассы L, км |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
400 |
|
|
||
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
|
Разность отметок начала и конца трубопровода AZ=Z2-Z1, м |
15 |
|
|
Средняя расчетная кинематическая вязкость при температурах грунта на глубине заложения |
0,55 |
|
|
трубопровода νp, см2/сек |
|
|
|
Средняя плотность при данном диапазоне измерения температур ρ, т/м3 |
0,850 |
|
|
Давление, развиваемое насосной станцией Р1 кгс/см2 |
56 |
|
|
Остаточное давление в конце перегона Р2, кгс/см2 |
2,0 |
|
|
Средняя абсолютная шероховатость для нефтепроводных труб после нескольких лет |
0,2 |
|
|
эксплуатации е, мм |
|
|
|
Потери в местных сопротивлениях hмс, м |
|
|
|
Толщина стенки трубы δ, мм (принимается из определения толщины стенки трубопровода) |
14 |
|
|
Наружный диаметр трубопровода D, мм |
630 |
|
|
Высота грунта над верхней образующей трубы h, м |
0,8 |
|
|
|
|
|
Секундный расход нефти:
Q |
|
|
c |
N |
|
|
г |
|
|
|
Qг24
3600
, м3/с (1)
Q = 10 1000000 0,37м3 / с
c |
365 |
24 |
0,85 3600 |
|
где Nг = 365 дней - расчетное число рабочих дней для магистрального нефтепровода диаметром свыше 600 мм и длиной свыше 400 км. [2, табл. 5.1]
Внутренний диаметр трубопровода:
d = D -2*δ, м. (2) d=630-2*14/1000=0.602 м
Средняя скорость течения нефти по трубопроводу рассчитывается по формуле:
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
V V
|
4 Q |
|
|
|
|
||
|
c |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|||
|
d |
2 |
, м/с. (3) |
||||
|
|
|
|||||
|
|
|
|
||||
= |
4 0,37 |
|
1,31м / с |
||||
π |
0,602 |
2 |
|||||
|
|
||||||
|
|
|
|||||
Проверка режима течения
Re
Re
=
V d |
|
|
|
|
|
(4) |
|
||
|
|
|||
1,31 0,602 |
14353 |
|||
0,55 |
*10 |
4 |
||
|
||||
|
|
|||
По необходимости, находим ReI и ReII.
Re
Re
I
I
=
10 |
Re |
|
||
|
; |
II |
||
|
||||
|
|
|||
|
|
|
||
|
10 |
|
||
|
|
|||
0,0003 |
|
|||
|
500 |
|
|
||
|
||
30100 |
||
;
Re
e d
II=
, (5)
500 |
1505000 |
|
0,0003 |
||
|
|
0,2 10 |
3 |
0,0003 |
|
ε = |
|
|||
0,602 |
||||
|
|
|||
где ε - относительная шероховатость труб. Определяем зону и режим течения трубопровода:
Турбулентный режим, зона гидравлически гладких труб Находим коэффициент гидравлического сопротивления
λ = |
0,3164 |
||
Re |
0,25 |
||
|
|||
|
|
||
(6)
λ = |
0,3164 |
0,029 |
|
|
0,25 |
||
14353 |
|
||
|
|
||
Гидравлический уклон находим по формуле:
|
|
|
V |
|
|
|
|
|
2 |
|
|
i |
d |
|
2 g |
||
|
|
||||
i = |
0,029 |
|
|||
0,602 |
|||||
|
|
||||
(7)
2 |
|
|
1,31 |
0,004 |
|
2 9,8 |
||
|
Потери напора на трение в трубопроводе:
hтр i L, м (8)
hтр = 0,004 400 1000 1685,12м,
Потери напора на местные сопротивления:
h мс 0,02 hтр , м (9)
hмс = 0,02 1685,12 33,70м,
СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
Полные потери напора в трубопроводе:
H h |
тр |
h |
мс |
z , |
|
|
|
м (10)
H = 1685,12 + 33,70 +15 1733,82м,
Расстановка насосных станций Напор, развиваемый одной насосной станцией:
H H
ст
ст
|
P |
P |
|
, |
|
1 |
2 |
||||
|
|
||||
|
|
|
|
м (11) |
|
|
|
|
|
||
= |
56 2 |
622,59м, |
|||
0,85 |
|||||
|
|
|
|||
Необходимое число насосных станций:
n |
H |
|
H |
|
|
|
ст |
|
|
|
|
(12)
n = 1733,82 2, 78 622, 59
Округляем число станций в большую сторону n1=3