Добавил:
ac3402546@gmail.com Направление обучения: транспортировка нефти, газа и нефтепродуктов группа ВН (Вечерняя форма обучения) Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

Tipovye_raschyoty_pri_sooruzhenii_i_remonte

.pdf
Скачиваний:
4
Добавлен:
01.06.2021
Размер:
18.76 Mб
Скачать

QН – номинальная производительность ЦН при стандартных условиях, млн.м3/сут.

3)Задаваясь несколькими (не менее трех) значениями оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, по формулам (1.75) и (1.76) определяются QПР и [n/nН]ПР. Полученные точки наносятся на

характеристику и соединяются линией (плавная кривая a b c

на рис. 1.12).

4) Определяется требуемая степень повышения давления

 

ε =

pНАГ

,

(1.80)

 

 

pВС

 

где pВС , pНАГ – соответственно номинальное давление на входе и выходе ЦН. Проведя горизонтальную линию из значения ε, найдем точку пересечения A с кривой a b c . Восстанавливая из полученной точки перпендикуляр до

пересечения с горизонтальной осью, находим QПР. Аналогично определяются ηПОЛ и [Ni /ρВС]ПР (рис. 1.12). Значение QПР должно удовлетворять условию QПР QПР min, где QПР min – приведенная объемная производительность на границе зоны помпажа (расход, соответствующий левой границе характеристик ЦН).

5) Определяется внутренняя мощность, потребляемая ЦН

 

 

 

Ni

 

 

3

 

 

Ni = ρВС

 

 

 

n

 

,

(1.81)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ρВС ПР

nН

 

 

где n – фактическая частота вращения ротора

ЦН, определяемая из

выражения (1.75)

 

QВС

 

 

 

 

 

 

 

n =

 

nН .

 

 

 

 

(1.82)

 

 

 

 

 

 

 

 

QПР

 

 

 

 

 

 

6) Определяется мощность на муфте привода

 

 

Ne = Ni + NМЕХ ,

 

 

(1.83)

где NМЕХ – механические потери мощности в редукторе и подшипниках ЦН при номинальной загрузке (принимаются равными 1% от номинальной мощности привода).

7) Вычисляется располагаемая мощность газотурбинной установки (ГТУ)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

TВОЗД TВОЗДН

 

 

 

p

а

 

 

 

N Р =N Н k

 

k

 

k

 

1k

 

 

 

 

 

 

 

 

 

,

(1.84)

 

 

 

 

T

 

0,1013

е

е

N

 

ОБЛ

 

У

 

t

 

ВОЗД

 

 

 

 

где NeН

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

kN

 

 

номинальная

мощность ГТУ, кВт;

 

коэффициент

технического состояния по мощности; kОБЛ – коэффициент, учитывающий влияние системы противообледенения (при отключенной системе kОБЛ=1); kУ

49

– коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла (при ее отсутствии kУ=1); kt – коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на мощность ГТУ; TВОЗД , TВОЗДН – соответственно фактическая и номинальная температура воздуха, К; pа – расчетное давление наружного (атмосферного) воздуха, МПа.

Значения NeН, kN , kОБЛ , kУ , kt , TВОЗДН принимаются по справочным данным ГТУ (табл. 1.11) [25,71].

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 1.11

Техническая характеристика некоторых типов ГПА с

 

 

газотурбинным приводом

 

 

 

 

 

NeН,

 

T Н

 

 

 

Частота вращения

 

Тип ГТУ

 

,

 

 

силового вала,

 

 

кВт

 

ВОЗД

 

kN

kt

 

мин-1

 

 

 

К

 

 

 

 

 

 

 

 

 

nmin

 

nmax

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ГПА-Ц-6,3

6300

 

288

 

0,95

1,3

5740

 

8610

 

ГТК-10

10000

 

288

 

0,95

3,7

3300

 

5100

 

ГПУ-10

10000

 

298

 

0,95

3,7

3360

 

5300

 

ГТН-10И

10000

 

288

 

0,95

2,0

4550

 

6870

 

ГТК-16

16000

 

288

 

0,95

3,2

3500

 

4850

 

ГТН-16

16000

 

288

 

0,95

3,2

4400

 

6600

 

ГПА-Ц-16

16000

 

288

 

0,95

2,8

3430

 

5150

 

ГТН-25

25000

 

288

 

0,95

3,2

3500

 

3900

 

ГТН-25И

25000

 

288

 

0,95

2,2

3270

 

5100

 

8)Производится сравнение Ne и NeP . Должно выполняться условие Ne NeP. При невыполнении этого условия следует увеличить число mН и повторить расчет начиная с пункта 2.

9)Определяется температура газа на выходе ЦН

k 1

 

TНАГ =TВС ε k ηпол ,

(1.85)

где k – показатель адиабаты природного газа, k=1,31.

50

1.6. Примеры расчетов

 

 

 

Пример

1.1.

Найти область

поиска

будущей

трассы

магистрального трубопровода, в которой встречаются четыре зоны различного

вида препятствий (рис. 1. 13).

 

 

 

 

I

II

III

IV

 

км

B

b= 125,3

A

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ℓ = 200 км

 

 

 

Рис 1.13. К примеру определения области поиска оптимальной трассы трубопровода

В

 

нормальных

условиях

стоимость

прокладки

трубопровода

Wср.н=500 тыс. руб./км; при пересечении препятствия вида I – WI = 650 тыс.

руб./км; вида II – WII =550 тыс. руб./км; вида III

WIII =600 тыс. руб./км и вида

IV – WIV=700 тыс.руб./км.

 

AB =200 км,

она пересекает

зону

Длина геодезической прямой

препятствий вида I на участке длиной I=20 км; вида II

II=40 км; вида III –

III=70 км и вида IV – IV=30 км.

 

 

 

 

 

 

 

 

Решение

 

 

 

 

1. Стоимость строительства трубопровода на геодезической прямой

 

Wср.с =

1

[WI lI +WII lII

+WIII lIII +WIV lIV +Wср.н (l−lI −lII

−lIII −lIV

)]=

2

 

 

 

 

 

 

 

 

=12 [650 20+550 40+600 70+700 300+500 (20020407030)]= =590 тыс. руб./км.

51

2.Коэффициент развития по формуле (1.2) k р = 590500 =1,18.

3.Ширина области поиска по формуле (1.4), принимая в качестве максимального значения коэффициент развития kрmax =1,18, составляет

b =200 1,182 1 =125,3 км.

На рис. 1.13 построена получившаяся теоретическая область поиска оптимальной трассы магистрального трубопровода.

Пример 1.2. Выполнить расчет магистрального нефтепровода, предназначенного для работы в системе трубопроводов (kНП =1,05) с годовой производительностью GГ=15 млн. т/год. Протяженность нефтепровода (перевальные точки отсутствуют) равна L=918 км, разность геодезических отметок составляет z=zК-zН =208–136=72 м. По нефтепроводу транспортируется

нефть со свойствами: ρ293 =860,0 кг/м3, ν273=33,4 мм2/с, ν293 =7,5 мм2/с; расчетная температура перекачки составляет TР=275К. Допустимое рабочее давление

принять равным pдоп = 6,4 МПа.

Подобрать стандартный диаметр трубопровода и насосное оборудование. Рассчитать толщину стенки трубы. Определить потери напора при заданном объеме перекачки. Построить совмещенную характеристику нефтепровода и перекачивающих станций. Определить число перекачивающих станций и выполнить их расстановку на сжатом профиле трассы.

Решение

1. Расчетные значения плотности и вязкости перекачиваемой нефти

Расчетная плотность нефти при температуре Т=ТР по формуле (1.6). Сначала вычисляем значение температурной поправки

ξ=1,825 – 0,001315 860,0=0,6941 кг/(м3·К);

затем расчетную плотность нефти

ρТ=860,0+0,6941 (293-275)=872,5 кг/м3.

Расчетную кинематическую вязкость нефти определяем по формуле Вальтера. По известным значениям вязкости определяем коэффициенты Aν и Bν в формуле (1.7)

52

 

lg(ν2 +0,8)

 

lg(7,5+0,8)

 

 

lg

 

 

 

 

 

lg

 

 

 

 

 

 

 

lg(ν

1

+0,8)

 

(

+

0,8

)

 

Bν =

 

 

 

 

=

lg 33,4

 

 

 

=−7,246 ;

lgT2

lgT1

lg293lg273

 

 

 

Aν =lglg(ν1 +0,8)B lgT1 = lglg(33,4+0,8)(7,246) lg275=17,838 ;

расчетная вязкость по формуле (1.7) составит

νТ =1010 (17,838+7,246 lg275) 0,8=27,71 мм2/с.

2.Выбор насосного оборудования НПС и расчет рабочего давления

Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающих станций

производится исходя из расчетной часовой производительности нефтепровода, определяемой при ρ=ρТ по формуле (1.9)

Q =

15 1,05

109 =2149 м3/ч.

24 350 872,5

В соответствии с расчетной часовой производительностью по табл. 1.4 и 1.5 выбираем насосы: магистральный насос НМ 2500-230 и подпорный насос НПВ 2500-80. Характеристики насосов представлены на рис. 1.14 и 1.15.

Задаваясь наибольшими значениями диаметров рабочих колес D2, определим напоры, развиваемые насосами при расчетной производительности перекачки. Для этого воспользуемся уравнением напорной характеристики насоса (1.12), коэффициенты a и b приведены в приложениях Е и Ж.

Напор магистрального насоса (D2=440 мм) составит hМ=279,6-7,3338 10–6 21492=245,7 м;

напор подпорного насоса (D2=540 мм) hП=102,4-3,7584 10–6 21492=85 м.

Определим рабочее давление при условии, что число последовательно работающих магистральных насосов на НПС mМ=3. По формуле (1.11)

p=872,5 9,81 (85+3 245,7)106 =7,037 МПа.

Так как рабочее давление превышает допустимое значение pдоп=6,4 МПа, примем для всех магистральных насосов значение диаметра рабочего колеса

D2=405 мм, для которого hМ=258,7-8,5641 10–6 21492=219,2 м. В этом случае рабочее давление составит

p=872,5 9,81 (85+3 219,2)106 =6,356 МПа.

Условие ppдоп выполняется. Для дальнейших расчетов примем диаметр рабочего колеса магистрального насоса D2=405 мм.

53

300

 

 

 

 

 

 

H, м

 

D2=440 мм

 

 

Q-H

 

 

405 мм

 

 

 

250

 

 

 

 

 

 

385 мм

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

200

 

 

 

 

 

 

150

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рабочая часть

 

100

 

 

Q-η

 

 

 

η, %

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

50

 

 

Q-∆hД

 

 

∆hД, м

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0

 

 

 

 

 

 

0

500

1000

Q 1500

2000

2500 м33000

Рис. 1.14. Характеристика насоса НМ 2500-230; n=50 с-1 (3000 об/мин)

100

 

 

 

D2=540 мм

 

H, м

 

 

 

 

90

 

 

515 мм

 

 

η, %

 

 

 

 

 

 

487 мм

 

 

 

80

 

 

 

 

 

70

 

 

 

 

 

 

60

 

 

 

Q-H

 

 

 

 

Q-η

 

 

 

50

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

40

 

 

 

 

 

 

30

 

 

 

Рабочая часть

 

 

 

 

 

 

 

20

 

 

 

 

 

 

10

 

 

 

 

Q-∆hД

 

∆hД, м0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

 

 

 

Q

 

м3

 

Рис. 1.15. Характеристика насоса НПВ 2500-80; n=25 с-1 (1500 об/мин)

54

 

 

 

 

 

 

3.Определение диаметра и толщины стенки трубопровода

3.1.По формуле (1.10) вычисляем ориентировочное значение внутреннего диаметра, подставляя рекомендуемую ориентировочную скорость перекачки

wo=1,6 м/с (рис. 1.7)

Do =

4 2149

=0,689 м.

 

3600 π 1,6

 

Для дальнейших расчетов принимаем ближайший стандартный наружный диаметр трубопровода DН=720 мм. Согласно требованиям СНиП 2.05.06-85* [114], нефтепроводы диаметром DУ=700 мм и более следует относить к третьей категории (коэффициент условий работы m=0,9).

Примем для сооружения нефтепровода прямошовные электросварные трубы Выксунского металлургического завода [65], изготавливаемые по ТУ 14- 3-1573-99 из горячекатанной стали марки 13Г2АФ (временное сопротивление стали на разрыв σВ=530 МПа; коэффициент надежности по материалу k1=1,4) (см. приложение Г).

Так как перекачку нефти предполагается производить по системе «из насоса в насос» и диаметр нефтепровода DУ<1000 мм, согласно СНиП 2.05.0685*, значения коэффициентов надежности по нагрузке nP и надежности по назначению kН принимаются равными соответственно nP=1,15 и kН=1.

3.2. Определим расчетное сопротивление металла трубы R1 по формуле (1.17)

= 530 0,9 =

R1 1,4 1 340,7 МПа.

3.3. Расчетное значение толщины стенки трубопровода по формуле (1.16) составляет

δ =

1,15 6,356 720

 

=7,56 мм.

2 (340,7+1,15 6,356)

 

 

Полученное значение δ округляем в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной δн=8 мм.

3.4. Внутренний диаметр нефтепровода по формуле (1.18) равен

Dвн = 720 – 2 8 =704 мм = 0,704 м.

4. Гидравлический расчет нефтепровода

4.1. По формуле (1.19) средняя скорость течения нефти

w=

4 2149

=1,533 м/с.

3600 π 0,7042

4.2. Режим течения нефти характеризуется числом Рейнольдса Re (1.22), значение которого составляет

Re =1,533 0,704 =38947 . 27,71 106

55

4.3. По формулам (1.23) вычислим значения относительной шерохова-

тости трубы k и переходных чисел Рейнольдса Re1 и Re2

k = 2 104 =2,841 104 ; 0,704

Re1

=

10

 

 

=35200 ;

2,841 10

4

 

 

 

 

Re2

=

500

 

 

 

=1760000 .

 

2,841 10

4

 

 

 

 

 

 

4.4. Так как Re1<Re<Re2, режим течения нефти является турбулентным в зоне смешанного трения. Коэффициент гидравлического сопротивления λ определим по формуле Альтшуля (табл. 1.6)

 

 

68

 

 

0,25

λ = 0

,11

 

+ 2,841 10 4

 

= 2,335 10 2 .

 

 

38947

 

 

 

4.5. Потери напора на трение в трубопроводе по формуле Дарси-Вейсбаха

(1.20)

 

918 103

 

1,5332

 

 

 

h =2,335 102

 

 

 

=3647 м.

 

 

τ

 

0,704 2 9,81

 

 

 

 

 

 

4.6. Величина гидравлического уклона магистрали из выражения (1.25)

i =2,335 102

 

1,5332

 

 

=3,973 103 .

2

9,81 0,704

 

 

 

 

4.7. Суммарные потери напора в трубопроводе определяются по формуле (1.24). В расчетах принимаем NЭ=2, hОСТ =40 м. Тогда суммарные потери напора составят

H= 1,02 3647+ 72 + 2 40=3872 м.

5.Определение числа перекачивающих станций

Необходимое число нефтеперекачивающих станций для условий обеспечения расчетной производительности нефтепровода по формуле (1.27)

= 3872 2 85 =

n0 3 219,2 5,63 .

При округлении числа НПС в меньшую сторону (n=5) гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой дополнительного лупинга. Полагая, что диаметр лупинга и основной магистрали равны, режим течения в них одинаков (m=0,123), по формулам (1.29) и (1.28) найдем значения коэффициента ω и его длину Л.

56

ω =

 

 

1

 

=0,272 ;

 

 

 

 

20,123

 

2

 

 

 

l л =

 

 

(5,635) 657,6

=140357 м ≈ 140,4 км.

 

 

 

 

 

 

1,02 3,975 103 (10,272)

 

При округлении числа НПС в большую сторону (n=6), рассмотрим вариант циклической перекачки с различным числом работающих насосов на НПС.

Построим совмещенную характеристику нефтепровода и нефтеперекачивающих станций. Для этого выполним гидравлический расчет нефтепровода постоянного диаметра и оборудованного лупингом Л =140,4 км в диапазоне расходов от 500 до 3000 м3/ч. Результаты вычислений представлены в табл. 1.12.

Таблица 1.12

Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций

 

Напор насосов

Характеристика

Характеристика нефте-

Расход

трубопровода

перекачивающих станций

Q, м3

hМ, м

hП, м

1) постоян-

2) с

3) n=5;

4) n=6;

5) n=6;

 

ного диаметра

лупингом

mМ=3

mМ=3

mМ=2

500

256,6

101,5

431,9

401,6

4051,3

4821,0

3281,6

1000

250,1

98,6

1093,3

991,7

3949,3

4700,0

3198,9

1500

239,4

93,9

2065,8

1859,3

3779,3

4497,6

3061,1

2000

224,4

87,4

3426,4

3060,5

3541,4

4214,7

2868,1

2500

205,2

78,9

5030,0

4484,8

3235,4

3851,0

2619,9

3000

181,6

68,6

6916,1

6160,2

2861,5

3406,3

2316,6

Графическое построение совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающих станций приведена на рис. 1.16.

Точка пересечения A характеристики нефтепровода с лупингом длиной Л и нефтеперекачивающих станций (n=5) подтверждает правильность определения величины Л, так как QA=Q=2149 м3/ч.

При округлении числа НПС в большую сторону (n=6) рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и нефтеперекачивающих станций (n=6; mM=3; рабочая точка A2) определим значение расхода Q2=2212 м3/ч. Если на каждой НПС отключить по одному насосу (n=6; mM=2), то рабочая точка совмещенной характеристики

переместится в положение A1, и нефтепровод будет работать с производительностью Q1=1832 м3/ч.

57

4500

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

м

 

 

 

 

 

 

 

1

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

А2

 

 

 

4000

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4

 

3500

 

 

 

 

 

А

 

 

 

 

Н

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

 

3000

 

 

А1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5

 

2500

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1500

1600

1700

1800

1900

2000

2100

2200

2300

2400

2500

 

 

 

 

 

Q

 

 

 

м3

Рис. 1.16. Совмещенная характеристика нефтепровода и

 

 

нефтеперекачивающих станций

 

 

1 – характеристика нефтепровода постоянного диаметра; 2 – характеристика нефтепровода с лупингом; 3 – характеристика НПС (n=5; mМ=3); 4 – характеристика НПС (n=6; mМ=3); 5 – характеристика НПС (n=6; mМ=2)

58

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Оставленные комментарии видны всем.