Tipovye_raschyoty_pri_sooruzhenii_i_remonte
.pdfQН – 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 |
|
1−k |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
, |
(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 ℓ=200 км, |
она пересекает |
зону |
|||||
Длина геодезической прямой |
|||||||||
препятствий вида I на участке длиной ℓI=20 км; вида II |
– ℓII=40 км; вида III – |
||||||||
ℓIII=70 км и вида IV – ℓIV=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 (200−20−40−70−30)]= =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 |
lg293−lg273 |
|||||||||||||
|
|
|
|||||||||||||
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)10−6 =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)10−6 =6,356 МПа.
Условие p≤ pдоп 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 м3/ч 3000 |
|
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/ч |
|
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 10−6
55
4.3. По формулам (1.23) вычислим значения относительной шерохова-
тости трубы k и переходных чисел Рейнольдса Re1 и Re2
k = 2 10−4 =2,841 10−4 ; 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 10−2 |
|
|
|
=3647 м. |
||||||
|
|
|||||||||
τ |
|
0,704 2 9,81 |
|
|
||||||
|
|
|
|
|||||||
4.6. Величина гидравлического уклона магистрали из выражения (1.25) |
||||||||||
i =2,335 10−2 |
|
1,5332 |
|
|
=3,973 10−3 . |
|||||
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 ℓЛ.
56
ω = |
|
|
1 |
|
=0,272 ; |
|
|
|
|
2−0,123 |
|
||||
2 |
|
|
|
||||
l л = |
|
|
(5,63−5) 657,6 |
=140357 м ≈ 140,4 км. |
|||
|
|
|
|
|
|||
|
1,02 3,975 10−3 (1−0,272) |
|
|||||
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 ℓЛ =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/ч |
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 ℓЛ и нефтеперекачивающих станций (n=5) подтверждает правильность определения величины ℓЛ, 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/ч |
|
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