Tipovye_raschyoty_pri_sooruzhenii_i_remonte

Так как выполняется условие Q1<Q<Q2, по формуле (1.31) рассчитаем время работы нефтепровода на режимах, соответствующих расходам Q1 и Q2

6. Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода

Согласно нормам проектирования магистральных нефтепроводов РД153- 39.4-113-01 [105] применение лупингов и вставок допускается в отдельных случаях при их технико-экономическом обосновании. За окончательный примем вариант сооружения однониточного нефтепровода с n=6 нефтеперекачивающими станциями. В этом случае расстановку станций на местности будем производить исходя из максимальной производительности нефтепровода, то есть Q2=2212 м3/ч. Количество НПС на каждом эксплуатационном участке примем равными трем.

Расчетное значение гидравлического уклона, соответствующее производительности Q2, составляет i=4,1849·10-3.

Напоры, развиваемые подпорными и магистральными насосами при подаче Q2, соответственно равны

hП=102,4-3,7584 10–6 22122=84 м; hМ=258,7-8,5641 10–6 22122=216,8 м.

Расчетный напор ПС в этом случае составит HСТ=3·hМ=3 216,8=650,4 м.

Выполним построение гидравлического треугольника. За горизонтальный катет примем отрезок a b равный ℓ=100 км, который отложим в масштабе длин. Вертикальный катет a c гидравлического треугольника, равный

1,02·i·ℓ=1,02·4,1849·10-3·100·103=427 м, отложим перпендикулярно отрезку a b

в масштабе высот. Гипотенуза треугольника b c соответствует положению линии гидравлического уклона в принятых масштабах построений.

Расстановка нефтеперекачивающих станций на местности показана на рис. 1.17. При расстановке принято, что величина подпора перед промежуточными НПС равна hП=84 м, а в конце каждого эксплуатационного участка величина остаточного напора составляет hОСТ =40 м.

Результаты графических построений приведены в табл. 1.13.

59

Рис.1.17 Расстановка станций по трассе нефтепровода (по данным примера 1.2)

Таблица 1.13

Расчетные значения высотных отметок НПС и длин линейных участков нефтепровода

Пример 1.3. Выполнить проверочный расчет и определить эквивалентный диаметр промыслового нефтепровода протяженностью L=15000 м и состоящего из трех участков (рис. 1.18):

Начальная и конечная высотные отметки нефтепровода составляют соответственно zН=80 м и zК=120 м (∆z= zК– zН=40 м).

Рис. 1.18. Расчетная схема промыслового нефтепровода

По нефтепроводу насосом ЦНСн 105-196 перекачивается нефть со

свойствами: ρ293 =851 кг/м3, ν273=30,2 мм2/с, ν293 =12,4 мм2/с. Фактическая производительность перекачки составляет Q=105 м3/ч. На выходе из насосной

станции давление и температура нефти по данным измерений составили соответственно pН=1,65 МПа и TН=281К; в конце нефтепровода pК=0,45 МПа и TК=281К. Напорная характеристика насоса представлена в табл. 1.14.

61

Таблица 1.14

Решение

1.Определим среднюю расчетную температуру нефти

Tср =0,5 (Tн +Tк )=0,5 (281+ 277)=279К.

2.По формулам (1.6) и (1.8) рассчитываем плотность и вязкость нефти при средней температуре перекачки, вычислив предварительно значения

температурной поправки ξ и коэффициента крутизны вискограммы u

ξ =1,825 −0,001315 851=0,706 кг/(м3·К);

ρ=851+0,706 (293 −279)=860,9 кг/м3;

ν=30,2 10−6 exp[−0,0445 (279−273)]= 23,110−6 м2/с.

3.Для каждого участка нефтепровода по формуле (1.18) рассчитаем внутренний диаметр

D1 =273 −2 7 =259 мм = 0,259 м;

D2 =219 −2 7 =205 мм = 0,205 м;

D3 =219 −2 6 =207 мм = 0,207 м.

4. Полагая, что режим течения нефти соответствует области гидравлически гладких труб (m=0,25), рассчитаем эквивалентный диаметр нефтепровода по формуле

62

6. Задаваясь несколькими значениями расхода нефти, рассчитываем суммарные потери напора в трубопроводе по формуле:

H =1,02 hτ +∆z+ ρpКg ,

где hτ – потери напора на трение, определяемые по формуле (1.21) в зависимости от режима течения нефти (табл. 1.6). Результаты гидравлического расчета промыслового нефтепровода приведены в табл. 1.15.

Таблица 1.15

Результаты гидравлического расчета промыслового нефтепровода

Во всем диапазоне рассмотренных расходов режим течения нефти турбулентный в области гидравлически гладкого трения.

Построим совмещенную характеристику насоса и промыслового нефтепровода (рис. 1.19). Как видно из рисунка, расчетная пропускная способность составляет QР=114,6 м3/ч, что превышает производительность перекачки Q=105 м3/ч, полученную по данным измерений. Это говорит о том, что фактическое гидравлическое сопротивление нефтепровода больше расчетного вследствие возможных отложений парафина на стенке трубы, наличия водяных или газовых скоплений и т. п.

7. Рассчитаем эквивалентный диаметр нефтепровода, соответствующий его фактической производительности

63

1 – характеристика насоса ЦНСн 105-196; 2 – характеристика нефтепровода (DЭ=0,217 м); 3 – характеристика нефтепровода (DЭ=0,204 м)

Точка пересечения характеристики нефтепровода с эквивалентным диаметром DЭ=0,204 м (пунктирная линия на рис. 1.19) и характеристики насоса соответствует расходу Q=105 м3/ч.

Пример 1.4. Выполнить расчет магистрального газопровода, для перекачки QГ =30,7 млрд. м3/год протяженностью L =1210 км. По газопроводу транспортируется газ следующего состава:

64

Средняя температура грунта на глубине заложения оси газопровода составляет T0=278К, средняя температура воздуха TВОЗД=283К. Газопровод прокладывается в смешанных грунтах (KСР=1 Вт/(м2 К)).

Выбрать рабочее давление, определить количество компрессорных станций и расстояние между ними. Выполнить уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями. Выбрать тип ГПА и произвести расчет режима работы КС.

Решение

1. Выбор рабочего давления и определение диаметра газопровода

1.1. Принимаем рабочее (избыточное) давление в газопроводе p=7,35 МПа. Значения абсолютного давления на входе и выходе центробежного нагнетателя составят соответственно pВС =5,1 МПа и pНАГ =7,46 МПа. Согласно принятого уровня давления и годовой производительности по табл. 1.8. принимаем условный диаметр газопровода DУ=1400 мм.

1.2. Для строительства газопровода принимаем трубы DН=1420 мм Челябинского трубного завода, изготовленные по ТУ 14-3-1363-97 из стали 10Г2ФБ (приложение Б).

Для принятого диаметра по формулам (1.17) и (1.16) значения расчетного сопротивления металла трубы и толщины стенки газопровода

Принимаем стандартную толщину стенки трубы δн=15,7 мм. Внутренний диаметр газопровода по формуле (1.18)

Dвн=1420-2 15,7=1388,6 мм =1,3886 м.

2. Расчет свойств перекачиваемого газа

2.1. Плотность газа при стандартных условиях по формуле (1.37)

ρСТ =0,9 0,669+0,05 1,264+0,031,872+0,007 2,519+

+0,006 3,228+0,004 1,842+0,003 1,165=0,768 кг/м3.

2.2.Молярная масса по формуле (1.38)

M=0,9 16,04+0,05 30,07+0,03 44,09+0,007 58,12+

+0,006 72,15+0,004 64,07+0,003 28,02=18,414 кг/кмоль.

2.3.Газовая постоянная по формуле (1.39)

R=188314,414,4 =451,5 Дж/(кг·К).

2.4.Псевдокритические температура и давление по формулам (1.40) и

(1.41)

65

ТПК =155,24 ( 0,564 +0,7682 )=206,8 К; pПК =0,1737 ( 26,831−0,7682 )=4,527 МПа.

2.5.Относительная плотность газа по воздуху по формуле (1.42)

∆= ρСТ /1,206 =0,7682 /1,206 =0,637.

2.6.Суточная производительность газопровода по формуле (1.42)

составит

3. Определение расстояния между компрессорными станциями и числа КС

3.1. Пользуясь данными табл. 1.7 по формулам (1.47) и (1.48) определяем значения начального и конечного давления на линейном участке между КС

pН =7,46−(0,11+0,06)=7,29 МПа; pК =5,1+0,12=5,22 МПа.

3.2. Полагая температуру газа на входе в линейный участок равной ТН=303К, определим ориентировочно среднюю температуру газа на линейном участке

ТCР = 278 +303 =290,5 К. 2

3.3. В первом приближении, полагая режим течения газа квадратичным, по формуле (1.52) коэффициент сопротивления трению

λТР =0,067 2 0,03 0,2 =8,978 10−3 .1,3886

3.4. Полагая, что газопровод будет оборудован устройствами для очистки

внутренней полости (EГ=0,95), коэффициент гидравлического сопротивления λ по формуле (1.49)

λ =1,05 8,978 10−3 =1,045 10−2 .

0,952

3.5. Среднее давление в линейном участке по формуле (1.57)

66

3.6. Приведенные значения давления и температуры по формулам (1.54) и

(1.55)

=6,312 =

pПР 4,527 1,394 ;

= 290,5 =

TПР 206,8 1,405 .

3.7. Коэффициент сжимаемости газа по формуле (1.53)

3.8. Расчетное расстояние между КС по формуле (1.45) составит

3.9. Определяем по формуле (1.58) расчетное число компрессорных станций

n0 =1041210,233=11,61.

3.10. Округляем расчетное число КС до n=12, после чего по формуле (1.59) уточняем расстояние между КС

l=121012 =100,833 км.

4. Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями

4.1. Принимаем в качестве первого приближения значения λ, TСР и ZCP из первого этапа вычислений:

λ=1,045 10-2 ; TCP=290,5 К; ZCP=0,839.

4.2. Определяем по формуле (1.60) в первом приближении значение pК

67

4.4. Определяем средние значения приведенного давления и температуры

4.8. Вычисляем по формуле (1.63) значение средней температуры с учетом теплообмена с окружающей средой и коэффициента Джоуля-Томсона

4.10. Рассчитываем коэффициент динамической вязкости по формуле (1.65) и число Рейнольдса по формуле (1.51)

µ=5,1 10−6 [1+0,768 (1,1−0,25 0,768)] [0,037+1,437 (1−0,104 1,439)]×

68