Гидравлические и гидродинамические расчёты при проектировании магис
..pdfМинистерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Пермский национальный исследовательский политехнический университет»
В.М. Плотников
ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ
ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ
Утверждено Редакционно-издательским советом университета
в качестве учебного пособия
Издательство Пермского национального исследовательского
политехнического университета
2013
УДК 621.643.001.24 П39
Рецензенты:
д-р техн. наук, доцент Г.П. Хижняк (Пермский национальный исследовательский политехнический университет);
д-р техн. наук, профессор, вед. науч. сотр. Н.И. Крысин (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми)
Плотников, В.М.
П39 Гидравлические и гидродинамические расчёты при проектировании магистральных газонефтепроводов: учеб. пособие / В.М. Плотников. – Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2013. – 128 с.
ISBN 978-5-398-01124-1
Приводятся основные теоретические сведения и примеры расчета магистральных газонефтепроводов, в приложении содержатся необходимые справочные данные.
Представлены методические рекомендации для выполнения курсового проекта по дисциплине «Проектирование и эксплуатация магистральных газонефтепроводов» (специальность 130501.65 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»).
Ориентировано на подготовку студентов по многоуровневой системе «бакалавр–специалист–магистр» направления 553600 – «Нефтегазовое дело». Может быть использовано на практике при разработке проектной документации магистральных газонефтепроводов.
УДК 621.643.001.24
ISBN 978-5-398-01124-1 |
© ПНИПУ, 2013 |
ОГЛАВЛЕНИЕ |
|
Предисловие...................................................................................... |
4 |
1. Технологический расчет магистрального нефтепровода ......... |
5 |
1.1. Исходные данные.................................................................. |
5 |
1.2. Выбор насосного оборудования.......................................... |
7 |
1.3. Определение диаметра нефтепровода................................. |
9 |
1.4. Определение толщины стенки........................................... |
10 |
1.5. Проверка на прочность и устойчивость нефтепровода........ |
12 |
1.6. Гидравлический расчет нефтепровода. |
|
Определение числа насосных станций |
|
и расстановки их по трассе нефтепровода....................... |
20 |
1.7. Расчет режимов эксплуатации нефтепровода .................. |
29 |
1.8. Выбор рациональных режимов эксплуатации |
|
магистрального нефтепровода .......................................... |
31 |
2. Технологический расчет магистрального газопровода .......... |
58 |
3. Особенности технологического расчета |
|
магистрального трубопровода для последовательной |
|
перекачки нефтепродуктов........................................................ |
82 |
Приложение 1. Характеристика труб |
|
для нефтепроводов и нефтебаз.................................................... |
106 |
Приложение 2. Технические характеристики |
|
насосов типа НПВ ........................................................................ |
108 |
Приложение 3. Совмещенная характеристика трубопровода |
|
и насосных станций при последовательной перекачке |
|
нефтепродуктов............................................................................ |
120 |
Приложение 4. Ориентировочные допустимые массовые |
|
концентрации примесей некоторых нефтепродуктов (%)........ |
121 |
Приложение 5. Зависимости концентрации |
|
нефтепродуктов от аргумента интеграла вероятности............. |
122 |
Приложение 6. Методические рекомендации |
|
для курсового проектирования по дисциплине |
|
«Проектирование и эксплуатация |
|
магистральных газонефтепроводов» .......................................... |
123 |
3
ПРЕДИСЛОВИЕ
Учебное пособие «Гидравлические и гидродинамические расчёты при проектировании магистральных газонефтепроводов» освещает основные разделы дисциплины «Проектирование и эксплуатация магистральных газонефтепроводов», предназначено для студентов специальности 130501.65 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» и имеет целью научить студентов основным приемам проектирования и эксплуатации магистральных газонефтепроводов. Это специальная дисциплина, базирующаяся на общетеоретических и общетехнических дисциплинах. Результатом изучения этой дисциплины должно стать владение методами проектирования систем транспорта нефти и газа, эксплуатации магистральных газонефтепроводов, исследования и повышения надежности систем газонефтепроводного транспорта.
Кроме того, студент должен уметь определять оптимальные технологические параметры работы магистральных газонефтепроводов на стадии проектирования и эксплуатации, проводить технологические расчеты газонефтепроводов и разрабатывать технологические схемы для систем транспорта газа и нефти.
Задача учебного пособия – содействовать усвоению студентами основных методик гидравлических и гидродинамических расчётов при составлении проектов на строительство газонефтепроводов.
В приложении содержатся необходимые справочные данные, а также методические рекомендации для курсового проектирования по дисциплине «Проектирование и эксплуатация магистральных газонефтепроводов». Цель курсового проекта – закрепление теоретических знаний, полученных на лекционных, практических занятиях, а также приобретенных в период прохождения производственной практики, и подготовка студента к выполнению соответствующего раздела дипломного проекта. Приводятся методики технологического расчета магистральных газонефтепроводов, варианты исходных данных и примеры решения некоторых контрольных задач.
4
1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА
Цель технологического расчета – определить толщину стенки нефтепровода, сделать гидравлический расчет, подобрать насосно-силовое оборудование, определить число насосных станций, расставить их по трассе нефтепровода и сделать аналитическую проверку работы НПС.
1.1.Исходные данные
1.Годовая производительность – Gг, млн т/год.
2.Протяженность нефтепровода – L, км.
3.Температура грунта на глубине заложения нефтепрово-
да – Тр, К.
4. Свойства транспортируемой нефти:
–ρ – плотность при температуре 293 К, кг/м3;
–ν1 – коэффициент кинематической вязкости при Т1, мм2/с;
–ν2 – коэффициент кинематической вязкости при Т2 , мм2/с. Варианты исходных данных для курсового проектирования
приведены в табл. П6.1 прил. 6.
Температура грунта на глубине заложения трубопровода определяется по климатологическим справочникам равной минимальной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на глубине заложения оси трубопровода. Для трубопроводов большой протяженностью трасса разбивается на отдельные участки с относительно одинаковыми условиями, и вычисляется расчетная температура транспортируемой нефти:
|
1 |
n |
|
|
Тр = |
liTi , |
(1.1) |
||
|
||||
|
L i=1 |
|
||
где L – протяженность нефтепровода; li – длина i-го участка с относительно одинаковой температурой Тi; п – число участков.
5
Расчетная плотность нефти при Тр определяется по формуле Д.И. Менделеева
ρТ = |
ρ293 |
(1.2) |
|
|
|
||
|
1+ βр (Т − 293) |
|
|
или |
|
|
|
ρT = ρ293 + ξ (293 − T ), |
(1.3) |
||
ξ = 1,825 – 0,001315ρ293 |
(1.4) |
||
где βp – коэффициент объемного расширения, 1/К; ξ – температурная поправка, кг/(м3 К); ρ293 – плотность нефти при
293К, кг/м3.
Расчетная кинематическая вязкость определяется по одной
из формул:
1) по формуле Вальтера (ASTM)
lglg(vT + 0,8) = a + blgTp , |
(1.5) |
||||||
|
|
10a+blgT |
− 0,8, |
|
(1.6) |
||
|
v = 10 |
|
|
||||
|
T |
|
|
|
|
|
|
a = lglg(v1 + 0,8) − blgT1 , |
(1.7) |
||||||
|
lg(v1 |
+ 0,8) |
|
|
|||
|
b = lg |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
lg(v2 |
+ 0,8) |
, |
(1.8) |
|||
|
lgT1 − lgT2 |
||||||
|
|
|
|||||
где νT – расчетная кинематическая вязкость, мм2/с; ν1, ν2 – кинематическая вязкость при абсолютных температурах Т1, Т2, мм2/с; а, b – эмпирические коэффициенты;
2) по формуле Рейнольдса-Филонова
v |
= v |
exp |
−u |
( |
T − T |
; u = |
|
1 |
ln v2 |
, |
(1.9) |
|
|
||||||||||
T |
1 |
|
|
1 ) |
|
T1 |
− T2 |
v1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
где и – коэффициент крутизны вискограммы, 1/К.
6
Достаточно точная зависимость обеспечивается по формуле (1.9) в интервале T2 <Tp < T1.
В остальных случаях предпочтительней использовать фор-
мулу (1.6).
1.2. Выбор насосного оборудования
Расчетная часовая пропускная способность нефтепровода определяется по формуле
Q = |
Gгkн.п |
|
, |
(1.10) |
|
|
|
||||
|
24N |
ρ |
|
|
|
|
p |
|
T |
|
|
где Gг – годовая производительность нефтепровода, млн т/год; ρT – расчетная плотность нефти, кг/м3; kн.п – коэффициент не-
равномерности перекачки принимается равным: для трубопроводов, прокладываемых параллельно с другими нефтепроводами и образующих систему, – 1,05; однониточных нефтепроводов, подающих нефть к нефтеперерабатывающему заводу, а также для однониточных нефтепроводов, соединяющих систему, – 1,07; однониточных нефтепроводов, подающих нефть от пунктов добычи к системе трубопроводов, – 1,10; Np – расчетное число рабочих дней в году, сут. (табл. 1.1).
Таблица 1 . 1
Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводов
Протяженность, км |
Диаметр нефтепровода, мм |
|
|
до 820 включительно |
свыше 820 |
до 250 |
357 |
355 |
свыше 250 до 500 |
356/355 |
353/351 |
свыше 500 до 700 |
354/352 |
351/349 |
свыше 700 |
352/350 |
349/350 |
Примечание. В числителе указаны значения числа рабочих дней для нормальных условий прокладки, в знаменателе – при прохождении нефтепровода в сложных условиях.
7
В соответствии с найденной расчетной часовой производительностью нефтепровода подбираются основные насосы нефтеперекачивающей станции исходя из условия
0,8Qном<Qч<1,2Qном, |
(1.11) |
где Qном – подача выбранного типа насосов при максимальном КПД.
Если условие (1.11) выполняется для двух типов насосов, то дальнейшие расчеты выполняются для каждого из них. Аналогично подбираются подпорные насосы. Согласно прил. 2 и 3 выбираем насосы с наибольшим диаметром ротора. Напор этих насосов (МПа) при найденной расчетной часовой производительности определяем по следующему выражению:
H |
м.н(п.н) |
= H |
o |
+ aQ − bQ2 . |
(1.12) |
|
|
|
ч |
ч |
|
||
Насосы с номинальной подачей от 500 м3/ч и более соединяются последовательно по схеме – три работающих плюс один резервный.
Далее рассчитывается рабочее давление на выходе головной насосной станции по формуле
Р = ρТ g (mм.нНм.н + Нп.н )10−6 , |
(1.13) |
где g – ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с2; mм.н –
число последовательно включенных магистральных насосов (обычно равное 3); Нм.н, Нп.н – напоры магистрального и подпор-
ного насоса (МПа) при найденной расчетной производительности. Найденное рабочее давление должно быть меньше допус-
тимого из условия прочности запорной арматуры:
Р < Pдоп, |
(1.14) |
где Рдоп = 6,4 МПа Если условие (1.14) не выполняется, то необходимо либо
уменьшить число магистральных насосов, либо воспользоваться сменными роторами меньшего диаметра, либо уменьшить расчетный напор путем обточки рабочих колес по наружному диаметру.
8
1.3. Определение диаметра нефтепровода
Внутренний диаметр нефтепроводавычисляется по формуле
D0 = |
4Qч |
|
, |
(1.15) |
3600πυ |
0 |
|||
|
|
|
|
где υ0 – рекомендуемая скорость перекачки, определяемая из графика (рис. 1.1)
Рис. 1.1. Зависимость рекомендуемой скорости перекачки от плановой производительности нефтепровода
По вычисленному значению внутреннего диаметра принимается ближайший стандартный наружный диаметр нефтепровода Dн. Значение наружного диаметра также можно определить по табл. 1.2.
|
|
Таблица 1 . 2 |
Параметры трубопроводов |
||
|
|
Рабочее давление Р, |
Производительность |
Наружный диаметр Dн, |
|
Gг, млн т/год |
мм |
МПа |
0,7–1,2 |
219 |
8,8–9,8 |
1,1–1,8 |
273 |
7,4–8,3 |
1,6–2,4 |
325 |
6,6–7,4 |
9
Окончание табл. 1 . 2
Производительность |
Наружный диаметр Dн, |
Рабочее давление Р, |
Gг, млн т/год |
мм |
МПа |
2,2–3,4 |
377 |
5,4–6,4 |
3,2–4,4 |
426 |
5,4–6,4 |
4,0–9,0 |
530 |
5,3–6,1 |
7,0–13,0 |
630 |
5,1–5,5 |
11,0–19,0 |
720 |
5,6–6,1 |
15,0–27,0 |
820 |
5,5–5,9 |
23,0–50,0 |
1020 |
5,3–5,9 |
41,0–78,0 |
1220 |
5,1–5,5 |
По прил. 1 выбирается поставщик и характеристики материалов труб.
1.4. Определение толщины стенки
Трубопровод предполагается прокладывать под землей, поэтому рассматриваем методику для данного случая.
Толщина стенки определяется по формуле
δ = |
np PDн |
|
2(R1 + np P), |
(1.16) |
где пр – коэффициент надежности по нагрузке, равный 1,15 – для нефтепроводов, работающих по системе из «насоса в насос»; 1,1 – во всех остальных случаях; Р – рабочее (нормативное) давление, МПа; Dн – наружный диаметр трубопровода; R1 – расчетное сопротивление материала стенки трубопровода, которое можно рассчитать по формуле
R1 = |
Rнm |
(1.17) |
|
1 |
|||
|
|
K1Kн
где R1н – нормативное сопротивление растяжению (сжатию) ма-
териала труб и сварных соединений, определяемое из условия работы на разрывы, равное минимальному пределу прочности
R1н = σвр (см. прил. 1); m – коэффициент условий работы трубо-
10