Гидравлические и гидродинамические расчёты при проектировании магис

1.8. Выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода

Перекачивающие станции магистрального нефтепровода относятся к сложным и энергоемким объектам. Доля энергозатрат на перекачку составляет порядка 25...30 % от годовых эксплуатационных расходов. При отсутствии перекачивающих агрегатов с регулируемой частотой вращения ротора насоса эксплуатация нефтепровода может происходить на различных режимах, смена которых происходит дискретно при изменении вариантов включения насосов и перекачивающих станций. При этом возникает задача выбора из ряда возможных режимов наиболее целесообразных, соответствующих наименьшим затратам электроэнергии на перекачку. В свою очередь, в зависимости от уровня текущей загрузки нефтепровода из ряда рациональных режимов должны выбираться такие, которые обеспечивали бы выполнение планового объема перекачки за фондовое время.

Энергозатраты характеризуются величиной активной потребляемой мощности электродвигателя насоса, определяемой из соотношения

где ρ – расчетная плотность нефти; g – ускорение свободного падения; h – напор, развиваемый насосом при подаче Q;

31

ηн ηэ ηмех – соответственно значения КПД насоса, электродвигателя и механической передачи, ηмех = 0,99.

Значение КПД насоса описывается полиномом

где k1, k2, k3 – коэффициенты аппроксимации, определяемые методом наименьших квадратов; приведены в прил. 2, табл. П2.1, табл. П2.2.

Коэффициент полезного действия электродвигателя определяется выражением

где r0, r1, r2 – эмпирические коэффициенты, определяемые методом наименьших квадратов по паспортным характеристикам электродвигателей насосов. В случае отсутствия данных принимаются по табл. 1.9.

Кз – коэффициент загрузки электродвигателя, равный отношению мощности на валу электродвигателя Nэ к его номинальной мощности Nэ.н

Для каждого из вариантов включения насосов на НПС определяется сумма потребляемой мощности для всех насосов, включенных в работу. В качестве критерия оценки эффективно-

32

сти режимов перекачки могут быть приняты удельные энергозатраты на 1 тонну нефти, определяемые по формуле

При заданном плане перекачки V за плановое время Т расход нефти в трубопроводе должен составлять Q = V/T. Выполнение заданного плана возможно при циклической перекачке на двух режимах, удовлетворяющих условию.

где Q1 и Q2 – производительность трубопровода на первом и втором дискретных режимах.

Время работы нефтепровода на двух дискретных режимах определяется из системы уравнений

В интервале расходов от Q1 до Q2 суммарные удельные энергозатраты, определяемые из выражения (1.83), изменяются по закону гиперболы (рис. 1.7).

33

Задачей анализа расчетных режимов перекачки из множества возможных является поиск рациональных режимов, характеризующихся наименьшими энергозатратами. Очевидно, что такие режимы будут принадлежать кусочно-выпуклой линии, ограничивающей область возможных режимов, и являться ее узловыми точками (рис. 1.8).

Рис. 1.7. Зависимость удельных энергозатрат от расхода перекачиваемой нефти

Рис. 1.8. Определение границы области рациональных режимов

34

Левой границей кусочно-выпуклой линии будет режим, имеющий наименьшую величину удельных энергозатрат на перекачку. Значения остальных узловых режимов будут определяться из условия

Таким образом, параметры циклической перекачки, отвечающие наименьшим энергозатратам, будут определяться из условия работы нефтепровода на двух ближайших узловых режимах, принадлежащих граничной линии. С увеличением числа НПС и типов применяемых роторов магистральных насосов существенно возрастает и количество возможных режимов эксплуатации нефтепровода. Поэтому поиск рациональных режимов необходимо выполнять на ЭВМ.

Пример технологического расчета магистрального нефтепровода [5]

Задача. Выполнить расчет магистрального нефтепровода, предназначенного для работы в системе трубопроводов (кн.п = 1,05) с годовой производительностью 23 млн т/год. Протяженность нефтепровода равна 831 км (перевальная точка отсутствует), разность геодезических отметок Z = 35 м. По нефтепроводу транспортиру-

ется нефть со свойствами: v273 = = 35,80 мм2/с; v293 = 10,90 мм2/с; ρ293 = 847 кг/м3; расчетная температура перекачки составляет

Тр= 275 К. Допустимоерабочее давление Рдоп= 6,4 МПа. Подобрать стандартный диаметр трубопровода и насосное

оборудование. Рассчитать толщину стенки трубы. Выполнить расчет на прочность и устойчивость трубопровода. Выполнить гидравлический расчет, построить совмещенную характеристику нефтепровода и перекачивающих станций. Определить число перекачивающих станций и выполнить их расстановку на сжатом профиле трассы. Определить все возможные режимы работы нефтепровода. Определить оптимальные режимы работы

35

нефтепровода. Принять трубопровод III категории. Трубопровод проложен в глинистых полутвердых грунтах с φгр = 15°,

γгр = 16,8 кН/м3, Сгр = 20 кПа.

Решение

1.Расчетные значения вязкости

иплотности перекачиваемой нефти

Вычисляем значения эмпирических коэффициентов а и b по формулам (1.7) и (1.8):

a = lglg(35,80 + 0,8) + 5,355lg273 = 13,24.

Из формулы (1.5) вычисляем расчетную кинематическую вязкость при температуре 275 К по формуле (1.6)

vT = 101013,24−5,355lg 275 = 31,84 мм2/с

либо по формуле (1.10) определяем крутизну вискограммы:

а по формуле (1.9) кинематическую вязкость:

vT = 35,80ехp[–0,0595(275 – 273)] = 31,78 мм2/с.

Расхождение составляет не более 0,02%, поэтому пользоваться можно обеими формулами.

По формуле (1.4) находим температурную поправку:

ξ = 1,825 – 0,001315 847 = 0,711 кг/(м3К).

36

Расчетная плотность нефти будет определяться по форму-

ле (1.3)

ρт = 847 + 0,711(293 – 275) = 859,80 кг/м3.

2. Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающей станции и расчет рабочего давления

Расчетная часовая пропускная способность нефтепровода определяется по формуле (1.10)

В соответствии с найденной расчетной часовой производительностью нефтепровода подбираются магистральные и подпорные насосы нефтеперекачивающей станции исходя из усло-

вия (1.11):

2880 м3/ч < 3344 м3/ч < 4320 м3/ч.

Согласно прил. 2 выбираем насосы: магистральный насос НМ 3600-230 и подпорный насос НПВ 3600-90.

Напор магистрального насоса (D2 = 460 мм) поформуле(1.12)

Нм.н = 307,3 – 7,57·10–6 33442 = 222,65 м,

напор подпорного насоса (D2 = 610 мм)

Нп.н = 127–2,9·10–6 33442 = 94,6 м.

Далее рассчитывается рабочее давление на выходе головной насосной станции по формуле (1.13)

Р = 859,80·9,81(3·222,65 + 94,6)10–6 = 6,43 МПа.

Рабочее давление превышает допустимое значение Рдоп = 6,4 МПа. Примем для всех магистральных насосов значение диаметра Рабочего колеса D2 = 425 мм, тогданапор магистрального насоса

Нм.н = 276,8–7,1·10–6 33442 = 197,41 м,

арабочее давление:

Р= 859,80·9,8 l·(3·197,41 + 94,6)10–6 = 5,79 МПа.

37

Условие 5,79 МПа < 6,4 МПа выполняется, поэтому для дальнейших расчетов примем диаметр рабочего колеса магистрального насоса D2 = 425 мм.

3. Определение диаметра и толщины стенки трубопровода

1) Внутренний диаметр нефтепровода вычисляем по формуле (1.15), подставляя рекомендуемую ориентировочную скорость перекачки w0 = 1,85 м/с (см. рис. 1.1).

По вычисленному значению внутреннего диаметра принимается ближайший стандартный наружный диаметр нефтепровода – 820 мм. Значение наружного диаметра также можно определить (см. табл. 1.2) в зависимости от производительности нефтепровода, Dн = 820 мм.

Для сооружения нефтепровода выбираем (прил. 1) трубы Челябинского трубного завода по ЧТЗ ТУ 14-3-14-25-86 из стали марки 13 Г2АФ (временное сопротивление стали на разрыв σвр=530 МПа, σт=363 МПа коэффициент надежности по материалу k1 = 1,47). Перекачку предполагаем вести по системе «из насоса в насос», пр = 1,15.

Так как

Dн = 820 < 1000 мм, то kн = 1.

2) Определяем расчетное сопротивление металла трубы по формуле (1.17):

R1 = 530 0,9 = 324,5МПа. 1,47 1

3) Определяем расчетное значение толщины стенки трубопровода по формуле (1.16):

38

Полученное значение округляем в большую сторону до стандартного значения ипринимаемтолщину стенкиравной9 мм.

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из формулы (1.18).

4) Определяем абсолютное значение максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов по формулам (1.22) и (1.23):

Для дальнейшего расчета принимаем большее из значений,

Т= 91,9, °С.

5)Рассчитаем продольные осевые напряжения σпр N по фор-

муле (1.20):

σпр N (− ) = −1,2 10−5 2,06 10−5 91,9 +

+ 0,31,15 5,79 802 = −138,18 МПа. 2 9

Знак «минус» указывает на наличие осевых сжимающих напряжений, поэтому вычисляем коэффициент ψ1 поформуле (1.19):

6) Пересчитываем толщину стенки из условия (1.18):

Таким образом, принимаем толщину стенки 12 мм.

4.Расчет прочности и устойчивости нефтепровода

1)Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении производят по условию (1.24). Вычисляем

39

кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления по формуле (1.26):

σк.ц = 1,15 5,79 796 = 220,8МПа. 2 12

2) Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, определяется по формуле (1.25), так как нефтепровод испытывает сжимающие напряжения.

Следовательно,

ψ2 R1 = 0,468 · 324,5 = 151,87 МПа,

Так как 126,80 < 151,87 МПа, то условие прочности (1.24) трубопровода выполняется.

3) Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов проверку производят по условиям (1.27) и (1.28). Вычисляем комплекс

где R2н = σm = 363МПа.

4) Для проверки по деформациям находим кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки – внутреннего давления по формуле (1.30):

5)Вычисляем коэффициент ψ3 по формуле (1.31):

ψ= 1− 0,75 192 2 − 0,5192 = 0,889 − 0,264 = 0,625. 3 363 363

40