Гидравлические и гидродинамические расчёты при проектировании магис

Таблица 1 . 1 3

Напоры и подпоры нефтеперекачивающих станций на режиме 3-3-3

2) Численный метод Рассмотрим режим перекачки с тремя работающими маги-

стральными насосами на каждой НПС (режим 3-3-3). Производительность нефтепровода на этом режиме определим из решения уравнения (1.66).

Определяем максимально допустимый напор на выходе из насосных станций по формуле (1.71):

и допустимый кавитационный запас на входе в основные насосы по формуле (1.72)

hдоп = 38 м.

С учетом потерь напора вобвязке насосных станций примем

Hmin= 45 м.

По формуле (1.68) определяем напор, развиваемый основными магистральными насосами головной нефтеперекачивающей станции:

Нст1 = 3 195,2 = 585,6 м.

Напор на выходе ГНПС-1 определяем по формуле

НГНПС−1 = 93,7 + 585,6 = 679,3 м.

52

По формуле (1.69) определяем подпор на входе НПС-2:

Нп.н.2 = 93,7 + 585,6 –

– (1,02 0,00491 114158 + 230 – 205) = 81,3 м.

Определяем напор на выходе НПС-2:

Нст2 = 3 195,2 = 585,6 м, ННПС-2 = 585,6 + 81,3 = 666,9 м.

Аналогично определяем значение подпора и напора для НПС-3:

Нст3= 3 195,2 = 585,6 м

Нп.н3 = 81,3 + 585,6 –

– (1,02 0,004921 117515 + 242,5 – 230) = 64,5 м ННПС3 = 64,5 + 585,6 = 650,1 м.

В табл. 1.14 приведены результаты расчетов подпоров и напоров нефтеперекачивающих станций при различном количестве работающих насосов и их комбинациях.

Выделенные режимы работы нефтепровода в пределах первого эксплуатационного участка, для которых условия (1.71) и (1.72) выполняются.

3) Определение рациональных режимов перекачки Подпорные насосы укомплектованы асинхронными элек-

тродвигателями BAOB710L-4У1 мощностью 1250 кВт, а магистральные насосы – синхронными электродвигателями СТДП2500-2УХЛ 4 мощностью 2500 кВт. Для возможных режимов перекачки определим значения удельных энергозатрат. В качестве примера рассмотрим один из режимов перекачки, например режим № 1 (3-3-3) с производительностью 3390 м3/ч.

По формулам (1.76) и (1.75) определяем напоры и КПД подпорного и магистрального насосов:

Нм.н = 276,8 – 7,1 10–6 33902 = 195,2 м, Нп.н = 127 – 2,9 10–6 33902 = 93,7 м,

53

ηм.н = 7,3337 10–2 3390 – l,9788 l0–5 33902 + + 1,6795 10–9 33903 = 86,6 %,

ηп.н = 5,4840 10–2 3390 – l,0583 l0–5 33902 + + 4,9720 10–10 33903 = 83,7 %.

По формулам (1.76) и (1.77) определяем коэффициенты загрузки и КПД электродвигателей подпорного и магистрального насосов:

ηэ.м = 0,89 + 0,114 0,723 – 3,601 10–2 0,7232 = 0,954, ηэ.п = 0,452 + 0,987 0,719 – 0,592 0,7192 = 0,856.

По формуле (1.74) рассчитываем значения потребляемой мощности магистрального и подпорного насосов:

Удельные энергозатраты на 1 тонну нефти определяем по формуле (1.78)

В дальнейшем, аналогично предложенному расчету, находим значения удельных энергозатрат для выделенных режимов в табл. 1.12.

Возможный режим № 29 соответствует наименьшему значению энергозатрат, поэтому первой узловой точкой на графике зависимости удельных затрат от производительностибудет точкаА.

56

Для каждого возможного режима перекачки, при котором выполняется условие Q1>QA по формуле (1.84) рассчитываем значение производной:

щей узловой точкой на графике Eуд (Q) будет точка с координа-

тами Q = 1740 м3/ч и Eуд = 2,545 кВт ч/т.

Дальнейшее вычисление продолжаем аналогично, подставив в формулу (1.84) следующие значения Q и Еуд. Строим график зависимости удельных энергозатрат от производительности перекачки. Из расчета видно, что все из возможных режимов перекачки являются рациональными.

57

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА

Целью технологического расчета газопровода является решение следующих задач: определить диаметр газопровода; определить необходимое количество компрессорных станций и расставить их по трассе газопровода; рассчитать режимы работы КС; провести уточненный гидравлический и тепловой расчет линейных участков и режимов работы промежуточных КС до конечного пункта газопровода.

Исходные данные

Для выполнения технологического расчета газопровода необходимы следующие исходные данные : компонентный состав транспортируемого природного газа; годовая производительность газопровода Qг, млрд м3/год; протяженность газопровода L и условия прокладки, профиль трассы, климатические и теплофизические данные по ней: Т0 – температура окружающей среды, К; Твозд – температура воздуха, К; λгр – коэффициент теплопроводности грунта.

Исходные данные к расчету магистрального газопровода по вариантам приведены в прил. 6 (табл. П.6.1).

Состав газа и его характеристики и его характеристики приведены в прил. 6 (табл. П.6.1).

Определение диаметра газопровода и числа компрессорных станций

Расчет выполняется в следующем порядке:

1) По известному составу определяются основные физические свойства газа:

– плотность газа при стандартных условиях

i=1

58

где ai – объемная (мольная) доля i-го компонента смеси, имею-

щего плотность ρi, n – число компонентов смеси;

– относительная плотность газа по воздуху

где ρвозд – плотность воздуха при одних и тех же условиях;

– молярная масса газа по формуле

i=1

Мгi – молярная масса i-го компонента смеси;

–псевдокритическая температура газовой смеси

где Tкрi – абсолютная критическая температура i-го компонента

смеси;

– псевдокритическое давление газовой смеси

где Pкрi – абсолютное критическое давление i-го компонента

смеси;

– газовая постоянная

(кмоль·К).

В соответствии с табл. 2.1 принимается ориентировочное значение диаметра газопровода. В настоящее время магистральные газопроводы проектируются на рабочеедавление Р= 7,5 МПа.

59

Таблица 2 . 1

Ориентировочные значения пропускной способности газопровода в зависимости от его условного диаметра и рабочих давлений

Рассчитывается оценочная пропускная способность газо-

где kн = kр.о · kэ.т · kн.д – оценочный коэффициент пропускной способности газопровода; kр.о – коэффициент расчетной обеспеченности потребителей, kр.о = 0,95; kэ.т – коэффициент учета экстремальных температур, kэ.т = 0,98; kн.д – оценочный коэффициент надежности газопровода, зависящий от длины и диаметра газопровода, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода при отказах линейных участков и оборудования КС, принимаемый в соответствии с табл. 2.2.

Таблица 2 . 2

Оценочные величины коэффициентов надежности газопровода kн.д

60