Гидравлические и гидродинамические расчёты при проектировании магис

Окончание табл. 2 . 4

295 кВт ≤ 113994 кВт.

При его несоблюдении следует увеличить число mц.н на единицу и повторить расчет режима КС, начиная с п.4.

15)Определяется температура газа на выходе из ЦН:

к−1

Тнаг = Твс ε кηпол ,

где к – показатель адиабаты природного газа, к = 1,31;

1,31−1

Тнаг = 296 1,491,31 0,47 = 362 К.

81

3. ОСОБЕННОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАСЧЕТА МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА

ДЛЯ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЙ ПЕРЕКАЧКИ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Исходные данные

Произведем расчет трубопровода для последовательной перекачки 40 % дизельного топлива летнего (ДТЛ), 30% реактивного топлива ТС-1 и 30 % автомобильного бензина А-80. Суммарная пропускная способность трубопровода G = 7,5·106 т/год. Длина трубопровода L = 1000 км. На расстоянии l1 = 300 км от ГПС имеется пункт сброса, где отбирается 10 % дизельного топлива и 5 % автомобильного бензина (от годовых объемов перекачки этих нефтепродуктов). Разность геодезических отметок конца и начала трубопровода ∆Z = 150 м. Перевальных точек на трассе нет. Глубина заложения трубопровода 0,8 м до верхней образующей трубы. Характеристика нефтепродуктов:

– дизельное топливо летнее (ДТЛ) – ρ293 = 835 кг/м3,

ν273 = 11·10–6 м2/с при Т = 273 К и ν293 = 6·10–6 м2/с при Т = 293 К;

– автомобильный бензин А-80 – ρ293 = 730 кг/м3, ν273 =

=0,95·10–6 м2/с при Т = 273 К и ν293 = 0,75·10–6 м2/с при Т = 293 К;

–реактивное топливо ТС-1 – ρ293 = 800 кг/м3, ν273 = 2,5·10–6

м2/с при Т = 273 К и ν293 = 1,25·10–6 м2/с при Т = 293 К;

Определение оптимальных параметров трубопровода

Трубопровод выполняет своё назначение в том случае, если обеспечивает перекачку необходимого количества нефтепродукта. Это количество зависит от ряда факторов: диаметра труб, давления, создаваемого в трубе на выходе из насосной станции, расстановки насосных станций по длине трубопровода, характеристик температуры перекачиваемого продукта. Взаимосвязь этих факторов настолько существенна, что изменение одного из них требует, как правило, изменения и остальных (при условии

82

сохранения постоянной пропускной способности). Если не требуется выполнения этого условия, то изменение любого из перечисленных факторов неизбежно приведет к изменению пропускной способности. Вследствие этой же взаимозависимости некоторые из факторов при выполнении технологических расчетов не могут быть определены однозначно, т.е. без учёта влияния других факторов. Поэтому некоторые из них назначают на основе фактических данных, некоторые – на основе предшествующего опыта. Так, характеристики перекачиваемого нефтепродукта определяются на основе лабораторных исследований, температура окружающей трубопровод среды (грунта) – по фактическим замерам или климатологическим справочникам.

Диаметр обычно назначают по опыту предшествующих трубопроводов. В табл. 3.1 приведены ориентировочные диаметры и давления на насосных станциях, при которых обеспечивается заданная пропускная способность.

Диаметр можно найти, используя понятие о средней скорости течения жидкости в трубе:

υср = q/F,

где q = Q/(3,024·107) – секундный объемный расход перекачиваемой жидкости; F = πDвн2/4 – площадь сечения трубы. Учитывая значения q и F, получаем

83

Dвн = (4q/(π·υср))0,5.

Среднюю скорость можно принимать ориентировочно равной 1–2 м/с. Имея заданную пропускную способность Q, по табл. 3.1 можно определить диаметр. Однако этот диаметр не всегда может оказаться лучшим. Дело в том, что и по трубам меньшего, и по трубам большего диаметра, чем выбранный по таблице, можно обеспечить перекачку заданного количества нефтепродукта. Конечно, при этом изменяется и расстановка, и число НС, и необходимое давление, а значит, и толщина стенок труб и ряд других показателей. Соответственно изменятся и стоимость строительства и затраты на эксплуатацию трубопровода. Поэтому задача о выборе диаметра труб – не только техническая, но и экономическая.

Пример расчёта

1.Так как отбор нефтепродуктов на 300 км трассы сравнительно невелик, то в соответствии с табл. 3.1 принимаем диаметр трубопровода по всей длине равным 530 мм (δ = 8,5 мм).

2.Среднегодовая температура грунта на глубине заложения трубопровода 1 м (до оси) для данного района равна 282 К (выбираем по климатологическому справочнику). Плотность нефтепродуктов при среднегодовой температуре, определяем по формуле

ρт = ρ293 + ξ(293 – T),

где ξ – температурная поправка (выбирается по справочным таблицам в зависимости от плотности).

ρДТЛ = 835 + 0,725(293 – 282) = 843 кг/м3, ρТС-1 = 800 + 0,765(293 – 282) = 808 кг/м3, ρА-80 = 730 + 0,857(293 – 282) = 739 кг/м3.

Коэффициенты крутизны вискограммы для нефтепродуктов вычисляем по формуле Рейнольдса–Филонова

84

ν = ν* еxp[–u(T – T*)],

где u – коэффициент крутизны вискограммы, 1/К; ν* – кинематическая вязкость при известной температуре Т*.

Для нахождения u достаточно знать ν1 при Т1:

νДТЛ = 6·10–6·exp[–0,0303·(282 – 293)] = 8,37·10–6 м2/с, νТС-1 = 1,25·10–6·exp[–0,0347·(282 – 293)] = 1,83·10–6 м2/с, νА-80 = 0,75·10–6·exp[–0,0118·(282 – 293)] = 0,854·10–6 м2/с.

Определение числа насосных станций, подбор насосно-силового оборудования

Исходными для расчета нефтепродуктопровода являются данные о годовых объемах и свойствах нефтепродуктов, предназначенных к транспорту, дальности перекачки, допустимых концентрациях нефтепродуктовдруг в друге, а также профиль трассы.

Гидравлический расчет нефтепродуктопроводов выполняется для наиболее неблагоприятных условий.

Расчетная часовая пропускная способность нефтепродуктопровода определяется как сумма объемных расходов каждого из нефтепродуктов

85

где Gгодi, ρi – соответственно годовой план перекачки и расчетная плотность i-го нефтепродукта; S – число последовательно перекачиваемых нефтепродуктов.

По известному часовому расходу подбираются основные и подпорные насосы, таким образом, чтобы Qч была максимально близка к их номинальной подаче Qн, удовлетворяя условию

0,8 Qн < Qч < 1,2 Qн.

Определение экономически целесообразного диаметра нефтепродуктопровода производится исходя из необходимости перекачки с расходом Qч наиболее вязкого нефтепродукта.

Далее строится совмещенная характеристика перекачивающих станций и трубопровода при работе на каждом из нефтепродуктов.

По совмещенной характеристике определяют соответствующие рабочим точкам производительности перекачки каждого из нефтепродуктов Qч1, Qч2… Qчs (рис. 3.1).

Рис. 3.1. Определение расходов перекачки чистых нефтепродуктов в трубопроводе: 1, 2…m – характеристика трубопровода для 1-го, 2-го… S-го нефтепродуктов

86

Затем определяется фактическое число суток перекачки каждого нефтепродукта:

N= Gгодi

i24ρiQчi

ипроверяется выполнение условия, когда суммарная продолжительность перекачки всех нефтепродуктов в течениие года не превышает 350 сут., то есть

S

Ni ≤ 350.

i=1

Проверить выполнение данного неравенства целесообразно не только для найденного числа перекачивающих станций, но и для меньшего. Это связано с тем, что гидравлический расчет нефтепродуктопровода при принятых допущениях выполняется, как правило, с большим запасом.

Для дальнейшего расчета принимается то количество перекачивающих станций, которому соответствует суммарное число дней перекачки нефтепродуктов, ближайшее меньшее по отношению к 350.

Пример расчёта

Для определения числа насосных станций и подбора насос- но-силового оборудования выполняем следующие действия:

1. Определяем объемы перекачивающих нефтепродуктов:

Qi = G ,

ρi

QДТЛ = 8,5 106 0,4 103 G = 4,033 106 м3 год, 843

QТС−1 = 8,5 106 0,3 103 G = 3,156 106 м3 год, 808

87

QА−80 = 8,5 106 0,3 103 G = 3,451 106 м3 год. 739

2. Вычисляем среднесуточную суммарную пропускную способность трубопровода на первом участке:

3. Определяем годовой объём нефтепродуктов, отбираемых на 300 км трассы:

QДТЛ = 0,1·4,033·106 = 4,033·105 м3/год,

QА-80 = 0,05·3,451·106 = 1,726·105 м3/год.

Среднесуточный отбор нефтепродуктов:

qд.т с = 4,033·105/350 = 1152,3 м3/сут; qб.с = 1,726·105/350 = 493,1 м3/сут.

Гидравлический расчёт будем проводить по наиболее вязкому нефтепродукту – дизельному топливу. В дальнейшем параметры с индексом 1 будут относиться к первому участку трубопровода (до сброса), а с индексом2 – ко второму (после сброса).

4. Определяем среднюю скорость движения дизельного топлива

5. Определяем числа Рейнольдса:

Re = υ d ,

ν

88

Re1 = 1,7 0,513 =104193,5 ,

8,37 10−6

Re2 = 1,64 0,513 = 100516,1.

8,37 10−6

Re1, Re2 >2320 – режим турбулентный. Необходимо определить зону гидравлического трения.

6. Абсолютную шероховатость нефтепроводных труб e принимаем равной 0,15 мм, тогда относительная шероховатость

ε = 2е/d = 2·0,15/513 = 0,000585.

Первое переходное число Рейнольдса рассчитываем по формуле

ReI = 10/ε = 10/0,000585 = 17094.

Так как Re > ReI, то необходимо сделать проверку по ReII: ReII = 500/ε = 500/0,000585 = 854700,9.

Получили, что ReI < Re < ReII, следовательно, имеем зону смешанного трения. Коэффициент гидравлического сопротивления определяем по формуле Альтшуля:

λ = 0,11(ε + 68/Re)0,25,

λ1 = 0,11(0,000585 + 68/104193,5)0,25 = 0,02063, λ2 = 0,11(0,000585 + 68/100516,1)0,25 = 0,02073.

7. Потери в трубопроводе на трение определяем по формуле Дарси-Вейсбаха:

h = λ L υ2 , d 2g

89

8. Суммарные потери напора с учетом 1% на местные сопротивления и разности геодезических отметок:

H= 1,01(h1 + h2) + ∆Z = 1,01·(1777,1 + 2769,8) + 150 = 4742,4 м.

9.Максимально допустимое давление, развиваемое насос-

ной станцией (р1), равно 6,57 МПа. Подпор на следующей станции (р2) должен быть не менее 0,17 МПа. Вычисляем расчетный напор станции, расходуемый на преодоление гидравлического сопротивления по формуле

Hст = (p1 – p2)/(ρ·g) = (6,57 – 0,17)106/(843·9,81) = 774 м. 10. Необходимое число насосных станций

n = H/Hст = 4742,4/774 = 7.

11. По известному расходу нефтепродукта и развиваемому напору по каталогу подбираем насосные силовые агрегаты. Наиболее подходящими являются насосы марки НМ 1250-260 (Q = 0,347 м3/с, Н = 260 м). На каждой станции устанавливаем три рабочих и один резервный насосы, соединенные последовательно. Электродвигатели типа СТД мощностью 1250 кВт поставляют в комплекте с насосами. Допустимый кавитационный запас этих насосов 20 м, КПД – 84 %. На головной станции устанавливаем подпорные насосы типа 14 НДСН

(Q = 0,222 – 0,333 м3/с, Нпод = 30÷42 м). Поскольку кинемати-

ческая вязкость нефтепродуктов очень мала, пересчета характеристик насосов не производим.

12. Для определения действительной пропускной способности трубопровода по каждому из перекачиваемых нефтепродуктов строим совмещенную характеристику трубопровода и насосных станций.

Для построения характеристики насосной станции нужно определить коэффициенты в формуле для напора насоса:

90