книги / Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов

4 g c

где Qc=Q/3600 - расчетная производительность перекачки, м3/с; DeH - внутренний диаметр, м.

Потери напора на трение (м) в трубопроводе определяют по формуле Дарси-Вейсбаха

внутренней поверхности трубы. Режим течения жидкости характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса

en _ 4 Qc

При значениях /te<2320 наблюдается ламинарный режим течения жидкости. Область турбулентного течения подразделяется на три зоны:

шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от ее состояния.

Для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации можно принять кэ~0,2 мм [136].

Расчет коэффициентов Я, р и т выполняется по формулам, приведенным в табл. 1.6.

где 1,02коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивле­ ния в линейной части нефтепровода; Az=zK -zH - разность геодезических отметок, м; N3 - число эксплуатационных участков (назначается согласно протяженности эксплуатационного участка в пределах 400 - 600 км [105]); hoar- остаточный напор в конце эксплуатационного участка, Аост=30-40 м.

Гидравлический уклон магистрали определяется как отношение потерь

1.8.). В этом случае при п<щ напора станций недостаточно, следовательно, для обеспечения плановой производительности Q необходимо уменьшить гидравлическое сопротивление трубопровода прокладкой дополнительного лугшнга. При этом характеристика трубопровода станет более пологой и рабочая точка Aj сместится до положения Аг> Длину лупинга 1Л можно рассчитать из соотношения:

(Пр-ПУНд.

Рис. 1.8. Совмещенная характеристика нефтепровода при округлении числа НПС в меньшую сторону:

1 - характеристика трубопровода постоянного диаметра; 2 - характеристика трубопровода с лупиигом; 3 - характеристика нефтеперекачивающих станций

В случае округления числа станций в большую сторону (п>п0) целесообразно предусмотреть вариант циклической перекачки. При циклической перекачке эксплуатация нефтепровода осуществляется на двух режимах (рис. 1.9): часть планового времени f2 перекачка ведется на повышенном режиме с производительностью Qi>Q (например, если на каждой НПС включено тм магистральных насосов). Остаток времени г/ нефтепровод

работает на пониженном режиме с производительностью Qi<Q (например, если на каждой НПС включено тм- 1 магистральных насосов).

Параметры циклической перекачки определяются из решения системы уравнений

{Q\h+Q2T7=vr

(1.30)

\Ti+T2=24-Np

где Vp - плановый (годовой) объем перекачки нефти, Vr=24 NP Q; гь т2 - продолжительность работы нефтепровода на первом и втором режимах.

Рис.1.9. Совмещенная характеристика нефтепровода при циклической перекачке:

1 - характеристика нефтеперекачивающих станций при (шаг-/); 2 - характе­ ристика нефтеперекачивающих станций при тм 3 - характеристика трубопровода постоянного диаметра

Значения Qj и Q2 определяются графически из совмещенной характе­ ристики нефтепровода и нефтеперекачивающих станций (рис. 1.9) либо аналитически.

Решение системы ( 1.26) сводится к вычислению времени тхи т2

1.4.2. Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода

Расстановка нефтеперекачивающих станций выполняется графически на сжатом профиле трассы. Рассмотрим реализацию этого метода для случая округления числа нефтеперекачивающих станций в большую сторону (iп>па) на примере одного эксплуатационного участка (рис. 1.10).

Рис. 1.10. Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода постоянного диаметра

1)По известной производительности нефтепровода определяется значение гидравлического уклона /. Величина гидравлического уклона в случае варианта циклической перекачки вычисляется исходя наибольшей производительности нефтепровода, то есть Q2 (рис. 1.9).

2)Строится треугольник гидравлического уклона abc (с учетом надбавки на местные сопротивления) в принятых масштабах длин и высот сжатого профиля трассы.

3)Из начальной точки трассы вертикально вверх в масштабе высот строится отрезок, равный активному напору нефтеперекачивающей станции Н сп• Из вершины отрезка Нсп проводится линия, параллельная гипотенузе гидравлического треугольника, до пересечения с профилем трассы. Точка М соответствует местоположению второй НПС.

где Нтр - напор, необходимый для преодоления гидравлического сопротивления трубопровода, разности геодезических отметок и создания остаточного напора в конце эксплуатационного участка; Нпс - напор, разви­ ваемый всеми работающими насосами при рассматриваемом режиме пере­ качки; Azj - разность геодезических отметок нау-м линейном участке; п - число линейных участков (нефтеперекачивающих станций); Н0ст- остаточный напор в конце эксплуатационного участка; hTj - потери напора на трение на у-м линейном участке трубопровода; n^j - число магистральных насосов, установ­ ленных на у-й НПС; Нп - напор, развиваемый подпорными насосами; liMjk - напор, развиваемый к-м магистральным насосом у-й НПС; <Pjk - индекс состояния Л-го магистрального насосного агрегата у-й НПС (ф jt= 1 при работающем насосе и ^*=0 при остановленном насосе).

Потери напора на трение hTj могут быть определены любым из известных методов, например, по формуле Лейбензона (1.21).

Напор на выходе с-й нефтеперекачивающей станции определяется из

Подпор на всасывающей линии с-й НПС определяется как разность между напорами, создаваемыми (с-1) перекачивающими станциями и потерями

Напоры на входе и на выходе с-й перекачивающей станции должны удовлетворять условию, накладываемому ограничениями по минимально допустимому подпору AHminс И максимальному напору Нпстахс

Н пС с-Н ПСтахс •

(1.36)

AHc >AHminc

Режим работы нефтепровода, отвечающий условию (1.36) следует считать возможным, в противном случае режим отвергается.

С увеличением числа НПС, типов применяемых роторов магистральных насосов и комбинаций их включения существенно возрастает и количество возможных режимов эксплуатации нефтепровода, поэтому их поиск целесообразно выполнять с помощью ЭВМ.

1.5. Технологический расчет магистрального газопровода

Цель расчета:

1.выбрать рабочее давление, определить число компрессорных станций (КС) и расстояние между ними;

2.выполнить уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями;

3.выбрать тип газоперекачивающих агрегатов (ГПА) и произвести расчет режима работы КС.

Основными исходными данными для технологического расчета магистрального газопровода являются:

• плановый объем транспортируемого газа Q r, млрд. м3/год;

•состав транспортируемого газа и свойства его компонентов;

•протяженность газопровода L , км;

•характеристики труб и газоперекачивающих агрегатов;

•данные о температуре окружающей среды и воздуха в районе сооружения газопровода.

1.5.1Выбор рабочего давления, определение числа КС

ирасстояния между ними

Расчет выполняется в соответствии с требованиями норм технологического проектирования [84].

Для определения числа компрессорных станций необходимо уточнить рабочее давление в газопроводе и давление на входе компрессорной станции. Выбранные давления должны соответствовать нормативным давлениям на входе и выходе центробежных нагнетателей в соответствии с их характеристиками [4].

Выбор рабочего давления. Современные газопроводы работают с рабочим давлением 7,35 МПа (75 кгс/см2). При этом абсолютное давление на нагнетании рнлг центробежного нагнетателя (ЦН) не должно превышать 7,46 МПа (76 кгс/см2). Анализ характеристик ЦН [4] показывает, что давление

Расчет свойств транспортируемого газа. Основными свойствами газа, необходимыми для выполнения технологического расчета газопровода, являются: плотность, молярная масса, газовая постоянная, псевдокритические температура и давление, относительная плотность газа по воздуху. Некоторые свойства компонентов природных газов [43] приведены в табл. 1.7.

Псевдокритические температура Тпк (К) и давление рпк (МПа) для природных газов с содержанием метана 85% и более могут быть найдены по