книги / Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов

2. Коэффициент развития по формуле (1.2)

* ,= — =1.18.

р500

3.Ширина области поиска по формуле (1.4), принимая в качестве максимального значения коэффициент развития крпии =1,18, составляет

è= 200 -V u82 -1=125,3 км.

На рис. 1.13 построена получившаяся теоретическая область поиска оптимальной трассы магистрального трубопровода.

Пример 1.2. Выполнить расчет магистрального нефтепровода, предназначенного для работы в системе трубопроводов (£#л=1,05) с годовой производительностью Gp= 15 млн. т/год. Протяженность нефтепровода (пере­ вальные точки отсутствуют) равна L- 918 км, разность геодезических отметок составляет A z= zK-zH =208-136=72 м. По нефтепроводу транспортируется нефть со свойствами: р т ~ 860,0 кг/м3, ^7з=33,4 мм2/с, v293 =7,5 мм2/с; расчетная температура перекачки составляет 7>=275К. Допустимое рабочее давление принять равным Рд0п= 6,4 МПа.

Подобрать стандартный диаметр трубопровода и насосное оборудование. Рассчитать толщину стенки трубы. Определить потери напора при заданном объеме перекачки. Построить совмещенную характеристику нефтепровода и перекачивающих станций. Определить число перекачивающих станций и выполнить их расстановку на сжатом профиле трассы.

Решение

1. Расчетные значения плотности и вязкости перекачиваемой нефти

Расчетная плотность нефти при температуре Т-Тр по формуле (1.6). Сначала вычисляем значение температурной поправки

4=1,825 - 0,001315-860,0=0,6941 кг/(м3-К);

затем расчетную плотность нефти /77=860,0+0,6941 (293-275)=872,5 кг/м3

Расчетную кинематическую вязкость нефти определяем по формуле Вальтера. По известным значениям вязкости определяем коэффициенты Av и Bv в формуле (1.7)

Av =/g/g(v | +0,&)—B'lgTy = fe/g(33,4+0,8)-(-7,246)/g275=17f838 ;

расчетная вязкость по формуле (1.7) составит

2. Выбор насосного оборудования НПС и расчет рабочего давления

Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающих станций производится исходя из расчетной часовой производительности нефтепровода, определяемой при р=рт по формуле (1.9)

15 -1,05 0 = 24-350-872,5 • 10* = 2149 м3/ч.

Всоответствии с расчетной часовой производительностью по табл. 1.4 и

1.5выбираем насосы: магистральный насос НМ 2500-230 и подпорный насос НПВ 2500-80. Характеристики насосов представлены на рис. 1.14 и 1.15.

Задаваясь наибольшими значениями диаметров рабочих колес £>г, определим напоры, развиваемые насосами при расчетной производительности

перекачки. Для этого воспользуемся уравнением напорной характеристики насоса (1.12), коэффициенты а и b приведены в приложениях Е и Ж.

Напор магистрального насоса (£)2=440 мм) составит

Лдг=279,6-7,3338-10~*-21492=245,7 м;

•7

напор подпорного насоса (£>2=540 мм)

А/7= 102,4-3,7584-10Г6-21492=85 м.

Определим рабочее давление при условии, что число последовательно работающих магистральных насосов на НПС тм="Ъ. По формуле (1.11)

р=872,5-9,81 (85+3-245,7)•! О-6 =7,037 МПа.

Так как рабочее давление превышает допустимое значение /7^=6,4 МПа, примем для всех магистральных насосов значение диаметра рабочего колеса £>2=405 мм, для которого Ла/=258,7-8,564М0“6-21492=219,2 м . В этом случае рабочее давление составит

/>=872,5-9,81-(85+3-219,2)-10-6 =6,356 МПа.

Условие р< рдоп выполняется. Для дальнейших расчетов примем диаметр рабочего колеса магистрального насоса £>2=405 мм.

3.Определение диаметра и толщины стенки трубопровода

3.1.По формуле (1.10) вычисляем ориентировочное значение внутреннего диаметра, подставляя рекомендуемую ориентировочную скорость перекачки w0=\,6 м/с (рис. 1.7)

/ _ 4 - 2 1 4 9 \0689| \3600л-1,6

Для дальнейших расчетов принимаем ближайший стандартный наружный диаметр трубопровода Г>н=720 мм. Согласно требованиям СНиП 2.05.06-85* [114], нефтепроводы диаметром Dy=700 мм и более следует относить к третьей категории (коэффициент условий работы т=0,9).

Примем для сооружения нефтепровода прямошовные электросварные трубы Выксунского металлургического завода [65], изготавливаемые но ТУ 14- 3-1573-99 из горячекатанной стали марки 13Г2АФ (временное сопротивление стали на разрыв ав-5 30 МПа; коэффициент надежности по материалу ^=1,4) (см. приложение Г).

Так как перекачку нефти предполагается производить по системе «из насоса в насос» и диаметр нефтепровода Dy<1000 мм, согласно СНиП 2.05.0685*, значения коэффициентов надежности по нагрузке пр и надежности по назначению кн принимаются равными соответственно л/»=1,15 и кн=1.

3.2. Определим расчетное сопротивление металла трубы Rxпо формуле (1.17)

п 530 0,9

/VI — = 340,7 МПа.

11,4 1

3.3.Расчетное значение толщины стенки трубопровода по формуле (1.16) составляет

S=- 1,15-6,356-720 -=7,56 мм. 2 (340,7+1,15-6,356)

Полученное значение S округляем в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной <$,=8 мм.

3.4. Внутренний диаметр нефтепровода по формуле (1.18) равен DeH= 720 - 2-8 =704 мм = 0,704 м.

4.Гидравлический расчет нефтепровода

4.1.По формуле (1.19) средняя скорость течения нефти

4-2149

=1,533 м/с.

ЗбООл-0,7042

4.2. Режим течения нефти характеризуется числом Рейнольдса Re (1.22), значение которого составляет

1,533-0,704 =38947

27,71 -10_6

4.3. По формулам (1.23) вычислим значения относительной шерохова­ тости трубы к и переходных чисел Рейнольдса Rej и Re2

2-1(J

0,704

4.4. Так как Rej<Re<Re2, режим течения нефти является турбулентным в зоне смешанного трения. Коэффициент гидравлического сопротивления Л определим по формуле Альтшуля (табл. 1.6)

4.5. Потери напора на трение в трубопроводе по формуле Дарси-Вейсбаха

(1.20)

Аг = 2 , 3 3 5 - 1 0 - - ^ 1 . 1 ^ 1 = 3 6 4 7 м. 0,704 2-9,81

4.6.Величина гидравлического уклона магистрали из выражения (1.25)

4.7. Суммарные потери напора в трубопроводе определяются по формуле (1.24). В расчетах принимаем N3~2, Ноет =40 м. Тогда суммарные потери напора составят

Я= 1,02-3647+ 72 + 2- 40=3872 м.

5.Определение числа перекачивающих станций

Необходимое число нефтеперекачивающих станций для условий обеспечения расчетной производительности нефтепровода по формуле (1.27)

3872-2-85 _ п0 = --------------- =5,63

3-219,2 При округлении числа НПС в меньшую сторону (л=5) гидравлическое

сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой дополнительного луиинга. Полагая, что диаметр лупинга и основной магистрали равны, режим течения в них одинаков (#и=0,123), по формулам (1.29) и (1.28) найдем значения коэффициента сои его длину 1д.

û) = 22-0,123-=0,272;

л1,02-3,975 10'3 (1-0,272)

При округлении числа НПС в большую сторону (и=6), рассмотрим вариант циклической перекачки с различным числом работающих насосов на НПС.

Построим совмещенную характеристику нефтепровода и нефтеперека­ чивающих станций. Для этого выполним гидравлический расчет нефтепровода постоянного диаметра и оборудованного лупингом €л =140,4 км в диапазоне расходов от 500 до 3000 м/ч. Результаты вычислений представлены в табл.

1.12.

Таблица 1.12

Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих

_____________________________ станций______________________________

Графическое построение совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающих станций приведена на рис. 1.16.

Точка пересечения А характеристики нефтепровода с лупингом длиной €л и нефтеперекачивающих станций (я=5) подтверждает правильность определения величины 1Л, так как 04=0=2149 м3/ч.

При округлении числа НПС в большую сторону (я=6) рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и нефтеперекачивающих станций (л=6; тм=3; рабочая точка А 2) определим значение расхода Q2~2212 м3/ч. Если на каждой НПС отключить по

производительностью 0/=1832 м3/ч.

Рис. 1.16. Совмещенная характеристика нефтепровода и нефтеперекачивающих станций

1 характеристика нефтепровода посеянного диаметра; 2 - характеристика нефтепровода с лупингом; 3 - характеристика НПС («=5; тм=3); 4 - характеристика НПС (л=6; тм=3)\ 5 - характеристика НПС (аг=6; /Яаг=2)

Так как выполняется условие QI<Q<Q2>по формуле (1.31) рассчитаем время работы нефтепровода на режимах, соответствующих расходам Qj и Q2

24.350.(2212- 2 М9) 2212-1832

22212-1832

6.Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода

Согласно нормам проектирования магистральных нефтепроводов РД153-

местности будем производить исходя из максимальной производительности нефтепровода, то есть 2 2~2212 м3/ч. Количество НПС на каждом эксплуатационном участке примем равными трем.

Расчетное значение гидравлического уклона, соответствующее производительности Q2, составляет /'=4,1849-10°.

Напоры, развиваемые подпорными и магистральными насосами при подаче Q2, соответственно равны

Ал=102,4-3,7584 1(Г6-22122=84 м ;

йДг=258,7-8,564Ы(Г6-22122=216,8 м.

Выполним построение гидравлического треугольника. За горизонтальный катет примем отрезок a b равный £=100 км, который отложим в масштабе длин. Вертикальный катет ас гидравлического треугольника, равный 1,02-/£= 1,02-4,1849* 10'3*100*103=427 м, отложим перпендикулярно отрезку ab в масштабе высот. Гипотенуза треугольника bс соответствует положению линии гидравлического уклона в принятых масштабах построений.

Расстановка нефтеперекачивающих станций на местности показана на рис. 1.17. При расстановке принято, что величина подпора перед промежуточными НПС равна А/т=84 м, а в конце каждого эксплуатационного участка величина остаточного напора составляет hocr =40 м.

Результаты графических построений приведены в табл. 1.13.

4 0 м