книги / Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов
..pdf
|
|
|
|
|
Таблица 1.13 |
Расчетные значения высотных отметок НПС и длин линейных |
|||||
Нефтеперекачивающая |
участков нес >тепровода |
|
|
||
Высотная |
Расстояние от |
Длина |
|||
станция |
отметка zh |
начала |
|
линейного |
|
ГПС-1 |
м |
нефтепровода, км |
участка 4* км |
||
136 |
|
0 |
|
142 |
|
НПС-2 |
182 |
|
142 |
|
136 |
НПС-3 |
249 |
|
278 |
|
158 |
НПС-4 |
271 |
|
436 |
|
169 |
НПС-5 |
187 |
|
605 |
|
160 |
НПС-6 |
162 |
|
765 |
|
153 |
КП |
208 |
|
918 |
|
- |
Пример 1.3. Выполнить проверочный |
расчет |
и |
определить экви |
||
валентный диаметр промыслового нефтепровода |
протяженностью L=15000 м и |
||||
состоящего из трех участков (рис. 1.18): |
|
|
|
|
|
первый участок - |
DHi=273 мм; |
|
4=7 |
мм; |
4=5000м; |
второй участок - |
Dfr2=219 мм; |
|
4=7 |
мм; |
4=5500м; |
третий участок - |
Dm=219 мм; |
|
4=6 |
мм; |
4=4500м. |
Начальная и конечная высотные отметки нефтепровода составляют соответственно 2Я=80 м и z*=120 м (Az= ZK- ZH=40 м).
Рис. 1.18. Расчетная схема промыслового нефтепровода
По нефтепроводу насосом ЦНСн 105-196 перекачивается нефть со свойствами: р 293 =851 кг/м3, у2?з=30,2 мм2/с, у29з =12,4 мм2/с. Фактическая производительность перекачки составляет £>=105 м3/ч. На выходе из насосной станции давление и температура нефти по данным измерений составили соответственно р/г 1,65 МПа и 7>/=281К; в конце нефтепровода /?*=0,45 МПа и 7V=281K. Напорная характеристика насоса представлена в табл. 1.14.
Напорная характеристика насоса ЦНСн 105-196 |
|
|||||
Подача Q, м3/ч |
80 |
90 |
100 |
110 |
120 |
130 |
Напор Л, м |
223 |
213 |
201 |
188 |
175 |
160 |
Решение
1.Определим среднюю расчетную температуру нефти Тср =0,5(7;, + )= 0,5 • (281 + 277)= 279К.
2.По формулам (1.6) и (1.8) рассчитываем плотность и вязкость нефти при средней температуре перекачки, вычислив предварительно значения
температурной поправки £и коэффициента крутизны вискограммы и
Ç=1,825 - 0,001315-851 = 0,706 кг/(м3 К);
1 |
30,2-10 |
-6 |
=0,0445 1/К; |
-In |
12,4-10-6 |
||
293-273 |
|
||
р= 851 + 0,706 - (293 - 279)=860,9 кг/м3;
v=30,210~6 exp[-0,0445(279-273)]= 23,110~V/c.
3. Для каждого участка нефтепровода по формуле (1.18) рассчитаем внутренний диаметр
Dx= 273 -2 -7 = 259 мм = 0,259 м;
D2 = 219 -2 -7 = 205 мм = 0,205 м;
D3 = 219 -2 -6 = 207 мм = 0,207 м.
4. Полагая, что режим течения нефти соответствует области гидравлически гладких труб (т=0,25), рассчитаем эквивалентный диаметр нефтепровода по формуле
|
5-т - |
|
|
|
||
|
L |
|
|
15000 |
|
|
у |
е' |
|
5000 |
5500 |
4500 |
|
.0,259(5~°>25) |
0,205 (5Ч)'25) |
0,207(5_0'25). |
||||
l à |
д5-* _ |
|||||
5. |
Определим |
относительную шероховатость трубы к и переходных |
||||
чисел Рейнольдса Ret и Re2 по формуле (1.23) |
|
|||||
|
* = |
^ — =9,21710-4; |
|
|
||
|
0,217 |
|
|
|
||
|
Л е,= ------10 |
=10850; |
|
|||
|
|
9,217-КГ4 |
|
|
||
=542500.
9,217-Ю '4
6. Задаваясь несколькими значениями расхода нефти, рассчитываем суммарные потери напора в трубопроводе по формуле:
H =\,02hT+ A z + - ^ , P g
где hz - потери напора на трение, определяемые по формуле (1.21) в зависимости от режима течения нефти (табл. 1.6). Результаты гидравлического расчета промыслового нефтепровода приведены в табл. 1.15.
Таблица 1.15
Результаты гидравлического расчета промыслового нефтепровода
Q, М3/ч |
Re |
т |
Р , с2/м |
ht, м |
Я, м |
|
80 |
5645 |
|
|
47.4 |
140.6 |
|
90 |
6350 |
|
|
58.2 |
151.5 |
|
100 |
7056 |
0,25 |
0,0246 |
70,0 |
163.3 |
|
110 |
7761 |
82.7 |
176,0 |
|||
|
|
|||||
120 |
8467 |
|
|
96.3 |
189.6 |
|
130 |
9172 |
|
|
110.8 |
204.0 |
Во всем диапазоне рассмотренных расходов режим течения нефти турбулентный в области гидравлически гладкого трения.
Построим совмещенную характеристику насоса и промыслового нефтепровода (рис. 1.19). Как видно из рисунка, расчетная пропускная способность составляет Qp=114,6 м3/ч, что превышает производительность перекачки 0=105 м3/ч, полученную по данным измерений. Это говорит о том, что фактическое гидравлическое сопротивление нефтепровода больше расчетного вследствие возможных отложений парафина на стенке грубы, наличия водяных или газовых скоплений и т. п.
7.Рассчитаем эквивалентный диаметр нефтепровода, соответствующий
его фактической производительности
|
1 |
|
|
|
|
|
5 - т |
|
|
|
|
1,02 P v m Q2-m L |
|
|
|
|
|
Рн ~~Рк —Az |
|
|
|
|
|
P 'g |
|
|
|
1__ |
|
|
|
|
|
|
|
/ |
а \0.25 |
М 0 5 |
У 2-0,25) |
, 5 -0 ,2 5 |
|
1,02 0,0246(23,МО"6) |
• — |
■ |
15-103 |
|
|
__________ V |
’ |
l3600j____________ |
=0,204 м. |
||
|
(1,65-0,45) 10 |
|
|
||
|
|
|
|
||
|
860,9-9,81 |
|
|
|
|
Рис. 1.19. Совмещенная характеристика промыслового нефтепровода и насоса ЦНСн 105-196
1 - характеристика насоса ЦНСн 105-196; 2 - характеристика нефтепровода фэ=0,217 м); 3 - характеристика нефтепровода (£>э=0,204 м)
Точка пересечения характеристики нефтепровода с эквивалентным диаметром D3=0,204 м (пунктирная линия на рис. 1.19) и характеристики насоса соответствует расходу £?=105 м3/ч.
Пример 1.4. Выполнить расчет магистрального газопровода, для перекачки Qr =30,7 млрд. м3/год протяженностью L =1210 км. По газопроводу транспортируется газ следующего состава:
Компонент |
СН4 |
С2Нб |
СзН* |
С4Н,0 с 5н 12 |
с о 2 |
N 2 |
Объемная доля, % |
90,0 |
5,0 |
3,0 |
0,6 |
0,4 |
0,3 |
Средняя температура грунта на глубине заложения оси газопровода составляет 710=278К, средняя температура воздуха 7io^=283K. Газопровод прокладывается в смешанных грунтах (Кср=1 Вт/(м2*К)).
Выбрать рабочее давление, определить количество компрессорных станций и расстояние между ними. Выполнить уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями. Выбрать тип ГПА и произвести расчет режима работы КС.
Решение
1.Выбор рабочего давления и определение диаметра газопровода
1.1.Принимаем рабочее (избыточное) давление в газопроводе р=7,35 МПа. Значения абсолютного давления на входе и выходе центробежного нагнетателя составят соответственно рве =5,1 МПа и рнлг =7,46 МПа. Согласно принятого уровня давления и годовой производительности по табл. 1.8. принимаем условный диаметр газопровода £>у=1400 мм.
1.2.Для строительства газопровода принимаем трубы £>/*=1420 мм Челябинского трубного завода, изготовленные по ТУ 14-3-1363-97 из стали 10Г2ФБ (приложение Б).
Для принятого диаметра по формулам (1.17) и (1.16) значения расчетного сопротивления металла трубы и толщины стенки газопровода
= 588 0^9 = |
м |
11,34 1,05
£= - 1,1-7,35-1420 -=14,9 мм. 2-(376,1+1,1-7,35)
Принимаем стандартную толщину стенки трубы £„=15,7 мм. Внутренний диаметр газопровода по формуле (1.18)
De„=1420-2-15,7=1388,6 мм =1,3886 м.
2.Расчет свойств перекачиваемого газа
2.1.Плотность газа при стандартных условиях по формуле (1.37)
рст=0,9-0,669+0,05-1,264+0,03-1,872+0,007-2,519+
+0,006-3,228+0,0041,842+0,003-1,165=0,768 кг/м3.
2.2.Молярная масса по формуле (1.38)
М=0,9-16,04+0,05-30,07+0,03-44,09+0,007-58,12+
+0,006-72,15+0,004-64,07+0,003-28,02=18,414 кг/кмоль.
2.3.Газовая постоянная по формуле (1.39)
Д= - 3— 4 = 451,5 Дж/(кг-К). 18,414
2.4.Псевдокритические температура и давление по формулам (1.40) и
(1.41)
Тпк = 155,24 • ( 0,564+0,7682) = 206,8 К;
рпк =0,1737/26,831-0,7682>4,527 МПа.
2.5.Относительная плотность газа по воздуху по формуле (1.42)
А = р ст /1,206 = 0,7682/1,206 =0,637.
2.6.Суточная производительность газопровода по формуле (1.42)
составит
30,7-103 = 93,46 млн. м3/сут.
365-0,9
3.Определение расстояния между компрессорными станциями и числа КС
3.1.Пользуясь данными табл. 1.7 по формулам (1.47) и (1.48) определяем значения начального и конечного давления на линейном участке между КС
рн =7,46—(0,11+0,06>7,29 МПа;
рк =5,1+0,12=5,22 МПа.
3.2. Полагая температуру газа на входе в линейный участок равной 7)/=303К, определим ориентировочно среднюю температуру газа на линейном участке
?ср ~ 278 + 303 =290,5 К.
2
3.3. В первом приближении, полагая режим течения газа квадратичным, по формуле (1.52) коэффициент сопротивления трению
X jp =0,067 |
=8,978 IО 3 |
^V13886J
3.4.Полагая, что газопровод будет оборудован устройствами для очистки внутренней полости (£г=0,95), коэффициент гидравлического сопротивления Я по формуле (1.49)
Я=1,05- 8,978-10~3 = 1,045-ИГ2. 0,952
3.5. Среднее давление в линейном участке по формуле (1.57)
Р ср = Ц |
г 29+- ^ ~ |
=6,312 МПа. |
СР 3 1 |
739+5,22 |
|
(1.55)
_ 6,312 |
. |
Рпр ~ _--1,394 |
, |
Л,527 |
|
290,5 Тпр ~ 206,8 = 1,405
3.7.Коэффициент сжимаемости газа по формуле (1.53)
%ср ~1_ |
0,0241-1,394 |
|
= 0,839. |
||
|
1 -1,68 • 1,405 + 0,78 • 1,4052 + 0,0107 • 1,4053 |
|
3.8. Расчетное расстояние между КС по формуле (1.45) составит |
||
„ |
105.0872-1,3886s (7.292 -5.222) |
|
1=-------г------------------±— ----------- L—=104,233 км. |
||
|
93,462 ■0,637-1,045-10"2 -0,839-290,5 |
|
3.9. Определяем |
по формуле (1.58) расчетное число компрессорных |
|
станций |
|
|
|
1210 |
il*- |
|
=--------- =11,61. |
|
|
104,233 |
|
3.10. Округляем расчетное число КС до я=12, после чего по формуле (1.59) уточняем расстояние между КС
|
1210 = 8зз км. |
|
12 |
4. |
Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка |
газопровода между двумя компрессорными станциями
4.1. Принимаем в качестве первого приближения значения А, Тср и Zçp и первого этапа вычислений:
Л=1,045-10'2 ; Га ,=290,5 К; Za=0,839.
4.2. Определяемо по формуле (1.60) в первом приближении значение рк
Рка'^ 7 ,2 9 2- 93,462 -0,637-1,045-10“2 -0,839-290,5 100,833 =5,30 МПа. 105,0872 -1,3886s
4.3.Определяется среднее давление по формуле (1.57)
р СР=,= ---(7| |
5 зо2 |
^ |
1,2 9 + — г - |
=6,348 МПа. |
|
3 V |
7,:29+530 |
|
_ 6,348 л м Р пр ~ ____ -1,402
4,527
290,5 Тпр-'206,8 =1,405
4.5. Удельная теплоемкость газа по формуле (1.61)
Ср =1,695+1,838-10-3 -290,5+1,96-Ю6 •6,348 Р’1 =2,728 кДж/(кг-К). 290,53
4.6.Коэффициент Джоуля-Томсона по формуле (1.62)
А = |
1 |
( 0,98-10° -1,5 =3,706 К/МПа. |
* |
2,728 |
290,52 |
4.7. Рассчитываем коэффициент at по формуле (1.64)
а, =0,225 |
1 1,3886 |
-=1,967-10~3 км -1. |
------------------ |
'93,460,637-2,728
4.8.Вычисляем по формуле (1.63) значение средней температуры с учетом теплообмена с окружающей средой и коэффициента Джоуля-Томсона
j__g-l,967-10"3-100,833
ТСР=278+(303-278)- . - Л-3 |
|
|
1,967-10"J -100,833 |
|
|
7,462-5,302 |
1-е |
-1.967-10"3 100.833 |
-3.7052- |
|
=297,3 К. |
2-1,967-10-3-100,833-6,348 |
1,967-Ю-3 -100,833 |
|
4.9. Вычисляем уточненные значения приведенной температуры ТПР и коэффициента сжимаемости ZQP
т _ТСР |
297,3 |
|
1пр |
=1,437 |
|
1ПК |
‘206,8 |
|
ZCp- 1- |
0,024 М,405 |
-=0,852. |
|
1-1,68 1,437+0,78-1,4372+0,0107 1,437J
4.10. Рассчитываем коэффициент динамической вязкости по формуле (1.65) и число Рейнольдса по формуле (1.51)
//=5,МО-46 [1+0,768 (1,1-0,25-0,768)]-[0,037+1,437(1-0,104-1,439)]х
1+ |
1,4052 |
=1,254-10-5 Па с; |
|
30(1,437-1) |
|||
|
|
Re=17,75--- 063. - - 3’46 - ..=6,069107
1,3886-1,254-10-5
4.11. Вычисляем по формулам ( 1.50) и (1.49) коэффициенты ХТр и X
ЛТР=0,067-f— |
+ 2'3'10 |
) |
=9,084-10"3 ; |
U.069-107 |
1,3886 |
) |
|
Л=,,05-2^±1?1=1.057.10-2.
0,95
4.12.Конечное давление во втором приближении по формуле (1.60)
Рк = Lуу2 93,462 -0,637-1,057-10~2 -•0,852-297,3-100,833 =5,178 МПа.
V ’ |
105.0872 -1,38865 |
4.13. Относительная погрешность определения конечного давления составляет
Рк - Р к • 100= 5,3-5,178 =2,315%. Рк 5,3
Полученный результат отличается от предыдущего приближения более 1%. Поэтому приравниваем Рк~Р'к и уточняем расчеты, начиная с п. 3. Результаты расчетов приведены в табл. 1.16.
Таблица 1.16
Результаты уточненного теплового и гидравлического расчета линейного
___________________________ участка газопровода_________ _____________
Наименование расчетного параметра |
Первое |
Второе |
|
приближение |
приближение |
||
|
|||
1 |
2 |
3 |
|
Конечное давление рКь МПа |
5,300 |
5,178 |
|
Среднее давление рея, МПа |
6,348 |
6,293 |
|
Приведенная температура ТПр |
1,405 |
1,437 |
|
Приведенное давление рПР |
1,402 |
1,390 |
|
Теплоемкость газа СрькДж/(кг-К) |
2,728 |
2,704 |
|
Коэффициент Джоуля-Томпсона D/, К/МПа |
3,706 |
3,548 |
|
Параметр а, |
1,967-10’3 |
1,985-10'3 |
|
Средняя температура ТСрУК |
297,:3 |
297,2 |
|
Средний коэффициент сжимаемости Zcp |
0,852 |
0,853 |
|
1 |
|
Продолжение табл. 1.16 |
|
|
|
2 |
3 |
|
Динамическая вязкость газа р 9Па-с |
« |
1,25410 s |
1,251-Ю'5 |
|
Число Рейнольдса Re |
|
6,069-107 |
6,083-107 |
|
Коэффициент сопротивления трения ЛТг |
9,084-10'3 |
9,083-10‘3 |
||
Коэффициент гидравлического |
|
1,057-Ю'2 |
1,057-Ю'2 |
|
сопротивления Л |
|
|
||
|
|
|
|
|
Конечное давление р 'к , МПа |
|
5,178 |
5,176 |
|
Относительная погрешность по давлению, % |
2,315 |
0,520 |
||
4.14. Уточняется среднее давление по формуле (1.57) |
|
|||
|
5,176" |
=6,293 МПа. |
|
|
Р ср~ з |
7,29+ |
|
||
7,29+5,176 |
|
|
|
|
4.15. По формуле (1.66) определяется конечная температура газа |
||||
rtf =278+(303-278)-е -1 ,985-КГ3 100,833 |
|
|
||
7,292-5,1762 |
|
100.833 Ц 9 , 7 |
К |
|
-3,541- |
|
|
|
|
2-1,985-10~3-100,833-6,293 |
|
|
|
|
На этом уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода можно считать завершенным.
5. Выбор типа ГПА и расчет режима работы КС
На компрессорных станциях газопровода предполагается установка газотурбинных агрегатов ГПА-Ц-16, оборудованных центробежными нагнетателями ГПА-Ц-16/76. Характеристики нагнетателя и газотурбинного привода приведены в табл. 1.10 и 1.11.
По результатам теплового и гидравлического расчета линейного участка определим давление рве и температуру Твс газа на входе в центробежный нагнетатель: рВс=Рк-Дрвс=5,176-0,12=5,056 МПа; ТВС= 7^=291,7 К.
5.1. Вычисляем по формулам (1.54) и (1.55) при р=рвс и Т=^ТВСзначения давления и температуры, приведенные к условиям всасывания
п_5,056
Рпр ~ * |
|
17 » |
|
|
|
4,527 |
|
|
|
|
?ср |
|
291,7 |
|
Тпр —Тпк |
|
= 1,411. |
|
|
|
206,8 |
|
||
5.2. Рассчитываем по формуле (1.53) коэффициент сжимаемости газа при |
||||
условиях всасывания |
|
|
|
|
~ |
- |
|
0,0241-1,117 |
|
Zв с —»-------------------------—----- |
:------------- — =0 873 |
|||
|
|
1-1,68-1,411 + 0,78-1,4112 +0,0107-1,413 |
||