Методика решения

1. Определение плотности при расчетной температуре:

, (6.36)

где t – расчетная температура; β_р - коэффициент объемного расширения.

ρ₂₀ = 830 – 839 кг/м³ β_р = 0,000868 1/^оС

ρ₂₀ = 840 – 849 кг/м³ β_р = 0,000841 1/^оС

ρ₂₀ = 850 – 859 кг/м³ β_р = 0,000818 1/^оС

ρ₂₀ = 860 – 869 кг/м³ β_р = 0,000868 1/^оС.

2. Определение вязкости при расчетной температуре:

, (6.37)

, (6.38)

где ν_* - вязкость при любой известной температуре, например t_* = 20 ^оС.

3. Определение расчетной производительности:

,

где N_p - число рабочих дней, принимают равным 350;

- для выбора марки насоса;

- для гидравлического расчета.

4. Диаметр D трубопровода определяется в зависимости от G, [млн. т./год] по прил. 1. Чтобы вычислить внутренний диаметр D_вн, зная наружный диаметр - D_н, необходимо рассчитать толщину стенки нефтепровода по формуле

, (6.39)

где п₁=1,15; ; P - внутреннее давление в трубопроводе; R_n1 = 500 МПа; m₀ = 0,9; k₁ = 1,4; k_н=1 принимаем на основании СНиП.

Внутреннее давление в трубопроводе P определяется как давление, создаваемое основными и подпорными насосами. Для этого из сортамента и характеристик насосов по часовой производительности выбирается марка насоса и с характеристики снимается напор насоса при большем роторе. Например, если принять число рабочих насосов равное трем, напор основных насосов составит 3Н_осн, тогда по Q_час определяется марка подпорного насоса и напор подпорного насоса при максимальном роторе Н_п и рабочее давление в трубопроводе

. (6.40)

После этого необходимо сравнить рабочее давление с давлением по нормативам (см. Приложение 1). Если Р_раб получается больше, чем рекомендованный интервал, то необходимо принять Н_п и Н_осн по нижнему ротору насоса и снова проверить Р_раб :

.

5. Рассчитывается Р_раб и толщина стенки δ нефтепровода. Значение δ округляется до большего ближайшего значения по сортаменту и вычисляется внутренний диаметр нефтепровода, необходимый для гидравлического расчета.

. (6.41)

6. Режим течения нефти в нефтепроводе:

, (6.42)

где Q – расход, м³/с; D – внутренний диаметр трубопровода, м; ν_t - кинематическая вязкость при расчетной температуре, м²/с.

7. Граничные значения Re: Re_I и Re_II

, (6.43)

,

где e – абсолютная шероховатость трубопровода, принимается по ВНТП-2-86, е = (0,1÷0,2) мм; D – внутренний диаметр трубопровода, мм.

Если 2320 < Re < Re_I, то режим течения – турбулентный (зона Блазиуса). Тогда

; m = 0,25; .

Если Re_I < Re < Re_II, то режим течения – турбулентный (зона смешанного закона сопротивления). Тогда

; m = 0,123; .

8. Определив коэффициент гидравлического сопротивления λ, находятся потери напора на трение в нефтепроводе по формуле Дарси-Вейсбаха

, (6.44)

где L – длина трубопровода, м; D – внутренний диаметр нефтепровода, м; g – ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с²; υ – скорость течения нефти, м/с:

, (6.45)

где Q – расход трубопровода, м³/с.

9. Полные потери напора в трубопроводе, м:

, (6.46)

и гидравлический уклон:

. (6.47)

10. Напор одной станции

, (6.48)

где k – число основных насосов, k = 3; Н_осн – напор основного насоса (определяется по Q–H характеристике насоса в приложении 2); h_вн - внутристанционные потери напора, h_вн = 15 м.

11. Число станций

. (6.49)

Затем количество станций округляется в двух вариантах:

а) в большую сторону; б) в меньшую сторону.

Если n₁ > n, то вычисляется действительный напор одного насоса; определив предварительно действительно необходимый напор одной станции:

; (6.50)

;

Уточнив Н_нас’, производится обточку рабочего колеса насоса:

, (6.51)

где Q – рабочая производительность, м³/с; Н₁ - напор при Q₁, м; Н₂ - напор при Q₂, м; Н₁, Q₁; Н₂, Q₂ - произвольные точки, снятые с Q-H характеристики насоса.

12. После обточки рабочего колеса насоса проводится расстановка по трассе, с округлением числа станций в большую сторону (Рис. 6.8).

Рис.6.8. Расстановка станций по трассе

Для удобства проведения расчетов рекомендуется заполнить табл. 1.

Таблица 6.1.

Месторасположение станций по трассе

13. После определения местоположения насосных станций на трассе, длин трубопроводов между ними и отметок, производится аналитическую проверку режима работы всех НПС, для этого необходимо определить и :

; (6.52)

, (6.53)

где δ - округленная в большую сторону толщина стенки по сортаменту;

; (6.54)

, (6.55)

где Р_а = 760 мм.рт.ст.; Р_у = 500 мм. рт. ст.; Δh_{прот. кав.} определяется с графика Q–H насоса, [м]; h_вс = 10 (м).

Проверяется режим работы станций из условий:

;

,

Н_к ≈ 30 м.

;

;

;

;

;

.

Если проверка сошлась, следовательно, станции расставлены верно.

14. Затем строится совместный график работы нефтепровода и всех НПС и определяется графически рабочую точку системы (рис.6.9.)

Рис.6.9. Q-H характеристики всех НПС и МН

Для построения графика НПС для нескольких значений Q находятся соответствующие им значения H основных насосов (после обточки), а также H подпорного насоса.

Н_п - откладывают один раз;

,

где k – число насосов на НПС; n – число НПС на трассе нефтепровода. Затем рисуют график всех НПС

После этого аналитически определяют значения потери напора для произвольнозадаваемых производительностей нефтепровода (3 – 4 точки) по формуле

В заключении, строится график нефтепровода, определяются координаты рабочей точки Q_раб и Н_раб , которые сравнивают с Q_расч и Н_расч, т.е. графически рабочая точка подтверждает правильность гидравлического расчета и выбора насосно-силового оборудования.

Пример технологического расчета нефтепровода.

Выполнить гидравлический расчет нефтепровода, если длина его L = 600км, производительность G = 34 млн./год. Заданы вязкость и плотность нефти: ρ₂₀ = 852 кг/м³; ν₂₀ = 48 сСт; ν₅₀ = 22 сСт.

Расчетная температура нефти t =7 ^оС, минимальная температура нефти в трубопроводе.

Выполнить механический расчет нефтепровода, подобрать насосно- силовое оборудование, определить число НС, расставить их по трассе с округлением в большую сторону. Сделать аналитическую проверку работы НПС и построить график Q-Н работы НПС и МН. Рассчитать режим работы трубопровода и НПС.

Решение

1. Определение плотности нефти при заданной температуре:

кг/м³ .

2. Определение вязкости нефти при t_р :

сСт,

.

3. Определение расчетной производительности:

, м³/час,

т.к G = 34 млн. т/год , тогда D = 1020 мм (прил. 1).

Число рабочих дней N_p = 350.

м³/час = 1,31 м³/с.

4. Определение толщины стенки:

,

где n₁ = 1,15.

5. Определяем марку насоса и найдем напор насоса при верхнем и нижнем роторе, приняв число рабочих насосов равным 3. Напор основных насосов 3Н_осн :

,

т₀=1,47; К_н=1; R_н1=530 МПа. Сталь 13Г2АФ, ТУ 14-3-1424-86. Изготовитель – Новомосковский трубный завод.

Выбираем насос НМ 5000-210 по Q_раб (м³/час).

Характеристика работы насоса.

При Q=4713,66 м³/час ≈ 4714 м³/час,

Н₁=220 м (ротор верхний),

Н₂=160 м (ротор нижний).

Подпорный: НПВ 5000-120.

При Q=4714 м³/час, Н₁=123 м (ротор верхний), Н₂=92 м (ротор нижний).

Считаем, что у нас в системе 3 основных и 1 подпорный насос.

Найдем рабочее давление в трубопроводе

;

а) МПа;

б) МПа;

в) МПа.

Выбираем вариант в), т.е. нижний ротор как Н_осн.

6. Определим толщину стенки трубы при Р_раб=5,1 МПа

мм,

принимаем δ=9,2 мм, как ближайшую большую по сортаменту, сталь 13г2АФ, Новомосковский трубный завод.

Тогда

;

мм.

7. Режим течения нефти в нефтепроводе:

8. Определяем число Рейнольдса

;

;

.

турбулентный режим, зона Блазиуса

т=0,25; β=0,0246;

.

9. Гидравлический уклон:

,

м/с,

.

10. Потери напора на трение в нефтепроводе по формуле Дарси-Вейсбаха

м.

11. Полные потери напора в нефтепроводе:

, Н_к=30 м;

≈2273 м, при ΔZ=100 м.

12. Напор одной станции:

,

h_вн=15м внутристанционные потери;

м,

13. Определяем число станций

а) округляем в большую сторону n₁>n, n₁=5 станций.

Действительно необходимый напор одной станции:

м.

Действительный напор одного насоса:

м.

Производим обточку рабочего колеса:

.

Q₂=4800 м³/час=1,33 м³/с, Н₂=157м, Q₁=3200м³/час=0,89м³/с, Н₁=207м.

,

т.е производим обточку на 5,2%

мм – новый диаметр ротора.

Расстановка НПС по трассе при n₁>n.

Необходимо вычислить масштаб по вертикали и отложить ΔZ, Н_к в масштабе напоров станций. Затем откладывают величину напора подпорного насоса и напор станции п₁ раз и соединяют суммарный напор станций с Н_к, получают линию гидравлического уклона i. Месторасположение станций определим пересечением линии гидравлического уклона с линией, отстающей от профиля на величину подпора (Рис. 6.10). Эти точки переносят на профиль трассы.

14. Проверка режима работы всех НПС.

МПа;

м;

.

где Р_а=760 мм.рт.ст., Р_у=500 мм.рт.ст., по Q-H характеристике насоса Δh_{прот.кав.}=38 м.

м.

Насос не обладает самовсасывающей способностью, нужен подпор, величиной:

м.

Проверяем режим работы станций из условий:

, при Н_к=30 м;

;

м;

;

м;

; м;

м;

м;

м;

м;

м;

м;

;

м.

Условие проверки выполняется, следовательно, станции расставлены правильно.

15. Строим совместный график работы нефтепровода и всех НПС. Определяем рабочую точку системы.

Рис.6.10. Расстановка числа станций при п₁=5; п₁>п

Таблица 6.2.

Характеристика НПС на трассе при п₁>п

åL_i=600км åDZ=100м

Построение Q-H характеристики:

Q_расч.=4713,7 м³/час, Н_нас=147 м;

Q_расч. - 800=3913,7 м³/час, Н_нас=171 м;

Q_расч. + 800=5513,7 м³/час, Н_нас=113 м;

Суммарный напор всех станций:

,

где К – число насосов на НПС; п – число НПС на трассе; Н_п=123 м.

Характеристика трубопровода строится по уравнению

.

Характеристика станции:

1) Q_расч.=4713,7 м³/час, Н_нас=147 м,

;

2) Q_расч. - 800=3913,7 м³/час, Н_нас=171 м,

;

3) Q_расч. + 800=5513,7 м³/час, Н_нас=113 м,

.

Характеристика трубопровода:

β=0,0246, т=0,25,

м,

м,

3) Н=2955,6 м

Строим Q-Н характеристику в масштабе (рис.6.12, стр. 307):

по горизонтали: 1 мм=40 м³/час, по вертикали 1 мм=20 м.

Рабочая точка системы

Q_раб=4713,7 м³/час = Q_р; Н_раб=2273 м =Н (полные потери).

Расстановка НПС по трассе при n₂<n .

Число станций округляем в меньшую сторону.n₂<n, n₂=4 станции (Рис. 6.11, стр. 306 )

Таблица 6.3.

Характеристика НПС по трассе при п₂<п

Снизим сопротивление линейной части, т.е. построим лупинг длиной Х.

Длина лупинга: м = 113,23 км.

Уклон лупинга:

если D_л=D, то

в зоне Блазиуса;

;

м;

м.

Уточненный расчет НПС, при п₂<п; п₂=4; лупинг проложен на 1-ом перегоне – 41,4 км и последнем перегоне – 71,8 км.

м;

м;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

Построение Q-H характеристики при округлении числа станций в меньшую сторону:

Q_р=4714 м³/час = 1,31 м³/с, Н_р=160 м;

Q₁=3914 м³/час = 1,087 м³/с, Н₁=180 м;

Q₃=5514 м³/час = 1,532 м³/с, Н₃=125 м;

;

м;

м;

м;

;

м;

м;

м.

Рис.6.11. Расстановка станций при п₂<п; п₂=4

Рис.6.12. Q-H характеристика

1 – характеристика Q-H нефтепровода при n₁=5; 2 – характеристика Q-H нефтепровода при n₂=4 (с лупингом); 3 – характеристика Q-H НПС при n₁=5;

4 – характеристика Q-H НПС при n₂=4; Q_р – рабочая производительность МН.

7. ГИДРАВЛИКА: СКВОЗЬ ПРОСТРАНСТВО И ВРЕМЯ

Данная глава посвящена занимательным фактам, экспериментам и изобретениям в современной гидравлике и ее истории. Авторы пособия не претендуют на новизну и авторство материала. Широко известны работы знаменитых физиков в этой области – Якова Перельмана, Петра Маковецкого. В этой главе преследуется цель объяснить и показать читателю, как часто в нашей обычной жизни мы встречаемся с законами гидравлики, и, быть может, тем самым повысить интерес к этой науке и сделать ее более доступной и понятной.