Пример 5.1. Технологический расчет МН

Технологический расчет магистрального нефтепровода

Цель технологического расчета: определить толщину стенки нефтепровода, сделать гидравлический расчет, подобрать насосно-силовое оборудование, определить число насосных станций, расставить их по трассе нефтепровода и сделать аналитическую проверку работы НПС.

Методика решения

1. Определение плотности при расчетной температуре

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

; ,

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

3. Определение расчетной производительности

где N_p - число рабочих дней трубопровода в году, определяется в зависимости от диаметра D и длины L трубопровода по приложению 17;

- для выбора марки насоса;

- для гидравлического расчета.

4. Чтобы определить N_p, необходимо знать диаметр D трубопровода; D определяется в зависимости от G, [млн. т./год] по прил. 18.

Определяется наружный диаметр - D_н. Чтобы определить внутренний диаметр D_вн, нужно рассчитать толщину стенки нефтепровода по формуле:

5. ,

где п₁=1,15;

; для расчета принимаем R_n₁ = 500 МПа; m₀ = 0,9; k₁ = 1,4; k_н=1;

P – внутреннее давление в трубопроводе, определяется, исходя из давления, создаваемого основными насосами и подпорным насосом, т.е. чтобы определить δ, надо найти P. Для этого по часовой производительности нужно определить марку насоса и найти напор насоса при максимальном роторе, приняв число рабочих насосов равным трем. Напор основных насосов будет 3Н_осн, затем нужно по Q_час определить марку подпорного насоса и напор подпорного насоса при максимальном роторе Н_п, затем найти рабочее давление в трубопроводе.

После этого нужно сравнить рабочее давление с давлением, рекомендованным в приложении для Вашей производительности. Если Р_раб получается больше, чем рекомендованный интервал, то необходимо взять Н_п и Н_осн по нижнему ротору насоса и снова проверить Р_раб

6. После определения Р_раб рассчитывают δ - толщину стенки нефтепровода по п. 5. Значение δ округляют до большего ближайшего значения по сортаменту и определяют внутренний диаметр нефтепровода, необходимый для гидравлического расчета.

7. Затем определяют режим течения нефти в нефтепроводе:

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

8. Затем определяют граничные значения Re: Re_I и Re_II

; ,

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 Блазеуса). Тогда

; m = 0,25; .

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

; m = 0,123; .

9. Определив λ - коэффициент гидравлического сопротивления, находят потери напора на трение в нефтепроводе по формуле Дарси-Вейсбаха:

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

где Q – расход трубопровода, м³/с.

10. Затем определяют полные потери напора в трубопроводе, м:

Также определяют гидравлический уклон:

11. Затем определяют напор одной станции:

где k – число основных насосов, k = 3; Н_осн – напор основного насоса (определяется по Q–H характеристике насоса в приложении); h_вн - внутристанционные потери напора, h_вн = 15 м, по ВНТП 2-86.

12. Затем определяют число станций:

Затем число станций округляют:

а) в большую сторону;

б) в меньшую сторону.

Если n₁ > n, то определяют действительный напор одного насоса; но сначала определяют действительно необходимый напор одной станции:

;

Уточнив Н_нас’, производят обточку рабочего колеса насоса.

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

13. После обточки рабочего колеса насоса делают расстановку по трассе, с округлением числа станций в большую сторону.

Рис. 5.1.1 Расстановка станций по трассе

Затем заполняют таблицу 5.1

Таблица 5.1

Месторасположение станций по трассе

№ НПС	км	Z	Расстояние между НПС	Отметки перегонов

			l₁	Z₂ - Z₁
	l₁	Z₂
			l₂	Z₃ - Z₂
	l₁ + l₂	Z₃
			l₃	Z_к - Z₃
КП	l₁ + l₂+ l₃	Z_к

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

;

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

; ,

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).

Проверяют режим работы станций из условий:

;

Н_к ≈ 30 м.

;

Если проверка сошлась, следовательно, станции расставлены верно.

15. Затем строят совместный график работы нефтепровода и всех НПС и определяют графически рабочую точку системы (рис. 5.1.2).

Рис. 5.1.2 Q-H характеристики всех НПС и МН

Для построения графика НПС находят для нескольких значений Q соответствующие им значения H основных насосов (после обточки), а также определяют 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 (берут 3 – 4 точки) по формуле:

Затем строят график нефтепровода и определяют координаты рабочей точки Q_раб и Н_раб и сравнивают их с Q_расч и Н_расч, т.е. графически рабочая точка подтверждает правильность гидравлического расчета и выбора насосно-силового оборудования.

Пример 5.1. Технологический расчет МН

Сделать 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.

Сделать 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. 18).

Число рабочих дней N_p = 349 (прил. 17).

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 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.

;

мм.

7. Режим течения нефти в нефтепроводе

8. Определяем число Рейнольдса

;

турбулентный режим, зона Блазеуса

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 обрезку рабочего колеса

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

т.е обрезаем 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 определяют пересечением линии гидравлического уклона с линией, отстающей от профиля на величину подпора. Эти точки переносят на профиль трассы.

14. Проверка режима работы всех НПС.

МПа;