Технологический расчет нефтепровода

1

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Технологический расчет магистрального нефтепровода предусматривает решение следующих основных задач:

определение оптимальных параметров нефтепровода. К ним относятся диаметр трубопровода, давление на нефтеперекачивающих станциях (НПС), толщина стенки трубопровода, число нефтеперекачивающих станций;

расстановка станций по трассе нефтепровода;

расчет эксплуатационных режимов нефтепровода.

Для определения оптимальных параметров нефтепровода обычно задаются несколькими значениями его диаметра, после чего выполняются гидравлический и механический расчеты. Результатом этих расчетов является определение числа НПС и толщины стенки трубы для каждого конкурирующего варианта. Наилучший вариант находят из сравнительной оценки эффективности инвестиций, то есть экономическим расчетом.

Расчет эксплуатационных режимов заключается в определении производительности нефтепровода, давления на выходе станций и подпоров перед ними при условиях перекачки, отличающихся от проектных. Одновременно решаются вопросы регулирования работы нефтепровода.

В настоящем методическом пособии рассматриваются основные этапы технологического расчета, за исключением выбора экономически обоснованного оптимального диаметра нефтепровода.

Задание

Исходные данные:

· годовая производительность

· протяженность нефтепровода

· геодезические отметки

· по нефтепроводу транспортируется нефть со свойствами:

· расчетная температура перекачки составляет

Выбрать 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.



1. Расчетные значения плотности и вязкости перекачиваемой нефти

Расчетная плотность нефти при температуре Т=ТР определяется по формуле

где - температурная поправка, кг/(м3•К),

=1,825 - 0,001315293 ;

293 - плотность нефти при 293К, кг/м3.

Расчетная плотность нефти:

Расчетную кинематическую вязкость нефти определяем по формуле Вольтера:

где Т - кинематическая вязкость нефти, мм2/с;

Определим постоянные коэффициенты в данной формуле, определяемые по двум значениям вязкости 1 и 2 при двух температурах Т1 и Т2:

Расчетная вязкость составит:

.

2. Выбор насосного оборудования НПС и расчет рабочего давления

Расчетная часовая производительность нефтепровода определяется по формуле:

где GГ - годовая (массовая) производительность нефтепровода, млн. т/год;

- расчетная плотность нефти, кг/м3;

Nр - расчетное число рабочих дней в году, Nр=350 суток.

kнп=1,05 - коэффициент неравномерности перекачки.

В соответствии с расчетной часовой производительностью выбираем насосы: подпорный насос НПВ 2500-80 и магистральный насос НМ 2500-230.

По напорным характеристикам насосов вычисляется рабочее давление из условия:

где g - ускорение свободного падения;

hп, hм - соответственно напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами при расчетной производительности нефтепровода;

mм - число работающих магистральных насосов на нефтеперекачивающей станции;

Pдоп - допустимое давление НПС из условия прочности корпуса насоса или допустимое давление запорной арматуры.

Задаваясь наибольшими значениями диаметров рабочих колес D2, определим напоры, развиваемые насосами при расчетной производительности перекачки. Для этого воспользуемся уравнением напорной характеристики насоса.

Напор магистрального насоса (ротор 1,25Q H и D2=445 мм) составит:

напор подпорного насоса (ротор D2=540 мм) составит:

Определим рабочее давление при условии, что число последовательно работающих магистральных насосов на НПС mМ=3.

Так как рабочее давление превышает допустимое значение примем для всех магистральных насосов ротор 1,0QH и D2=405 мм, для которого напор составит:

В этом случае рабочее давление составит:

Условиевыполняется. Для дальнейших расчетов примем диаметр рабочего колеса магистрального насоса D2=405 мм.

В соответствие с расчетом выбираем следующую схему подключения: один подпорный насос с одним резервным и три магистральных последовательного соединения с одним резервным.

Рис. 1. Схема подключения насосов.

3. Определение диаметра и толщины стенки трубопровода

Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле:



где - рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки в зависимости от плановой производительности нефтепровода.

Для дальнейших расчетов принимаем ближайший стандартный наружный диаметр трубопровода DН=720 мм. Согласно требованиям СНиП 2.05.06-85*, нефтепроводы диаметром DУ=700 мм и более следует относить к третьей категории (коэффициент условий работы mу=0,9).

Примем для сооружения нефтепровода прямошовные электросварные трубы Выксунского металлургического завода, изготавливаемые по ТУ 14-3-1573-99 из горячекатанной стали марки 13Г2АФ (временное сопротивление стали на разрыв в =530 МПа; коэффициент надежности по материалу k1=1,4).

Для принятого стандартного диаметра вычисляется толщина стенки трубопровода:

где P - рабочее давление в трубопроводе, МПа;

np - коэффициент надежности по нагрузке;

R1 - расчетное сопротивление металла трубы, МПа:

- нормативное сопротивление растяжению (сжатию), равное временному сопротивлению стали на разрыв, МПа (= в);

mу - коэффициент условий работы;

k1 - коэффициент надежности по материалу;

kн - коэффициент надежности по назначению.

Вычисленное значение толщины стенки трубопровода о округляется в большую сторону до стандартной величины из рассматриваемого сортамента труб.

Так как перекачку нефти предполагается производить по системе «из насоса в насос» и диаметр нефтепровода DУ<1000 мм, согласно СП 36.13330.2012, значения коэффициентов надежности по нагрузке np и надежности по назначению kН принимаются равными соответственно np=1,15 и kН=1.

Определим расчетное сопротивление металла трубы:

Расчетное значение толщины стенки трубопровода составляет:

Полученное значение о округляем в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной

Внутренний диаметр трубопровода определяется по формуле:

4. Гидравлический расчет нефтепровода

Гидравлический расчет нефтепровода выполняется для найденного значения внутреннего диаметра D. Результатом гидравлического расчета является определение потерь напора в трубопроводе.

Суммарные потери напора в трубопроводе составляют:

где 1,02 - коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода;

h - потери напора на трение, м;

z=zК-zН - разность геодезических отметок, м;

NЭ - число эксплуатационных участков (назначается согласно протяженности эксплуатационного участка в пределах 400 - 600 км;

hост - остаточный напор в конце эксплуатационного участка, который можно принять равным hост =30…40 м.

Слагаемое h зависит от скорости течения нефти в трубопроводе.

Средняя скорость течения нефти определяется по формуле:

где - расчетная производительность перекачки, м3/с.

Вычислим среднюю скорость течения нефти

Потери напора на трение в трубопроводе определяют по формуле Дарси-Вейсбаха:



где Lр - расчетная длина нефтепровода (равна полной длине трубопровода при отсутствии перевальных точек), м;

- коэффициент гидравлического сопротивления.

Режим течения жидкости характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса:

Число Рейнольдса составляет:

Значения переходных чисел Рейнольдса Re1 и Re2 определяют по формулам:

где - относительная шероховатость трубы;

kЭ - эквивалентная (абсолютная) шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от ее состояния. Для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации можно принять kЭ=0,2 мм.

Вычислим значения относительной шероховатости трубы и переходных чисел Рейнольдса Re1 и Re2 :



;

;

Так как Re1<Re<Re2, режим течения нефти является турбулентным в зоне смешанного трения.

Коэффициент гидравлического сопротивления для данного режима определим по формуле Альтшуля:

Вычислим потери напора на трение в трубопроводе по формуле Дарси-Вейсбаха: насосный нефтеперекачивающий станция трубопровод

Гидравлический уклон магистрали определяется как отношение потерь напора на трение h к расчетной длине нефтепровода Lр:

Величина гидравлического уклона магистрали:



В расчетах принимаем .

Таким образом, суммарные потери напора в трубопроводе составляют:

5. Определение числа перекачивающих станций

На основании уравнения баланса напоров:

Тогда необходимое число перекачивающих станций для условий обеспечения расчетной производительности нефтепровода составит:

Рассмотрим вариант округления числа НПС в меньшую сторону.

При n=6 гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой дополнительного лупинга.

Длину лупинга ?л можно рассчитать из соотношения:



где

При равенстве D = Dл величина

.

Полагая, что диаметр лупинга и основной магистрали равны, режим течения в них одинаков (m=0,1), найдем значения коэффициента и его длину ?Л.

;

Гидравлический уклон трубопровода с лупингом определяется как:

Величина гидравлического уклона лупинга:

Рассмотрим вариант округления числа НПС в большую сторону.

При округлении числа НПС в большую сторону (n=7), рассмотрим вариант циклической перекачки с различным числом работающих насосов на НПС.

В случае округления числа станций в большую сторону (n>n0, n=7) целесообразно предусмотреть вариант циклической перекачки. При циклической перекачке эксплуатация нефтепровода осуществляется на двух режимах: часть планового времени 2 перекачка ведется на повышенном режиме с производительностью Q2>Q (например, если на каждой НПС включено mм магистральных насосов). Остаток времени 1 нефтепровод работает на пониженном режиме с производительностью Q1<Q (например, если на каждой НПС включено mм -1 магистральных насосов).

Параметры циклической перекачки определяются из решения системы уравнений

где VГ - плановый (годовой) объем перекачки нефти, VГ=24NрQ;

ф1, ф2 - продолжительность работы нефтепровода на первом и втором режимах.

Значения Q1 и Q2 определяются графически из совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающих станций либо аналитически.

Решение системы сводится к вычислению продолжительности работы нефтепровода на первом и втором режимах 1 и 2:

Построение совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающих станций.

Для этого выполним гидравлический расчет нефтепровода постоянного диаметра и оборудованного лупингом в диапазоне расходов от 500 до 3000 м3/ч. Для построения характеристик магистрального и подпорных насосов используем найденные ранее зависимости:

Для построения напорной характеристики насосных станций используем:

.

Число эксплуатационных участков:

Для построения характеристики магистрального трубопровода выведем уравнение характеристик в виде:

где

Тогда уравнение зависимости потерь напора от расхода в нагнетательном трубопроводе можно описать по уравнению:

Для построения характеристики магистрального трубопровода с лупингом выведем уравнение характеристик в виде:

где - потери напора в нефтепроводе с лупингом при

Тогда уравнение зависимости потерь напора от расхода в нагнетательном трубопроводе с лупингом можно описать по уравнению:

Результаты вычислений представлены в табл. 1.

Таблица 1. Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций.

Расход Q, м3/ч	Напор насосов	Характеристика трубопровода	Характеристика нефтеперекачивающих станций
	hМ, м	hП, м	1) постоянного диаметра	2) с лупингом	3) n=6; mМ=3	4) n=7; mМ=3	5) n=7; mМ=2
500	256,6	101,5	317,6	296,6	4152,77	4922,44	3383,09
1000	250,1	98,6	1069,3	985,3	4047,96	4798,37	3297,56
1500	239,4	93,9	2322,2	2133,1	3873,29	4591,58	3155,00
2000	224,4	87,4	4076,3	3740,1	3628,75	4302,08	2955,42
2500	205,2	78,9	6331,5	5806,3	3314,35	3929,87	2698,82
3000	181,6	68,6	9087,8	8331,6	2930,07	3474,94	2385,20

Графически совмещенная характеристика нефтепровода и нефтеперекачивающих станций приведена на рис. 2.

Точка пересечения A характеристики нефтепровода с лупингом длиной ?Л и нефтеперекачивающих станций (n=6) подтверждает правильность определения величины ?Л, так как QA=Q=1964 м3/ч.

При округлении числа ПС в большую сторону (n=6) рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и нефтеперекачивающих станций (n=6; mM=3; рабочая точка A2) определим значение расхода Q2=2045,6 м3/ч. Если на каждой НПС отключить по одному насосу (n=6; mM=2), то рабочая точка совмещенной характеристики переместится в положение A1, и нефтепровод будет работать с производительностью Q1=1700 м3/ч.

Так как выполняется условие Q1<Q<Q2, рассчитаем время работы нефтепровода на режимах, соответствующих расходам Q1 и Q2.



Выводы

В работе был произведен технологический расчет нефтепровода, включающий определение физико-механических свойств перекачиваемой нефти (плотность, коэффициента кинематической вязкости) при расчетной температуре перекачки; определение параметров нефтепровода (диаметра трубопровода; типа насосно-силового оборудования для нефтеперекачивающих станций; толщины стенки трубопровода; числа перекачивающих станций); расчет эксплуатационных режимов работы нефтепровода.



Список литературы

1. Нечваль А.М. Основные задачи при проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов: Учебное пособие/А.М. Нечваль. - Уфа.: Изд-во УГНТУ, 2005. - 81 с.

2. СП 36.13330.2012. Магистральные трубопроводы -Введ. 01.01.86. - М.: Госстрой, ФАУ «ФЦС», 2012. - 97 с.

3. Коршак А.А. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: Учебник для вузов / А. А. Коршак, А. М. Нечваль; Под ред. А. А. Коршака. - Спб.: Недра, 2008. - 488 с.

Размещено на Allbest.ru