Лекция №4
Магистральные трубопроводы. Лекция №4
Технологический расчет нефтепровода предусматривает решение следующих основных задач: Определение оптимальных параметров нефтепровода Расстановка станций по трассе нефтепровода Расчет эксплуатационных режимов нефтепровода Оптимальные параметры: Диаметр трубопровода Давление на НПС Толщина стенки трубопровода Число перекачивающих станций
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАСЧЕТА
Проектирование нефтепровода выполняется на основании проектного задания, в котором указываются: начальный и конечный пункты трубопровода; размещение пунктов путевых сбросов (подкачек) нефти; пропускная способность трубопровода в целом и по отдельным его участкам; сведения о свойствах перекачиваемой нефти; сроки ввода нефтепровода в эксплуатацию по очередям строительства. На основании данных о начальном, конечном и промежуточных пунктах нефтепровода выбирается его трасса. Эта информация в свою очередь является основой для определения в ходе изысканий температур грунта (при подземной прокладке) вдоль трассы и построения ее профиля.
Профиль трассы – это графическое изображение рельефа местности вдоль оси трубопровода, которое строится по особым правилам: на него наносятся только характерные точки (вершины, впадины, изломы) местности; расстояния между характерными точками откладываются только по горизонтали, а их геодезические (нивелирные) высоты – по вертикали; горизонтальный и вертикальный масштабы различаются по величине. По чертежу профиля трассы определяют необходимые для гидравлического расчета расчетную длину нефтепровода и разность геодезических (высотных) отметок. По нему также выполняют расстановку нефтеперекачивающих станций.
В задании на проектирование плотность перекачиваемой нефти указывается при температуре 293К, а ее кинематическая вязкость – при некоторых двух значениях температуры (например, при 273К и 293К). Этих данных вполне достаточно, чтобы производить пересчет свойств нефти на расчетную температуру. Расчетная температура транспортируемой нефти, принимается равной минимальной среднемесячной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода с учетом начальной температуры нефти на головных сооружениях, тепловыделений в трубопроводе, обусловленных трением потока, и теплоотдачи в грунт.
В первом приближении допускается расчетную температуру нефти принимать равной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на уровне оси подземного трубопровода. Для трубопровода большой протяженности трасса разбивается на отдельные участки с относительно одинаковыми условиями. В этом случае можно записать (1) где L – протяженность нефтепровода; ℓi – длина i-го участка с относительно одинаковой температурой Ti; n – число участков.
Расчетная плотность нефти при температуре Т=ТР определяется по формуле (2) где ξ – температурная поправка, кг/(м 3 ·К), (3) где ρ 293 – плотность нефти при 293К, кг/м 3.
Расчетная кинематическая вязкость нефти определяется при расчетной температуре по вязкостно-температурной кривой, либо по одной из следующих зависимостей: формула Вальтера (ASTM), формула Филонова-Рейнольдса.
Формула Вальтера (ASTM) (4) где ν Т – кинематическая вязкость нефти, мм2/с; Аν и Вν – постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости ν 1 и ν2 при двух температурах Т1 и Т2 (5); (6);
Формула Филонова-Рейнольдса (7) где u – коэффициент крутизны вискограммы, 1/К; (8)
Величина пропускной способности нефтепровода, указанная в задании на проектирование, используется при определении расчетной часовой производительности трубопровода, а сведения о сроках ввода нефтепровода в эксплуатацию по очередям строительства – для определения возможных режимов его работы. Кроме данных, указанных в задании на проектирование, для выполнения технологического расчета необходимы также сведения о трубах, выпускаемых промышленностью (наружный диаметр, номинальные толщины стенки, марка стали и ее прочностные характеристики), а также данные об укрупненных технико-экономических показателях при сооружении нефтепроводов.
Укрупненные технико-экономические показатели: стоимость сооружения одного километра нефтепровода (включая стоимость труб, земляных, сварочных, изоляционно-укладочных работ и т. д.) как основной, так и резервной ниток магистрали; стоимость строительства одной нефтеперекачивающей станции: головной или промежуточной, на новой или совмещенной площадке (включая стоимость оборудования трубопроводных коммуникаций, зданий, а для головных станций и стоимость резервуарного парка); сведения о составляющих эксплуатационных затрат (отчисления на амортизацию и текущий ремонт, стоимость 1 кВт·ч потребляемой электроэнергии и т. д.).
ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАСЧЕТА НЕФТЕПРОВОДА
Расчетная часовая производительность нефтепровода определяется по формуле (9) где G Г – годовая (массовая) производительность нефтепровода, млн. т/год; ρ – расчетная плотность нефти, кг/м 3 ; Nр – расчетное число рабочих дней в году, Nр=350 суток; k НП – коэффициент неравномерности перекачки, величина которого принимается равной для: трубопроводов, прокладываемых параллельно с другими нефтепроводами и образующими систему k НП =1,05; однониточных нефтепроводов, подающих нефть к нефтеперерабатывающему заводу, а также однониточных нефтепроводов, соединяющих систему k НП =1,07; однониточных нефтепроводов, подающих нефть от пунктов добычи к системе трубопроводов k НП =1,10.
Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле (10) где w o – рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки, определяемая из графика зависимости рекомендуемой скорости перекачки от плановой производительности нефтепровода
Производительность G Г, млн.т./год Наружный диаметр D н, мм Рабочее давление P, МПа 0,7…1,2 219 8,8…9,8 1,1…1,8 273 7,4…8,3 1,6…2,4 325 6,6…7,4 2,2…3,4 377 5,4…6,4 3,2…4,4 426 5,4…6,4 4,0…9,0 530 5,3…6,1 7,0…13,0 630 5,1…5,5 11,0…19,0 720 5,6…6,1 15,0…27,0 820 5,5…5,9 23,0…50,0 1020 5,3…5,9 41,0…78,0 1220 5,1…5,5
Марка насоса Диапазон изменения подачи насоса, м 3 /ч Номинальные параметры Подача, м 3 /ч Напор, м Допустимый кавитационный запас, м К.П.Д., % НПВ 150-60 90–175 150 60 3 71 НПВ 300-60 120–330 300 60 4 75 НПВ 600-60 300–700 600 60 4 77 НПВ 1250-60 620–1550 1250 60 2,2 77 НПВ 2500-80 1350–3000 2500 80 3,2 82 НПВ 3600-90 1800–4300 3600 90 4,8 85 НПВ 5000-120 2700–6000 5000 120 5 85
Марка насоса Ротор Диапазон изменения подачи насоса, м 3 /ч Номинальные параметры Подача, м 3 /ч Напор, м Допустимый кавитационный запас, м К.П.Д., % 1 2 3 4 5 6 7 НМ 125-550 1,0· Q н 90–155 125 550 4 74 НМ 180-500 1,0· Q н 135–220 180 500 4 74 НМ 250-475 1,0· Q н 200–330 250 475 4 80 НМ 360-460 1,0· Q н 225–370 360 460 4,5 80 НМ 500-300 1,0· Q н 350–550 500 300 4,5 80 НМ 710-280 1,0· Q н 450–800 710 280 6 80 НМ 1250-260 0,7· Q н 650–1150 900 260 16 82 1,0· Q н 820–1320 1 250 20 82 1,25· Q н 1100–1800 1 565 30 80
Марка насоса Ротор Диапазон изменения подачи насоса, м 3 /ч Номинальные параметры Подача, м 3 /ч Напор, м Допустимый кавитационный запас, м К.П.Д., % 1 2 3 4 5 6 7 НМ 2500-230 0,5· Q н 900–2100 1 250 230 24 80 0,7· Q н 1300–2500 1 800 26 82 1,0· Q н 1700–2900 2 500 32 85 1,25· Q н 2400–3300 3 150 48 85 НМ 3600-230 0,5· Q н 1300–2600 1 800 230 33 82 0,7· Q н 1600–2900 2 500 37 85 1,0· Q н 2700–3900 3 600 40 87 1,25· Q н 3600–5000 4 500 45 84 НМ 7000-210 0,5· Q н 2600–4800 3 500 210 50 80 0,7· Q н 3500–5400 5 000 50 84 НМ 7000-210 1,0· Q н 4500–8000 7 000 210 60 89 1,25· Q н 7000–9500 8 750 70 88 НМ 10000-210 0,5· Q н 4000–6500 5 000 210 42 80 0,7· Q н 5500–8000 7 000 50 85 1,0· Q н 8000–11000 10 000 70 84 1,25· Q н 10000–13000 12 500 80 88
По напорным характеристикам насосов вычисляется рабочее давление (МПа) из условия (11) где g – ускорение свободного падения; h п, h м – соответственно напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами при расчетной производительности нефтепровода; m м – число работающих магистральных насосов на нефтеперекачивающей станции; P доп – допустимое давление НПС из условия прочности корпуса насоса или допустимое давление запорной арматуры. Для ряда насосов от НМ 125-550 до НМ 360-460 включительно предполагается последовательное соединение трех насосов по схеме: два работающих плюс один резервный.
ПОТЕРИ НАПОРА И ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ УКЛОН В ПРОСТОМ НЕФТЕПРОВОДЕ
Простым называется нефтепровод постоянного диаметра, по длине которого расход не меняется. При перекачке нефти по магистральному нефтепроводу напор, развиваемый насосами НПС, расходуется на трение h τ, преодоление местных сопротивлений h МС, статического сопротивления из-за разности геодезических отметок Δ z, а также создания требуемого остаточного напора в конце трубопровода h ОСТ (12) (13)
Остаточный напор h ОСТ необходим для преодоления сопротивления технологических коммуникаций и заполнения резервуаров конечного пункта (а также промежуточных НПС, находящихся на границах эксплуатационных участков).
Потери напора на трение в трубопроводе определяют по формуле Дарси-Вейсбаха (14) где L р – расчетная длина нефтепровода (равна полной длине трубопровода при отсутствии перевальных точек), м; ν – расчетная кинематическая вязкость нефти, м/с 2 ; λ – коэффициент гидравлического сопротивления. либо по обобщенной формуле Лейбензона (15) β, m – коэффициенты обобщенной формулы Лейбензона.
Значения λ, β и m зависят от режима течения жидкости и шероховатости внутренней поверхности трубы. Число Рейнольдса, характеризующее соотношение сил инерции и вязкости в потоке, находится по формуле (16) При значениях Re<2320 наблюдается ламинарный режим течения жидкости. Область турбулентного течения подразделяется на три зоны: гидравлически гладкие трубы 2320<Re<Re 1 ; зона смешанного трения Re 1 <Re<Re 2 ; квадратичное (шероховатое) трение Re>Re 2.
Значения переходных чисел Рейнольдса Re 1 и Re 2 определяют по формулам (17) где – относительная шероховатость трубы; k Э – 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 k Э = 0,2 мм.
Расчет коэффициентов λ, β и m выполняется по формулам, приведенным в таблице
Гидравлический уклон магистрали определяется как отношение потерь напора на трение h τ к расчетной длине нефтепровода L р по формуле (18) С геометрической точки зрения гидравлический уклон равен тангенсу угла , характеризующего наклон линии изменения напора по длине трубопровода. (19)
ТРУБОПРОВОДЫ С ЛУПИНГАМИ И ВСТАВКАМИ
На практике в ряде случаев трубопроводы оборудуются параллельными участками (лупингами), а также участками другого диаметра (вставками). В этом случае гидравлический уклон на таких участках будет отличаться от гидравлического уклона основной магистрали. Согласно уравнению неразрывности для трубопроводов без сбросов и подкачек Q = w 1 F 1 = w 2 F 2 = w n F n = idem (20) где w 1 …w n – скорость течения жидкости в сечениях F 1 … F n Т.о., чем больше площадь сечения трубопровода F, тем меньше скорость течения, следовательно, меньше и значение гидравлического уклона.
(21) (22) (23) (24) Потери напора в трубопроводе с лупингом (ставкой) находятся (25)
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЕРЕВАЛЬНОЙ ТОЧКИ И РАСЧЕТНОЙ ДЛИНЫ НЕФТЕПРОВОДА
Ближайшая к началу трубопровода возвышенность на трассе, от которой нефть с требуемым расходом приходит к конечному пункту самотеком, называется перевальной точкой. Это значит, что напор в месте расположения перевальной точки (разность высотных отметок перевальной точки и конечного пункта) больше или равен сумме остаточного напора и потерь напора на участке между ними.
ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕПРОВОДА
Характеристикой нефтепровода называется зависимость напора, необходимого для ведения перекачки, от расхода. Для трубопровода постоянного диаметра уравнение его характеристики примет вид (26) где N э – число эксплуатационных участков. При решении аналитических задач трубопроводного транспорта удобно представлять величину гидравлического уклона в виде (27) где f – гидравлический уклон при единичном расходе, (28) Тогда (26) можно переписать в виде (27)
УРАВНЕНИЕ БАЛАНСА НАПОРОВ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА ПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ
На основании уравнения баланса напоров (28) необходимое число перекачивающих станций составит (29) Как правило, значение n 0 оказывается дробным и его следует округлить до ближайшего целого числа.
Рассмотрим вариант округления числа НПС в меньшую сторону. В этом случае напора станций недостаточно, следовательно, для обеспечения плановой производительности Q необходимо уменьшить гидравлическое сопротивление трубопровода прокладкой дополнительного лупинга. При этом характеристика трубопровода станет более пологой и рабочая точка А1сместится до положения А2.
Длину лупинга ℓ л можно рассчитать из соотношения (28) где (29) При равенстве D=D л величина
В случае округления числа станций в большую сторону (n>n 0 ) целесообразно предусмотреть вариант циклической перекачки. В этом случае эксплуатация нефтепровода осуществляется на двух режимах: часть планового времени τ 2 перекачка ведется на повышенном режиме с производительностью Q 2 >Q (например, если на каждой НПС включено m м магистральных насосов). Остаток времени τ 1 нефтепровод работает на пониженном режиме с производительностью Q 1 <Q (например, если на каждой НПС включено m м –1 магистральных насосов).
Параметры циклической перекачки определяются из решения системы уравнений (30) где V Г – плановый (годовой) объем перекачки нефти, V Г =24·N p ·Q; τ 1, τ 2 – продолжительность работы нефтепровода на первом и втором режимах. Значения Q 1 и Q 2 определяются графически из совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающих станций либо аналитически. Решение системы (30) сводится к вычислению времени τ 1 и τ 2 (31)
РАССТАНОВКА НПС ПО ТРАССЕ НЕФТЕПРОВОДА
Расстановка нефтеперекачивающих станций выполняется графически на сжатом профиле трассы. Рассмотрим реализацию этого метода для случая округления числа нефтеперекачивающих станций в большую сторону (n>n0) на примере одного эксплуатационного участка (рисунок 4): По известной производительности нефтепровода определяется значение гидравлического уклона i. Величина гидравлического уклона в случае варианта циклической перекачки вычисляется исходя наибольшей производительности нефтепровода, то есть Q2 (рисунок 3). Строится треугольник гидравлического уклона abc (с учетом надбавки на местные сопротивления) в принятых масштабах длин и высот сжатого профиля трассы. Из начальной точки трассы вертикально вверх в масштабе высот строится отрезок, равный активному напору нефтеперекачивающей станции HСТ1. Из вершины отрезка HСТ1 проводится линия, параллельная гипотенузе гидравлического треугольника, до пересечения с профилем трассы. Точка М соответствует местоположению второй НПС.
Из вершины отрезка HСТ1 вертикально вверх откладывается отрезок, равный hП в масштабе высот. Линия, проведенная параллельно i из вершины HСТ1+hП, показывает распределение напора на первом линейном участке. Аналогично определяются местоположения остальных НПС в пределах эксплуатационного участка. Место расположения НПС на границе эксплуатационных участков определяется построением отрезка CB, который проводится из вершины отрезка CN=HСТ1+hП–hОСТ параллельно i до пересечения с профилем трассы. При правильно выполненных расчетах и построениях на конечном пункте трубопровода остается остаточный напор hОСТ.
При округлении числа перекачивающих станций в меньшую сторону (n>n0) рассчитывается длина лупинга и гидравлический уклон на участке с лупингом. Дополнительно строится гидравлический треугольник abd. Его гипотенуза bd определяет положение линии гидравлического уклона на участке с лупингом iЛ (рисунок 5). Из точек С и B строится параллелограмм CFBK, стороны FB и CK которого параллельны линии bd, а стороны CF и BK – параллельны линии bc гидравлических треугольников abc и abd. При этом горизонтальные проекции отрезков CF и BK равны протяженности лупинга в горизонтальном масштабе.
Как видно из рисунка, при размещении всего лупинга в начале нефтепровода, линия падения напора будет изображаться ломаной CFB, а в случае расположения его в конце нефтепровода – ломаной CKB . По правилу параллелограмма лупинг можно размещать в любом месте трассы, поскольку все варианты гидравлически равнозначны. Лупинг также можно разбивать на части. Однако предпочтительнее размещать лупинг (или его части) в конце трубопровода (перегонов между перекачивающими станциями). Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе в случае прокладки лупинга выполняется в следующем порядке. Из точек C2 и C3 строятся части аналогичных CFBK параллелограммов до пересечения с профилем трассы. Таким образом, вторую перекачивающую станцию можно разместить в зоне возможного расположения B2K2, а третью – в зоне B3K3. Предположим, что исходя из конкретных условий, станции решено расположить в точках X и Y.
Проводя из точки X линию, параллельную iЛ, до пересечения с линией C2B2, определяется протяженность лупинга ℓЛ1. Аналогичные построения выполняются для размещения остальных лупингов и станций. Сумма длин отрезков ℓЛ1, ℓЛ2 и ℓЛ3 должна равняться расчетной длине лупинга ℓЛ.
ПОЧТИ ВСЁ
Пятиминутка ненависти ;) Подписать ГНПС МГ, ГНПС ЭУ, НПС, КП МН. Классы магистральных нефтепроводов Сколько существует классов/типов/видов/групп сырой нефти? Какие мероприятия и с какой периодичностью проводят для проверки соответствия партии нефти требованиям стандарта? Изобразите схемы режимов перекачки. Схематично изобразите обвязку насосов НМ 3600-230
А группу Б3303в я попрошу остаться…
ЭКР №1.2 ВЛ ПД ИД СМР ППГ ЭХЗ
ЭКР №2.2 Год начала эксплуатации МГ « Дашава-Киев-Брянск-Москва »? Инженер-проектировщик бензопровода Баку-Батуми? Компания-заказчик первого промыслового нефтепровода в России? Год начала освоения Уренгойского месторождения? БТС? ВСТО? СХВ?
ЭКР №3.2 Как считать продольные напряжения? Какую категорию имел бы участок магистрального нефтепровода с п-ова Муравьева-Амурского на остров Русский? Какая глубина траншеи будет у нефтепровода с условным диаметром 1000 мм по условиям рекомендуемой величины заглубления? Применение пригрузов и анкеров для обеспечения устойчивости нефтепровода против всплытия? Площадь лопастей винтового анкера?
