Магистральных нефтепроводах
.pdfСПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
Оглавление |
|
Введение................................................................................................................... |
3 |
Определение исходных расчетных данных.......................................................... |
4 |
Расчет гидравлического режима совместной работы участка нефтепровода и |
|
нефтеперекачивающей станции............................................................................. |
5 |
Заключение .............................................................................................................. |
9 |
Список литературы ............................................................................................... |
10 |
2
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
Введение На магистральных нефтепроводах используется в основном три вида
нефтеперекачивающих станции (НПС): головные нефтеперекачивающие
станции |
нефтепроводов |
(ГНПС),промежуточные нефтеперекачивающие |
|||
станции |
(ПНПС) |
и |
головные |
нефтеперекачивающие |
станции |
эксплуатационных участков нефтепровода (ГНПС эксплуатационных участков).
ГНПС предназначена главным образом для приёма нефти с промыслов и подачи её в нефтепровод. Они имеют резервуарный парк, играющий роль буферной ёмкости между промыслами и магистралью и роль аварийной
ёмкости при аварии на магистрали или промыслах.
ПНПС служат для восполнения потерь энергии жидкости, возникающих при движении потока нефти по магистрали. Данные станции располагаются
по трассе через 100-150 км.
ГНПС эксплуатационных участков нефтепровода в основном предназначены для гидродинамического разобщения магистралей на относительно небольшие участки (400-600 км) с целью облегчения управлением перекачкой и локализации гидродинамических возмущений потока (гидроударов) в пределах данных участков. Эта функция подобных
НПС выполняется за счёт размещения на них резервуарных парков.
Последние являются |
средством гидродинамического |
разобщения |
магистралей на эксплуатационные участки. Технологические |
схемы |
|
ГНПС нефтепровода и |
ГНПС эксплуатационных участков |
практически |
аналогичны1. |
|
|
1 Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и продуктопроводов. Земенков Ю. Д. с. 116
3
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
Определение исходных расчетных данных
Нефтепровод длиной L=120 км (внешним диаметром D=820 мм, толщиной стенки δ=10 мм с абсолютной шероховатостью Δ=0,2 мм). Плотность нефти
ρ=870 кг/м3 , кинематическая вязкость ν=12 сСт, давление упругости насыщенных паров Pу=10 кПа. На НПС включены последовательно два насоса марки НМ 5000-210 (на 2500 м3 и НМ 3600-230) Подпор перед станцией составляет hп=40м, давление в конце участка равно Pк=0,30Мпа.
Координата x, км |
0 |
20 |
40 |
60 |
80 |
100 |
120 |
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Вариант |
|
|
Высотная отметка Z, м |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
0 |
325 |
280 |
275 |
225 |
175 |
50 |
|
|
|
|
|
|
|
|
4
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
Расчет гидравлического режима совместной работы участка нефтепровода и нефтеперекачивающей станции
Предположим сначала, что самотечных участков в трубопроводе нет
(хотя в сечении х=20 км имеет довольно высокую геодезическую отметку).
где Zн, Zк — высотные отметки начала и конца участка, соответственно; hп-
подпор перед перекачивающей станцией; hк — напор в конце участка; H =
F(Q) — гидравлическая (Q — H)— характеристика перекачивающей станции; Q — расход перекачки; hн—к (Q)— потери напора между началом и концом участка; λ(Re, ε) — коэффициент гидравлическогосопротивления;
L — протяженность участка;
Тогда уравнение баланса напоров:
[0 + 40 + 272 − 0,26 (10−5) 2 + 304 − 0,579 (10−5) 2]
− [50 + 35.1506] = |
120000 |
|
2 |
|
0.8 |
|
2 9.81 |
После упрощения получаем уравнение:
530.8494 = 2 (7645,2599 + 27,4452)
которое решаем методом итераций. Сначала выбираем 1 = 0,02
и находим скорость в первом приближении
530.84941 = √7645,2599 0,02 + 27,4452 = 1,7156 м/с
Затем проверяем правильность сделанного выбора:
1 |
= |
1,7156 0.8 |
= 114376,3 |
|
12 10−6 |
||||
|
|
|
||
|
|
5 |
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru |
|
|
|
|
|
|||||
|
1 |
= 0,11 ( |
0,2 |
+ |
68 |
)0,25 = 0,02594 |
|
|||
|
|
114376,3 |
||||||||
|
|
800 |
|
|
|
|
||||
В качестве второго приближения полагаем 2 = 0,02594 находим скорость |
||||||||||
перекачки: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
2 |
= √ |
530.8494 |
|
|
= 1,5333 м/с |
|||||
|
|
|
|
|
|
|||||
7645,2599 0,02594 + 27,4452 |
||||||||||
|
|
|
|
и проверим правильность выбора:
|
2 |
= |
1,5333 0.8 |
= 102220,1 |
|||||
|
12 10−6 |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|||
3 |
= 0,11 ( |
0,2 |
+ |
68 |
|
)0,25 |
= 0,026 2 |
||
|
102220,1 |
||||||||
|
|
|
800 |
|
|
Итак, = 1,5333 м/с. Рассчитываем гидравлический уклон:
= |
1 |
|
|
2 |
вн |
2 |
= 0.026 1 1,53332 = 3,894 10−3 0.8 2 9.81
Это означает, что если бы в трубопроводе не было самотечных участков, то напор уменьшался бы на 3,894 м каждый километр протяженности трубопровода. Определим, какой напор будет в наивысшей точке профиля трубопровода, то есть в сечении х=20 км.
20 = 120 + 20
20 = 50 + 3,894 20 = 127,8879 м
6
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
Выясняется, что это значение меньше высотной отметки Z=325 м
исследуемого сечения, следовательно, исходное предположение об отсутствии в трубопроводе самотечного участка неверно. В сечении х=20 км находится перевальная точка и начинается самотечный участок.
Следовательно, расчетная длина трубопровода равна не 120 км, а 20 км.
Составляем новое уравнение баланса напоров:
[0 + 40 + 272 − 0,26 (10−5) 2 + 304 − 0,579 (10^ − 5) 2]
− [50 + 35.1506] = |
20000 |
|
2 |
|
0.8 |
|
2 9.81 |
После упрощения получаем уравнение:
530.8494 = 2 (1274,21 + 27,4452)
Которое решаем методом итераций. Сначала выбираем 1 = 0,02
и находим скорость в первом приближении
530.84941 = √1274,21 0,02 + 27,4452 = 1,7156 м/с
Затем проверяем правильность сделанного выбора:
1 = |
|
1,7156 0.8 |
= 211128,1 |
||||
|
12 10−6 |
||||||
|
|
|
|
|
|||
1 = 0,11 ( |
0,2 |
+ |
68 |
|
)0,25 |
= 0,02535 |
|
|
211128,1 |
||||||
|
800 |
|
|
В качестве второго приближения полагаем 2 = 0,02535 находим скорость перекачки:
7
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
530.84942 = √1274,21 0,02535 + 27,4452 = 2,98 м/с
и проверим правильность выбора:
|
2 = |
2,98 0.8 |
= 198711,5 |
||||||
|
12 10−6 |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
3 |
= 0,11 ( |
0,2 |
|
+ |
68 |
|
)0,25 |
= 0,02539 2 |
|
|
|
|
|||||||
|
800 |
|
198711,5 |
|
|
||||
|
= 3600 3,14 ( |
0,82 |
) |
||||||
|
4 |
= 2,98 3600 3,14 (0,842) =5390,964 м3/ч
Решив новое уравнение так же, как и предыдущее, методом итераций,
получаем v=2.98 м/с.
Это означает, что расход перекачки составляет Q=5390.964 м3/ч.
Далее находим давление в начале участка по формуле:
н = [ п + ( )] =
=870 9.81 [40 + (272 − 0,26 (10−5) + 304 − 0,579 (10−5))] =
=5.26 106Па или 5,26 МПа.
8
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
Заключение
В данном курсовом проекте был произведен расчет гидравлического режима совместной работы участка нефтепровода и нефтеперекачивающей станции. Протяженность нефтепровода L=120 км, внешний диаметр трубы составляет 820 мм, толщина стенки 10 мм. На НПС включены последовательно два насоса марки НМ 5000-210 (на 2500 м3 и НМ 3600-230).
В ходе расчета были получены результаты расхода перекачки Q=5390.964
м3/ч и давления в начале участка нефтепровода н = 5,26 МПа.
9
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru
Список литературы
1.Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и продуктопроводов. Земенков Ю. Д. 2006.
2.Задачник по трубопроводному транспорту нефти, нефтепродуктов и газа. Лурье М.В.
3.Компьютерный практикум по трубопроводному транспорту нефти и нефтепродуктов. А.С.Дидковская, М.В.Лурье
10