Технологический расчет нефтепровода. Дипломная (ВКР). Другое. 2011-06-09

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

. ЗАДАНИЕ

. АНАЛИЗ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

.1 Расчетные свойства нефти

.2 Насосно-силовое оборудование

.3 Влияние рельефа на режимы
перекачки

. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

.1 Методика технологического расчета

.2 Примеры и результаты расчетов

.3 Анализ результатов расчета
режимов

. ВЫБОР РАЦИОНАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ

.1 Методика построения границы
рациональных режимов

.2 Примеры и результаты расчетов

.3 Выбор режима циклической
перекачки

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

В данной работе приведен технологический расчет
магистрального нефтепровода, предусматривающий решение следующих основных
задач:

·  определение оптимальных параметров нефтепровода;

·  расчет эксплуатационных режимов нефтепровода.

Перекачивающие станции магистрального
нефтепровода относят к сложным и энергоемким объектам. Доля энергозатрат на
перекачку составляет порядка 25…30% от годовых эксплуатационных расходов. При
отсутствии перекачивающих агрегатов с регулируемой частотой вращения ротора
насоса эксплуатация нефтепровода производится на различных режимах, смена
которых происходит дискретно при изменении вариантов включения насосов и
перекачивающих станций. При этом возникает задача выбора из ряда возможных
режимов наиболее целесообразных. Решению этой задачи и будет посвящена большая
часть данной работы.

1. ЗАДАНИЕ

Определить оптимальные режимы работы МН и
параметры циклической перекачки для обеспечения суточной производительности G_сут
для нефти с расчетной температурой Т_ср. При этом должны
выполняться условия по давлению на входе и выходе НПС, а также отсутствовать
самотечные участки между НПС (допускается присутствие самотечного участка между
НПС-3 и КП). Профиль МН приведен в таблице 2, а его технологические параметры в
таблице 3.

Таблица 1 – Исходные данные

Таблица 2 – Профиль трассы МН

Рис. 1 – Профиль трассы МН

Таблица 3 – Технологические параметры

2. АНАЛИЗ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

.1 Расчетные свойства нефти

Для гидравлического и теплового расчетов
необходимо знать теплофизические характеристики нефтепродуктов, такие как
вязкость, плотность, теплопроводность, теплоемкость и т.д.

Плотность нефтепродуктов находится в пределах
700-100 кг/м³. Изменение плотности вследствие изменения температуры Т
можно определить по линейной зависимости:

 (1)

где x–
температурная поправка, кг/(м³∙К).

x=1,825 – 0,001315×r₂₉₃

r₂₉₃
– плотность нефти при 293К, кг/м³

r_Т =
825 (1,825 – 0,001315×825)×(293-285,5)=830,551
кг/м³.

Удельная теплоемкость нефтепродуктов Ср
изменяется в пределах 1600…2500 Дж/(кгК). При проведении уточненных расчетов Ср
можно вычислить по формуле Крего, справедливой для температур 273-673 К:

 (2)

 Дж/(кгК).

Коэффициент теплопроводности
нефтепродуктов  изменяется
в пределах 0,1…0,16 Вт /(мК). При проведении более точных расчетов применяют
формулу Крего – Смита, справедливой для температур 273-473 К:

 (3)

 Вт /(мК).

Вязкость нефтепродукта – одна из
наиболее важных характеристик, так как от нее в значительной степени зависит
гидравлическое сопротивление трубопроводов. Для нахождения вязкости можно
воспользоваться одной из расчетных зависимостей. Наибольшее применение получили
формулы Вальтера (ASTM):

 (4)

где n_Т
– кинематическая вязкость нефти, мм²/с;

А_ν
и В_ν
– постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости n₁
и n₂
при
двух температурах Т₁ и Т₂:

; (5)

 (6)

Определяем плановый объемный расход перекачки:

часовой –  м³/ч;
(7)

секундный –  м³/с; (8)

.2 Насосно-силовое оборудование

Для перекачки нефтей и нефтепродуктов, в
основном используются центробежные насосы. Их характеристики приводятся в
специальных каталогах. Они представляют собой зависимости напора (Н),
потребляемой мощности (N), к.п.д. (η)
и допустимого кавитационного запаса (Δh_кав)
от подачи (Q) насоса.

Зависимости напоров, к.п.д., мощности подпорного
и магистрального насосов можно записать следующим образом:

, (9)

, (10)

. (11)

где а _м, в _м, а
_п, в _п, Н_0п, Н_0м, с₀, с₁,
с₂ – эмпирические коэффициенты, которые указаны в [Типовые расчеты
при сооружении и ремонте газонефтепроводов Л.И. Быков, Ф.М. Мустафин Санкт –
Петербург Недра, 2006.]

 – к.п.д. механической передачи, ;

 – к.п.д. электродвигателя;

Для перекачки нефти используются центробежные
магистральные насосы НМ 3600-230 трех разновидностей в зависимости от диаметра
рабочего колеса и два одинаковых подпорных насоса НМП 3600-78, подключенных
параллельно.

Технические характеристики нефтяных центробежных
насосов и коэффициенты в расчетных формулах (5)…(8) при работе насосов на воде
приведены в табл. 4

Таблица 4

Таким образом, получаем зависимости:

Для насоса НМ 3600 – 230 с исполнением ротора –
1,0 и D₂=460 мм

,

.

Для насоса НМ 3600 – 230 с
исполнением ротора – 1,25 и D₂=470 мм

,

.

Насос НМ 3600-230 с исполнением ротора – 1,0 и D₂=450
мм – получен путем обточки ближайшего по диаметру рабочего колеса стандартного
насоса. В данном случае ближайшим является НМ 3600-230 с D₂=460мм,
поэтому по формулам теории подобия получаем напорную характеристику насоса,
выраженную через коэффициенты Н₀ и b, соответствующие
стандартному:

, (12)

.

Где D₀ и D
– диаметры рабочего колеса до и после обточки соответственно.

Характеристика же η-Q при обточке
рабочего колеса не изменяется; получаем:

.

Для подпорных насосов типа НПВ 3600-90 с D₂=610мм
характеристики насоса будут выглядеть следующим образом:

,

.

Далее приведены характеристики
насосов по данным таблицы 4, построенные по полученным аналитическим
зависимостям.

Рис. 2 Напорные характеристики насосов

Рис. 3 Зависимость КПД насосов от подачи

2.3 Влияние рельефа на режимы перекачки

Рассмотрим первый участок (0-160 км).

Максимальный расход в трубопроводе выражаем из
формул Лейбензона и уравнения Бернулли:

. (13)

Выразим расход из уравнения (9) и определим его
аналитическим методом:

. (14)

Предположим турбулентный режим зону
гидравлически гладких труб (, ), тогда по формуле (10):

Определим число Рейнольдса и
переходные числа по формулам:

 (15)

 (16)

 (17)

где ∆_Э – абсолютная
эквивалентная шероховатость к внутреннему диаметру, мм; d – внутренний
диаметр трубы, мм;

т.к , режим течения турбулентный зона
смешанного трения, коэффициенты  .

Тогда по формуле (10) вычисляем
уточненное значение подачи:

,

Находим гидравлический уклон по
обобщенной формуле Лейбензона:

 (18)

.

Гидравлический уклон показывает, что
если бы в трубопроводе не было самотечных участков, то напор уменьшался бы на
0,0052 м каждый метр протяженности трубопровода.

Определим, какой напор будет в
наивысшей точке профиля первого участка, то есть в сечении х=80км, где высотная
отметка Z достигает 185,2 м.

, (19)

т.к. это значение больше высотной
отметки z₈₀=185,2 м исследуемого сечения, следовательно на участке
нет самотечного участка.

Аналогичные расчеты проводятся для 2
и 3 эксплуатационных участков

Таблица 5 – Влияние рельефа на
режимы перекачки

Максимальный расход, при котором нет
самотечных участков:, тогда Q_max=1,896
м³/с.

Из данных таблицы видно, что
самотечных участков на всем протяжении МН не наблюдается. Подтвердим это
графически.

Рис. 4 – Распределение напоров по
эксплуатационным участкам

Теперь определим минимальный расход перекачки,
при котором не образуется самотечных участков. Для этого на графике профиля
трассы МН из точки, соответствующей остаточному напору в КП, проведем прямые
через вершины рельефа (потенциально возможные перевальные точки). Та прямая,
которая пересечет профиль только в одной точке, и будет являться линией
гидравлического уклона, соответствующей минимально возможной пропускной
способности МН, при которой отсутствуют самотечные участки.

Определим минимальный расход, при котором не
образуется самотечных участков по всей длине трубопровода через формулу:

. (20)

где z_п – высотная отметка
возможной перевальной точки;

L_уч – длина от
конечного пункта до высотной отметки, км ;

При расчете минимального расхода МН
зададимся турбулентным режимом смешанного трения потока, для которого: .

Тогда выразив и подставив все
необходимые значения в формулу (16) получили следующее значение минимального
расхода:

. (21)

Определим правильность выбора режима течения,
для чего пересчитаем число Рейнольдса по полученному расходу:

.

Так как  (значения и  см. ранее),
то режим течения установлен верно.

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

3.1 Методика технологического расчета

После того как выбрана трасса нефтепровода и
определена его протяженность, переходят к технологическим расчетам.

Магистральный нефтепровод разделяется на
эксплуатационные участки, в пределах которых нефтеперекачивающие станции
работают по системе «из насоса в насос».

Режим работы нефтепровода в пределах
эксплуатационного участка определяется совместным решением уравнений,
описывающих гидравлическую характеристику линейных участков трубопровода и
напорную характеристику нефтеперекачивающих станций. При этом должны
учитываться разрешенные давления, определяемые исходя из технического состояния
трубопровода на каждом линейном участке, а также ограничения на работу насосов.

Производительность нефтепровода при
рассматриваемом режиме перекачки определяется из решения уравнения баланса
напоров:

. (22)

где h_П – напор, развиваемый
подпорными насосами;

n – число
линейных участков (нефтеперекачивающих станций);

n_{M j}
– число магистральных насосов, установленных на j-й НПС;

h_{М jk}
– напор, развиваемый k-м магистральным насосом j-й НПС;

j _jk
– индекс состояния k-го магистрального насосного агрегата j-й НПС
(j
_jk=1 при работающем насосе и j
_jk=0 при остановленном насосе);

h_t
j – потери напора на трение на j-м
линейном участке трубопровода;

Dz _j
– разность геодезических отметок на j-м линейном участке;

h_ОСТ
– остаточный напор в конце эксплуатационного участка.

Потери напора на трение h_tj
могут быть определены по формуле (19)

. (23)

. (24)

Необходимо отметить, что напор
магистрального и подпорного насоса зависят от расхода.

Уравнение решается методом
последовательных приближений, полагая λ=0,02 мм, также
задаются комбинацией включения магистральных насосов на каждой НПС
рассматриваемого эксплуатационного участка..

Определив расход Q, можно вычислить
напор, развиваемый перекачивающими станциями, а также суммарные потери напора в
трубопроводе. Обе эти величины одинаковы (условие баланса напоров).

(25)

Решив данные уравнения, можно определить подпор,
создаваемый при входе на станцию, если

, (26)

(27)

то режим пригоден для перекачки.

.2 Примеры и результаты расчетов

В зависимости от различных вариаций видов насосов
и их количества на каждой НПС можно получить множество возможных режимов
перекачки нефти по МН. Возможные режимы перекачки приведены в таблице 6

Таблица 6 – Режимы перекачки

Необходимо проверить каждый из приведенных
возможных режимов по условиям (26) и (27) и сделать вывод о пригодности его для
перекачки.

Произведем расчет на примере 10 режима, при
котором на первой станции работают два основных насоса марки НМ 3600-230 (1,0)
с D₂=460мм, а на второй станции работает один основной насос марки
НМ 3600-230 (1,0) с D₂=460мм, третья станция отключена.

Определим расход перекачки по
формуле (24) методом последовательных приближений. В первом приближении
задаемся , тогда:

м/с.

Определяем число Рейнольдса по
формуле:

.

Так как , то режим
течения – турбулентный зоны смешанного трения, при котором коэффициент
гидравлического сопротивления:

.

Определим расход перекачки во втором
приближении, принимая :

м/с.

Определяем число Рейнольдса по
формуле:

.

Так как , то режим
течения – турбулентный зоны смешанного трения, при котором коэффициент
гидравлического сопротивления:

.

Определим расход перекачки в третьем
приближении для наибольшей точности, принимая :

м/с.

Определяем число Рейнольдса по
формуле:

.

Так как , то режим
течения – турбулентный зоны смешанного трения, при котором коэффициент
гидравлического сопротивления:

.

Определим погрешность определения
производительности:

.

Так как относительная погрешность не
превышает 5%, то окончательно принимаем производительность перекачки при
заданном режиме равной 0,443м/с.

Производительность при остальных
режимах определяется аналогично. Полученные результаты занесены в таблицу 7.

Таблица 7 – Данные полученные при
третьем приближении

Далее определим напор, развиваемый насосами при
производительности перекачки, для каждого режима. Рассмотрим 10 режим с производительностью
0,443 м/с.

Напор, развиваемый подпорными насосами,
определяем по формуле (10):

м.

Напор, развиваемый основным насосом
с D₂=460 мм:

м.

Напор, развиваемый основным насосом с
D₂=470 мм:

м.

Напор, развиваемый основным насосом
с D₂=450 мм:

м.

Аналогичный расчет проводится для
других возможных режимов.

Результаты занесены в таблицу 8.

Таблица 8 – Напор насосов при
возможных режимах перекачки

Для дальнейшего расчета определяем
гидравлический уклон для 10 режима:

.

Теперь определим подпор перед каждой
станцией и напор на их выходе.

Перед первой НПС подпор будет равен
напору, создаваемому подпорным насосом: м.

В связи с тем, что на первой станции
при данном режиме работает два магистральных насоса НМ 3600-230 (1,0) с D₂=460мм,
то напор на выходе будет равен:

м.

Подпор перед второй НПС будет
получен разностью напора на первой станции и потерь по длине всего
эксплуатационного участка, а также разности высотных отметок :

м,

где L₁ –
расстояние между НПС-1 и НПС-2, равное 160 км;

На выходе второй НПС напор будет
находиться по такому же принципу:

м.

Подпор перед третьей НПС:

м,

где L₂ –
расстояние между НПС-2 и НПС-3, равное 140 км;

На выходе третьей НПС напор:

м.

Произведем проверку выполнения
условий по минимальному давлению на входе и максимальному на выходе
перекачивающих станций при данном режиме.

Минимальный подпор перед станциями:

м,

м.

Максимальный напор после станциями:

м,

м.

где 1,2,3 и _П – номера
станций соответственно;

Таким образом, условия по
минимальному давлению на входе и максимальному на выходе перекачивающих станций
выполняются, следовательно, рассматриваемый режим пригоден для перекачки.

Аналогичный расчет проводится для
других возможных режимов.

Результаты занесены в таблицу 9.

Таблица 9 – Расчет возможных режимов
перекачки

.3 Анализ результатов расчета режимов

На основании технологического расчета возможных
режимов было установлено, что режимы 8, 9, 16, 17, 30,34-36, 38 не пригодны для
перекачки нефти по МН из-за невыполнения условий по максимальному давлению на
выходе НПС.

Все оставшиеся режимы подходят для работы на
данном участке магистрального нефтепровода. При работе на этих режимах
обеспечивается необходимый подпор перед станциями, не превышается допустимое
давление, отсутствуют самотечные участки.

4. ВЫБОР РАЦИОНАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ

.1 Методика построения границы рациональных
режимов

насосный перекачка магистральный
нефтепровод

Несмотря на существование множества возможных
режимов эксплуатации МН, использовать необходимо те из них, при которых
удельные затраты энергии на перекачку 1 тонны нефти будут наименьшими.

Величина удельных энергозатрат для выбранного
режима работы МН рассчитывается по формуле:

, (28)

где N_потр
П – мощность, потребляемая подпорными насосами;

N_{потр М jk} – мощность,
потребляемая k-м магистральным насосом на j-й НПС;

Q – производительность
нефтепровода при работе на выбранном режиме.

Величина потребляемой мощности находится по
формулам:

; (29)

, (30)

где η_Н,
η_Э,
η_МЕХ
– величины КПД насоса, электродвигателя и механической пере

дачи соответственно.

Для механической муфты можно принять η_МЕХ
=0,99.

Величина КПД насоса определяется по формуле (4)
для производительности МН при работе на выбранном режиме.

КПД электродвигателя h_Э
в зависимости от его загрузки:

, (31)

где r₀, r₁, r₂
– эмпирические коэффициенты, принимаемые в соответствии с типом
электродвигателя по таблице 9;

K_З
– коэффициент загрузки электродвигателя, равный отношению мощности на валу
электродвигателя N_Э (без учета
η_Э)
к его номинальной мощности N_ЭН:

. (32)

Таблица 10 – Значения коэффициентов
в уравнении (31)

Найденные для всех возможных режимов работы
нефтепровода величины E_УДнаносят на график в
зависимости от Q, после чего через минимальные значения E_УДпри каждом расходе проводится огибающая линия. Левой границей этой линии
будет режим, имеющий наименьшую величину удельных энергозатрат на перекачку.
Значения остальных узловых режимов будут определяться из условия:

. (33)

Тем самым выявляется ряд
рациональных режимов эксплуатации МН.

4.2 Примеры и результаты расчетов

Рассмотрим в качестве примера 10-ый
режим эксплуатации МН и определим для него величину удельных затрат энергии .

Определяем КПД насосов при работе на
данном режиме.

КПД подпорных насосов определяем по
формуле (11):

.

В связи с тем, что значения
апроксимационных коэффициентов (для нахождения КПД насосов) одинаковые, то
значение КПД основных насосов

НМ 3600-230 с D₂=460,450
мм находится следующим образом:

.

Определим коэффициент загрузки
электродвигателя каждого насоса по формуле (32). Тип всех используемых
электродвигателей – синхронный, поэтому принимаем по таблице №10:₁ =
0,89, r₂ = 0,114, r₃ = -0,03601.

Для подпорных насосов:

.

Для основных насосов с D₂=460мм:

.

Для основных насосов с D₂=470мм:

.

Для основных насосов с D₂=450мм:

.

Определяем КПД электродвигателей
каждого насоса при работе МН на данном режиме по формуле (31).

Для подпорных насосов:

.

Для основных насосов с D₂=460мм:

.

Для основных насосов с D₂=415мм:

.

Для основных насосов с D₂=410мм:

.

Аналогичные расчеты проводятся для
других режимов эксплуатации МН, которые прошли отсеивание по минимальному
давлению на входе НПС, максимальному на выходе и отсутствию самотечных
участков.

Результаты занесены в таблицу 11.

Таблица 11 – Результаты расчетов КПД
насосов и электродвигателей

Определяем потребляемую мощность при работе все
при том же режиме перекачки по формулам (29) и (30).

Потребляемая мощность подпорных насосов:

 кВт.

Потребляемая мощность основного
насоса с D₂=460мм:

 кВт.

Потребляемая мощность основного
насоса с D₂=415мм:

 кВт.

Потребляемая мощность основного
насоса с D₂=450мм:

 кВт.

Тогда величина удельных затрат энергии
по формуле (24):

 кВт*ч/т.

Аналогично рассчитываются
потребляемые мощности и величина удельных энергозатрат для других режимов.

Результаты занесены в таблицу 12.

Таблица 12 – Расчет удельных
энергозатрат для возможных режимов

Наносим все полученные значения удельных
энергозатрат на график зависимости энергозатрат от расхода перекачиваемой
нефти. Далее определяем границы области рациональных режимов. Первой узловой
точкой будет режим, имеющий наименьшую величину удельных энергозатрат на
перекачку, то есть режим 1. Каждая следующая узловая точка определяется из
условия (33).

Определяем вторую узловую точку. Для
этого определим для каждого режима с производительностью большей, чем в первой
узловой точке, величину .

Рассмотрим к примеру 36 режим
перекачки:

.

Затем так же определяем следующие
узловые точки. Результаты расчета величины  для режимов при определении узловых
точек приведены в таблице 13.

Таблица 13 – Расчет  для
определения узловых точек

Режимы 6,7,12,20 и 22,32,33 не рассматривались в
таблице приведенной выше, т.к. значения данных режимов абсолютно идентичны
режимам перекачки с номерами 3,5,10,19,27,28 соответственно.

Первой узловой точке соответствует режим – №1 ;

Второй узловой точке соответствует режим – №3;

Третьей узловой точке соответствует режим – №13;

Четвертой узловой точке соответствует режим – №4

Пятой узловой точке соответствует режим – №15

Шестой узловой точке соответствует режим – №14

Седьмой узловой точке соответствует режим – №18

Восьмой узловой точке соответствует режим – №11

Девятой узловой точке соответствует режим – №24

Десятой узловой точке соответствует режим – №23

Одиннадцатой узловой точке соответствует режим –
№31

Рис. 5 – Граница рациональных режимов и
планируемая производительность

4.3 Выбор режима циклической перекачки

Дальнейшие расчеты выполняются следующим
образом. Пусть задан плановый объем перекачки V_ПЛ в течение
некоторого времени t_ПЛ.
Следовательно, средняя производительность перекачки в течение планового периода
времени составит

=V_ПЛ
/t_ПЛ.

Поскольку, как правило, найденная величина Q
не совпадает ни с одним из рациональных режимов, то обеспечить плановый объем
перекачки возможно только при циклической перекачке на двух режимах,
удовлетворяющих условию:

₁
< Q < Q₂, (34)

где Q₁и Q₂–
производительность МН при ближайших рациональных режимах соответственно слева и
справа от величины Q.

Время работы нефтепровода на двух дискретных
режимах определяется из решения системы уравнений:

 (35)

Из уравнения (35) следует:

. (36)

С учетом V=Q×T,
окончательно получим:

. (37)

Тогда удельные затраты
электроэнергии будут определяться уравнением:

. (38)

На основании вышеизложенной методики
выбираем два дискретных рациональных режима перекачки. Так как Q = 2142,159
м³/ч, то циклическую перекачку будет вести на двух режимах – 29
и 37.

Первому из этих режимов перекачки
соответствуют:₂₉ = 2069,51 м³/ч, Е_УД1 =
3,728 кВт*ч/т.

Второму режиму перекачки
соответствуют:₃₇ = 2242,447 м³/ч, Е_УД2 =
3,869 кВт*ч/т.

Определим продолжительность работы
МН на каждом из режимов в течение года по формулам (37):

года ;

.

;

Удельные затраты электроэнергии при
такой работе МН по формуле (38):

кВт*ч/т.

Построим график распределения
напоров по длине магистрального нефтепровода при работе на 29 и 37 режимах
перекачки, выбранных для циклической работы с целью обеспечения планового
объема поставки нефти.

Рис. 6 – График распределения
напоров для выбранных режимов

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1.   Тугунов
П.И., В.Ф. Новоселов – Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации
нефтебаз и нефтепроводов: Учеб. пособие для ВУЗов. – Уфа: ООО «Дизайн Полиграф
Сервис», 2002. – 658 с.

2.   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.

3.   Конспект
лекций по дисциплине “Проектирование и эксплуатация магистральных
нефтепроводов”