Файл: Программа для чтения pdfфайлов. Загл с этикетки диска.pdf

62
Если трубопровод длиной L имеет в своем составе лупинг (вставку) дли- ной L
л
, то потери напора h в таком составном трубопроводе можно опреде- лить по формуле h = i

(L – L
л
) + i л

L
л
= i

[L – (1 –

л
)

L
л
], (3.3.8) где L – длина трубопровода, [м]; L
л
– длина лупинга (вставки), [м].
Для точных расчетов лупингов (вставок) используется метод последова- тельных приближений, изложенный в [24]. Для приближенных расчетов по формулам в качестве исходной применяется обобщенная формула Лейбен-
зона i = 1000

m
m
m
D
Q




5 2

, (3.3.9) где

, m – коэффициенты, определяющие характер течения в трубопроводе.
Зависят от числа Рейнольдса в трубопроводе и граничного числа Рейнольдса
Re
1
На практике при реальных режимах перекачки по стальным трубам для граничного число Рейнольдса может быть принята приближенная оценка Re
1

D
вн

10 5
,

и m определяются по Таблице № 3.3.1.
Таблица № 3.3.1.
Значение коэффициентов

и m формулы Лейбензона.
Условия для
Характер течения в
Значения Значения

, числа Рейнольдса трубопроводе m
[с
2

м
-1
]
Re < 2300
Ламинарный режим
1 4.15 2300 < Re < Re
1
Турбулентный режим в
0.25 0.0246 зоне Блазиуса
Re > Re
1
Турбулентный режим в
0.123 0.00585 зоне смешанного трения
Расчетный коэффициент

л
, характеризующий лупинг, в приближении формулы Лейбензона может быть определен по формуле

л
=
m
m
m
Л
D
D




















2 2
5 1
1
, (3.3.10) где D
внЛ
– внутренний диаметр лупинга, D
вн
– внутренний диаметр основной нитки.
Общий расход Q на участке с лупингом распределяется между основной магистралью Q
м и лупингом Q
л в соответствии с формулами
Q
л
=
m
m
Л
D
D
Q











2 5
1
=





 

m
2 1
1


Q, (3.3.11)

63
Q
м
=
m
m
Л
D
D
Q











2 5
1
=
m

2 1


Q. (3.3.12)
В расчетах следует учитывать, что формула (3.3.10) для расчетного ко- эффициента

л лупинга справедлива только для наиболее часто встречающе- гося на практике случая, когда режимы течения жидкости в каждой из труб на участке с лупингом, а также и в основной трубе одинаковы. В общем слу- чае режимы течения жидкости в каждой из труб на участке с лупингом и ос- новном трубопроводе, а также режимы до и после увеличения производи- тельности могут характеризоваться различными коэффициентами β и m.
Для трубопровода, имеющего лупинги произведение i

L в (3.1.2) опреде- ляется по формуле [24] i

L =



m
j
j
j
L
i
1
, (3.3.13) где m – общее количество участков между соседними НПС, включая участки с лупингами; i j
– гидравлический уклон на j-м участке; L
j
– длина j-го участ- ка.
После нахождения расчетной длины нефтепровода и гидравлического уклона на участках с лупингом можно перейти к определению суммарных потерь напора по формуле (3.1.1). При технологическом проектировании ве- личину потери напора на преодоление местных сопротивлений принимают равной 2 [%] от потери напора на трение. Тогда при отсутствии потери ско- ростного напора на расчетном участке формула (3.1.1) принимает вид
Н = 1.02

i

L +

z. (3.3.14)
Пример № 3.3.1. Определение потери напора.
Для расчета потери напора на трение (на преодоление сил вязкого со- противления) h тр по формуле (2.3.10) необходимо определить число Рейноль- дса по формуле (2.3.12).
Для условного диаметра D
Y
= 1000 [мм] число Рейнольдса равно
Re =



D
w
=
6 10 25 1
6 2



= 104000.
Согласно Таблице № 2.3.1 для условного диаметра D
Y
= 1000 [мм] при значениях числа Рейнольдса
Re < 120000 коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле

=
4
Re
3162 0
=
25 0
104000 3162 0
= 0.01760774.
Значение гидравлического уклона находим по формуле (2.3.11) i =




D
g
w
2 2
= 0.01776

1 81 9
2 6
2 2


= 0.006064 [м

м
-1
] = 6.064 [м

км
-1
].

64
Найденное значение гидравлического уклона i позволяет по условия
(3.3.3) определить наличие перевальных точек и в случае наличия переваль- ных точек найти по (3.3.4) расчетную длину нефтепровода. Для рассматрива- емого примера перевальные точки отсутствуют.
Суммарные потери напора на расчетном участке определяются по фор- муле (3.3.14)
Н = 1.02

i

L +

z = 1.02

6.064

560.98 + (45.6 – 171.0) = 3469.81 – 125.4 =
= 3344.4 [м].
Из вышесказанного следует конкретизация этапа “Технологическое про- ектирование” – предварительный расчет (§3.2) суммарных потерь напора – в представленной на рис.№ 3.2.3 последовательности действий (рис.№ 3.3.3):
- по формулам (2.1.10) и (2.1.9) определяем среднегодовое значение плотности, полученное при расчетной температуре нефти по каждому месяцу
– Пример № 2.1.1;
- по формуле (2.1.11) определяем секундную пропускную способность –
Пример № 2.1.1;
- по формуле (2.3.9) находим значения кинематической вязкости нефти по каждому месяцу – Пример № 2.3.2 Таблица № 2.3.1;
- по формуле (3.2.6) находим значение скорости нефти – Пример № 3.2.1;
- по формуле (2.3.12) находим число Рейнольдса – Пример № 3.3.1;
- по значению числа Рейнольдса определяем значение коэффициента гидравлического сопротивления – Пример № 3.3.1;
- по формуле (2.3.11) находим значение гидравлического уклона – При- мер № 3.3.1;
- по формуле (3.3.14) находим суммарные потери напора на расчетном участке – Пример № 3.3.1.
Представленная последовательность действий расчета суммарных по- терь напора и схема на рис.№ 3.3.3 имеют отличия, обозначающие

65
Задание на проектирование – {Q,L,

,

}
Технологическое проектирование (предварительный расчет) – определение трех вариантов наружного диаметра трубы D
н
D
н1
D
н2
D
н3
w
1
Скорость нефти (3.2.6) w
2
w
3
Число Рейнольдса (2.3.12)
Re
1
Re
2
Re
3
Коэффициент гидравлического сопротивления
Инженерные изыскания – {z(x),T}
Среднегодовое значение плотности (2.1.9)

р 1

р 2

р 3
Кинематическая вязкость

1

2

1
Секундная пропускная способность (2.1.11)
Q
c 1
Q
c 2
Q
c 3

1

2

3
Гидравлический уклон (2.3.11) i
1
i
2
i
3
Суммарные потери напора
Н
1
Н
2
Н
3
Рис.№ 3.3.3.Схема общей последовательности действий в рамках технологического проектирования – предварительный расчет суммарных потерь напора.
Сформулируем основные результаты Части 3, соответствующие унифи- цированной постановке технической задачи (§1.1):

66 1.В качестве уравнения энергетического баланса (Часть 2) при проекти- ровании МН используется уравнение баланса напоров.
2.Формализована правая часть уравнения баланса напоров – суммарные потери напора на расчетном участке нефтепровода (3.1.1).
3.Определены значения части аргументов и параметров (1.1.3) функции эффективности (1.1.2) – правой части уравнения баланса напоров.
Следующий шаг формализации функции эффективности (1.1.2) для про- ектной пропускной способности нефтепровода – левой части уравнения ба- ланса напоров – рассмотрим далее.

67
ЧАСТЬ 4.ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭНЕРГИИ, ПЕРЕДАВАЕМОЙ НЕФТИ.
4.1.Определение числа нефтеперекачивающих станций.
Основные параметры для проектирования НПС. Классификация НПС по функциональным особенностям. Головные и промежуточные НПС. Головная насосная станция. Пункт проектируемого магистрального нефтепровода начальный. Резервуарный парк. Резервуар. Типовая технологическая схема головной НПС. Промежуточная НПС с емкостью. Типовая технологическая схема промежуточной НПС. Технологический трубопровод. Узел пуска- приема очистных устройств и средств диагностики. Очистное устройство.
Схема перекачки нефти через резервуар. Схема перекачки нефти с под- ключённым резервуаром. Схема перекачки нефти из насоса в насос. Постан- ционная схема перекачки. Магистральная насосная станция. Магистральный насос. Насосная перекачивающая станция. Определение количества станций по заданному объему перекачки и давлениям. Уравнение баланса напоров.
Давление рабочее на выходе НПС. Давление рабочее на выходе МНС. Дав- ление рабочее допустимое на выходе МНС. Давление рабочее допустимое на выходе НПС. Проектное рабочее давление на выходе НПС. Максимальный напор в линии нагнетания НПС.
Выбор варианта основных показателей. Завершение предварительного расчета нефтепровода. Результат предварительного расчета.
Определение в Части 3 величины объема теряемой в ЛЧ МН энергии
(3.1.1) – правая часть уравнения баланса напоров – позволяет перейти к про- ектированию работы НПС – левая часть уравнения баланса напоров (§3.1).
Согласно §2.1 в качестве основного показателя МН при технологиче- ском проектировании указана проектная пропускная способность нефтепро- вода. Поэтому первым основным параметром для проектирования НПС ука- зана именно пропускная способность МТ. Основные параметры для проек-
тирования НПС [22]: а) пропускная способность МТ по этапам развития проекта МТ. б) проектный срок службы НПС; в) природно-климатические условия: г) основные показатели по генплану: д) проектная кинематическая вязкость нефти; е) проектная плотность нефти; ж) коэффициент неравномерности перекачки; и) минимальное давление на входе НПС; к) проходящее давление на НПС; л) проектное рабочее давление на выходе НПС; м) давление насыщенных паров нефти; н) температура застывания нефти; п) массовая доля серы в нефти;

68 р) информация об имеющейся инфраструктуре района строительства
(сети водоснабжения, электроснабжения, канализации, постоянные и вре- менные дороги и другие коммуникации и сооружения); с) способ регулирования давления на НПС.
По функциональным особенностям НПС должны классифицировать-
ся на головные и промежуточные. Головная НПС [8] – НПС с резервуар- ным парком, имеющая технологическую схему, позволяющую работать только по схеме “Через резервуары” или “С подключенными резервуарами”.
Головная насосная станция [24] – насосная станция, с резервуарным пар- ком, расположенная непосредственно в начале магистрального нефтепрово- да, осуществляющая прием нефти от поставщиков, ее хранение и транспор- тировку по магистральному нефтепроводу. Пункт проектируемого маги-
стрального нефтепровода начальный [19] – головная нефтеперекачиваю- щая станция или промежуточная нефтеперекачивающая станция с ёмкостью.
На рис.№ 4.1.1 и рис.№ 4.1.2 приведены внешний вид головной НПС и
типовая технологическая схема головной НПС соответственно.
Рис.№ 4.1.1.Внешний вид головной НПС.
Резервуарный парк (РП) [8] – комплекс взаимосвязанных резервуаров и связанного с ним технологического оборудования, предназначенный для приема, накопления и сдачи нефти/нефтепродуктов. Резервуар (для нефти/нефтепродуктов) [8] – сооружение, предназначенное для приема, накопления и сдачи нефти/нефтепродуктов. Резервуары в ряде случаев мож-

69 но использовать для измерения объема и/или хранения нефти/нефтепродуктов.
РП устанавливаются на НПС, расположенных на границе технологиче- ского участка, и в местах перераспределения потоков.
Рис.№ 4.1.2.Типовая технологическая схема головной НПС.
Промежуточная НПС [8] – НПС без резервуарного парка, имеющая технологическую схему, позволяющую работать только по схеме “Из насоса в насос”. Промежуточная НПС с емкостью [8] – НПС с резервуарным пар- ком, имеющая технологическую схему, позволяющую работать по схеме “Из насоса в насос”, “Через резервуары” или “С подключенными резервуарами”.
На рис.№№ 4.1.3

4.1.5 приведены внешний вид промежуточной НПС, технологическая схема действующей промежуточной НПС и типовая тех-
нологическая схема промежуточной НПС соответственно.
В общем случае технологическая схема действующей промежуточной
НПС (рис.№ 4.1.4) может отличаться от приведенной на рис.№ 4.1.5 типовой технологической схемы промежуточной НПС. В частности, технологической обвязкой (системой технологических трубопроводов), обеспечивающих по- следовательное или параллельное соединение магистральных насосов, резер- вуаров (на промежуточных НПС с емкостью), наличием или отсутствием уз-
ла пуска-приема очистных устройств и средств диагностики линейной части МН.