Оборудование нефтегазовых производств

Оборудование нефтегазовых производств

 

Методическое указание по выполнению курсовых работ для студентов специальности 220301 – Автоматизация технологических процессов и производств (по отраслям)

 

 

2008г.

 

 

Составитель: доцент В.В.Бирюков

Рецензент: доцент Н.И.Горлов

 

 

1.ПРОГРАММА КУРСА

 

Введение

Назначение насосов, вентиляторов и компрессоров на нефтегазодобывающих и перерабатывающих предприятиях. Краткая историческая справка о развитии и современном состоянии насосо-, вентиляторо- и компрессоростроения.

Основные понятия и определения.

Классификация нагнетателей. Области применения и принципиальные схемы основных видов нагнетателей.

Гидроаэродинамика нагнетателей. Уравнение Л.Эйлера.

Влияние конечного количества лопастей и величины их выходного угла на напор.

Назначение корпуса нагнетателя. Потери энергии и КПД нагнетателей. Удельная быстроходность (коэффициент быстроходности).

Характеристики нагнетателей: индивидуальные, универсальные, совмещённые и т.д.

Насосы

Классификация насосов.

Центробежный насос. Основные элементы и принцип действия центробежного насоса. Производительность центробежного насоса. Характеристики центробежных насосов. Характеристика трубопровода и рабочая точка насоса. Последовательная и параллельная работа центробежных насосов. Неустойчивый режим работы насосов. Подобие насосов: понятие о подобии, формулы подобия (производительность, напор, мощность). Быстроходность центробежного насоса.

Кавитация: сущность явления, причины и признаки возникновения.

Определение основных геометрических параметров центробежного насоса.

Осевая сила в центробежном насосе. Корпуса насосов.

Регулирование производительности центробежных насосов: дросселированием, изменением частоты вращения, поворотом направляющих лопастей на входе в рабочее колесо.

Осевые насосы. Устройство и область применения насосов. Одиночная лопасть крыловидного профиля. Прямая плоская решетка профилей. Силы, действующие на профиль в решетке. Гидравлический КПД решетки и теоретический напор. Определение основных размеров рабочего колеса.

Многоступенчатые осевые машины.

Роторные насосы. Основные элементы и принцип действия поршневого роторного насоса. Средняя подача жидкости однопоршневого насоса.

Лопастные (пластинчатые) насосы. Основные элементы и принцип действия пластинчатого роторного насоса. Производительность пластинчатого роторного насоса.

Шестерёнчатые насосы. Основные элементы и принцип действия шестерёнчатого насоса. Производительность шестерёнчатого насоса. Характеристика шестерёнчатого насоса.

Винтовые насосы. Особенности и принцип действия винтового насоса.

Вихревые насосы: принцип действия, конструктивное исполнение, характеристики.

Неравномерность подачи насосов.

Влияние вязкости перекачиваемой жидкости на энергетические характеристики насоса.

Поршневые насосы. Принцип действия, индикаторная диаграмма, производительность, мощность, КПД. Неравномерность всасывания и подачи насоса. Теоретические и действительные характеристики. Регулирование производительности.

Вентиляторы

Центробежные вентиляторы. Устройство и принцип действия центробежных вентиляторов. Характеристики вентиляторов. Типы и конструкции центробежных вентиляторов. Регулирование производительности вентиляторов. Влияние механических примесей на работу вентилятора.

Осевые вентиляторы. Схема и конструктивное исполнение осевого вентилятора. Классификация осевых вентиляторов. Характеристики вентиляторов. Расчёт осевого вентилятора. Шум в вентиляторах и борьба с ним.

Компрессоры

Основы теории термодинамического процесса сжатия газа.

Классификация компрессоров.

Поршневые компрессоры. Классификация. Принцип действия одноступенчатого компрессора. Основные параметры. Регулирование подачи компрессора.

Процессы сжатия газа в многоступенчатом компрессоре.

Роторные компрессоры. Пластинчатый и винтовой компрессоры: принцип работы, конструктивное исполнение.

Турбокомпрессор. Принцип работы, конструктивное исполнение, характеристики

Элементы компрессорных установок. Фильтры для очистки газов. Масловлагоотделители, газосборники, предохранительные клапаны, холодильники.

Автоматизация поршневых компрессорных установок.

Транспортировка газа

Классификация и состав природных и искусственных газов. Основные законы газового состояния.

Общие сведения о транспортировке газа. Гидравлический расчет трубопроводов для транспортировки сжиженных углеводородных газов.

Газонаполнительные станции газопроводов.

 

 

2. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К ВЫПОЛНЕНИЮ ЗАДАНИЯ

 

Расчётно-графическая работа (РГР) предназначена для ознакомления студентов с методикой расчёта параметров и выбора оборудования для транспортировки нефти от месторождения до потребителя (нефтебазы).

В задачу технологического расчета трубопровода входит определение оптимальных параметров трубопровода (диаметр трубопровода, давление нагнетания насосных станций, толщина стенки трубы, количество насосных станций); расположение перекачивающих станций по трассе трубопровода; расчет режимов эксплуатации трубопровода.

Поскольку для транспортировки нефти используется различное оборудование (резервуары, насосы, трубопроводы и т.д.), работающее в разных условиях и отвечающее своим специфическим требованиям, то расчёт параметров и выбор каждого элемента оборудования может рассматриваться как технологически независимые, но одновременно и взаимосвязанные друг с другом задачи. На рис. 1 приведена структурная схема нефтепродуктопровода.

В целях имитации различных режимов работы сети предусмотрены вариации некоторых параметров, при которых студентами должны быть определены оптимальные параметры работы системы в целом.

В процессе выполнения задания студенты обязаны обосновать выбор того или иного оборудования произведёнными расчётами и мотивацией принятого решения.

Оформление РГР осуществляется в соответствии с требованиями, предъявляемыми к работам подобного рода.

Исходными данными для расчета нефтепровода являются:

– годовой объём перекачки нефтепродуктов и их состав;

– свойства перекачиваемых нефти и нефтепродуктов;

– температура грунта на глубине заложения нефтепровода;

– характеристики труб и насосного оборудования;

– сжатый профиль трассы нефтепровода.

Расчет выполняется в следующей последовательности.

Определяется средневзвешенная температура грунта вдоль трассы нефтепровода

,

где L _тр – длина трубопровода; Т_i и l_i – температура грунта и длина i -того участка трубопровода.

 

Определяются физические характеристики нефтепродукта (плотность, вязкость) при расчётной величине температуры и расчётная пропускная способность нефтепровода.

В соответствии с расчётной часовой пропускной способностью провода Q _ч, выбираются основные насосы насосных станций с такими параметрами (подача, напор), чтобы выполнялось условие

0,8 Q _ном ≤ Q _ч ≤1,2 Q _ном,

где Q _ном– подача (расход) выбранного типа насоса при максимальном КПД.

Если последнее условие выполняется для двух типов насосов, то дальнейшие расчеты выполняются для каждого из них. Например, при Q _ч =

=5800 м³/ч для дальнейших расчетов по вариантам принимаются насосы типов НМ 5000 – 210 и НМ 7000 – 210. Аналогично подбираются подпорные насосы.

Рассчитывается рабочее давление р _гнс на выходе головной насосной станции

р _гнс=ρ_р g (m _{н м} Н _{н м}+ Н _{н пв}),

где m _{н м} – количество магистральных насосов на станции; Н _{н м} и Н _{н пв} – напоры, создаваемые магистральным и подпорным насосами.

Найденная величина давления не должна превышать допустимой по условиям прочности запорной арматуры (р _гнс< р _зап). В противном случае необходимо уменьшить количество магистральных насосов, либо воспользоваться сменными роторами меньшего диаметра.

Далее определяются параметры трубы нефтепродуктопровода: диаметр и толщина трубы, материал.

По рассчитанным параметрам определяются потери в трубопроводе, количество насосных станций и параметры резервуаров для хранения нефтепродуктов на всём протяжении трубопровода от головной насосной станции до потребителя.

После этого уточняется количество насосов на трубопроводе и расстановка их по насосным станциям.

На завершающем этапе выполнения задания производится расчёт подводящих (всасывающих) трубопроводов подпорных насосов головной насосной станции.

Неотъемлемой частью расчётно-пояснительной записки является графический материал, содержащий план головной станции с размещённым на ней оборудованием (технологическая схема) и план расстановки по трассе нефтепродуктопровода насосных станций. Оба плана выполняются на листах формата А4 (А3) и располагаются по тексту (либо выносятся в приложение).

Поскольку РГР представляет собой комплексное задание по решению нескольких взаимосвязанных задач, каждая из которых может рассматриваться отдельно, то перед выполнением задания целесообразно ознакомиться с методикой решения подобных задач, изложенной ниже.

 

Пример 1.

Рассчитать кинематическую вязкость и плотность ромашкинской нефти при температуре Т= 275 К.

Решение.

Поскольку расчётная температура выходит за пределы температурного интервала, в котором известна вязкость ромашкинской нефти (см. табл. 2 Приложения), то для расчета выбираем формулу Вальтера (ASTM) [1]

, (2.3)

где эмпирические коэффициенты а и b определяются по формулам

.

Для ромашкинской нефти при Т₁ = 283⁰К v ₁ = 30,7 мм²/с, а при Т₂ = 293⁰К v ₂ = 14,2 мм²/с. Тогда величины эмпирических коэффициентов

,

а кинематическая вязкость ромашкинской нефти при температуре Т =275 К после преобразования формулы (2.3)

мм²/с.

Плотность нефти при этой температуре согласно формуле (2.1)

кг/м³,

где ρ₂₉₃=862 кг/м³; β_р=0,000793 1/ К.

 

Пример 2.

Рассчитать объем резервуарных парков в системе магистрального нефтепровода диаметром 720 мм протяженностью L _м=900 км, расположенного на дальнем Востоке. Доля длины нефтепровода, проходящей в сложных условиях, составляет 40%. На границе эксплуатационных участков производятся приемо-сдаточных операции.

Решение.

Количество эксплуатационных участков нефтепровода такой протяжённости

п _э = L _м /L _э= 900/(400...600) = 2.

Поскольку на границе эксплуатационных участков производятся приемо-сдаточные операции, то п _у = 1, и, задаваясь верхними пределами рекомендуемых объемов резервуарных парков, по формуле (2.4) определяется их суммарный объём

V _p= V ^сут[0,5(п _э – п _у –1)+1,5 п _у+3]= V ^сут [0,5(2 – 1 – 1) +1,5·1+3]=4,5 V ^сут.

Найденный суммарный объем резервуаров соответствует рекомендациям табл. 1.

Необходимая вместимость V _гнс резервуарного парка головной насосной станции (ГНС) вычисляется по формуле [1]

, (2.5)

где k _{н рез}=1,3 – коэффициент неравномерности поступления нефти в резервуары ГНС; k _{н тр}=1,1 – коэффициент неравномерности работы трубопровода; Ц – количество циклов последовательной перекачки (при перекачке одного продукта Ц=365); т – количество перекачиваемых нефтепродуктов; q_i и Q_i – реальный и максимально допустимый суточный расход i -того нефтепродукта в трубопроводе.

 

Найденная величина V _гнс не должна быть меньше трехсуточного объема перекачки нефти по трубопроводу.

Необходимая вместимость резервуарного парка конечного пункта нефтепровода , (2.6)

где k _расх=1,5 – коэффициент среднегодового расхода нефти на конечном пункте; q_{i макс} – максимальная величина суточного расхода i -того нефтепродукта.

 

Вместимость резервуарного парка нефтебазы определяется по графикам поступления и отгрузки нефти, составленным на основании фактических данных за 2...3 года, с учетом страхового запаса. Для каждого вида нефтепродукта необходимый объём резервуаров находится как

, (2.7)

где Δ V_{i макс} – максимальный месячный остаток i -того нефтепродукта в % выражении; Δ V_{i мин} – минимальный месячный остаток i -того нефтепродукта в % выражении; – величина страхового запаса i -того нефтепродукта в % выражении, выбираемая по таблице 3.

 

При отсутствии таких данных вместимость может быть рассчитана по формуле , (2.8)

где Q ^год – годовой расход нефти; k _нер – коэффициент неравномерности потребления нефти, выбираемый согласно таблице 4.

Нормы страхового запаса нефтепродуктов Таблица 3

Тип нефтебазы	Месторасположение нефтебазы	Норма страхового запаса, %
Железнодорожные, водные (речные)   Водные (речные) с поступлением нефти только в навигаци-онный период	Южнее 60^0 северной широты в европейской части страны Севернее 60^0 северной широты в европейской части страны, в Сибири, на Урале и Дальнем Востоке   –	до 20   до 50   до 50^*

^* – Вычисляется по среднемесячной потребности в межнавигационный период.

Коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов Таблица 4

Характеристика районов потребления	k нер
Все виды топлива	Масла, смазки
Промышленные города Промышленные районы: промышленность потребляет 70% промышленность потребляет 30% Сельскохозяйственные районы	1,0 1,1 1,2 1,5 1,7	1,3 1,5 1,8 2,0 2,5

Для трубопроводных нефтебаз и нефтебаз с реализацией менее 1 тыс.т/год страховой запас не устанавливается.

Пример 3.

Определить необходимый полезный объем резервуарных парков головной насосной станции и конечного пункта магистрального нефтепровода для перекачки 8 млн.т нефтепродуктов (бензин – 30%, диз. топливо – 40%, реактивное топливо – 30%) в год с цикличностью Ц=61. Принять расходы поступления нефтепродуктов (бензина АИ-93, летнего дизельного топлива – ДЛ и реактивного топлива – ТС-1) на ГНС равными соответственно 500, 450 и 480 м³/ч; максимальные расходы их реализации на конечном пункте 360, 400 и 430 м³/ч. Плотность нефтепродуктов при расчётной температуре t =274 Ксоответственно равна 746,3 кг/м³, 848,8 кг/м³ и 814,5 кг/м³, а часовые расходы через трубопровод – Q _АИ-93=1310 м³/ч, Q _ДЛ=1193 м³/ч, Q _ТС-1=1284 м³/ч.

Решение.

На основании общего объёма перекачиваемых при расчётной температуре нефтепродуктов годовые объёмы каждого из них составляют

м³,

м³,

м³.

Поскольку объём перекачиваемых нефтепродуктов достаточно большой принимаем для ГНС резервуары типа РВСП-10000 (η_р=0,84) для бензина и РВС-10000 (η_р=0,88) – для дизельного и реактивного топлива.

Потребная вместимость резервуарного парка для ГНС согласно (2.5)

м³.

Потребная вместимость резервуарного парка для конечного пункта согласно (2.6)

м³.

Таким образом, на ГНС необходимо установить не менее 17 резервуаров вместимостью по 10000 м³, а на конечном пункте – не менее 22.

Пример 4.

Определить вместимость резервуарного парка нефтебазы по бензину АИ-93 при заданном графике поступления и отгрузки (в процентах от годовой реализации):

Показатель

Помесячное поступление (отгрузка) бензина, %

январь

февраль

март

апрель

май

июнь

июль

август

сентябрь

октябрь

ноябрь

декабрь

всего

Поступление Отгрузка

Среднемесячное потребление бензина – 1000 м³.

Решение.

Для расчёта объёма резервуаров в соответствии с формулой (2.7) необходимо определить месячные остатки и их сумму нарастающим итогом:

Показатель

Помесячные остатки бензина, %

январь

февраль

март

апрель

май

июнь

июль

август

сентябрь

октябрь

ноябрь

декабрь

Месячный Нарастающий итог

-4

-10

-12

-6 -6

-3 -9

-1 -10

-6

 

Величина страхового запаса бензина согласно таблице 3

Тогда с учётом результатов расчётов, сведённых в таблицу, Δ V _макс= 26% и Δ V _мин= -10%, полезный объём резервуаров

м³.

Требуемый общий объём резервуаров м³.

Так как под каждый нефтепродукт должно быть предусмотрено не менее 2-х ёмкостей, то необходимо установить две ёмкости с понтоном объёмом 5000 м³.

 

Пример 5.

Определить величины коэффициентов в формулах пересчёта (2.9)…(2.11) при перекачке нефти, имеющей кинематическую вязкость ν=150 мм²/с, насосом НМ 1250-260 с ротором 0,7 Q _н.

Решение.

В соответствии с табл. 3 и 4 Приложения насос обладает следующими параметрами: п= 3000 1/мин, D ₂=0,418 м, п_s =62, Н_0в=216,4 м, а _в=0, b _в=40,9·10^-6 ч²/м⁵, с _0в=0,0963, с _1в=14,3·10^-4 ч/м³ и с _2в= – 69,6·10^-8 ч²/м⁶.

Так как в насосе НМ 1250-260 колесо имеет двусторонний вход жидкости, то число Рейнольдса в насосе вычисляем по формуле (2.15)

.

Переходное и граничное числа Рейнольдса, а также коэффициент а _η рассчитываются по формулам (2.16), (2.17)

Re _п= 3,16·10⁵·62^-0,305 =89747, Re _гр=0,224·10⁵·62^0,384=109276,

α_η=1,33·62^-0,326=0,346.

Так как Re<Re _п и Re<Re _гр, то необходим пересчёт напора, расхода и КПД с воды на нефть.

Коэффициенты пересчёта согласно формуле (2.17)

.

Численные значения коэффициентов пересчёта согласно (2.18)

Максимальный КПД при перекачке нефти достигается при расходе

.

Пример 6.

Определить коэффициенты пересчёта характеристики центробежного насоса НК 65/35-70 с ротором №1 (вариант а) на нефтепродукт с кинематической вязкостью ν=70 мм²/с. Параметры насоса: Q _{в опт}=65 м³/ч, п =2950 1/мин, D ₂=0,245 м, b ₂=0,011 м.

Решение.

Для определения необходимости пересчёта характеристик и возможности использования данного насоса для перекачки нефтепродукта следует рассчитать предельные нижнее и верхнее значения вязкости по формулам (2.12)

;

.

Так как вязкость нефти больше предельного нижнего значения v>v _ниж, то пересчёт характеристик – необходим. Поскольку вязкость нефти меньше предельного верхнего значения ν < ν_верх, то насос подходит для перекачки нефтепродукта.

Для определения коэффициентов пересчёта необходимо рассчитать число Рейнольдса, для чего используем формулу (2.13)

.

Коэффициенты пересчёта характеристик насоса по формулам (2.14)

k_Q =0,412+0,153· lg 2528=0,933; k_Н= 0,933^2/3=0,955; k _η=0,201+0,17· lg 2528=0,78.

Для нормальной работы насоса необходимо, чтобы минимальное давление р _вх на входе в него превышало давление р _п, при котором происходит парообразование перекачиваемой жидкости, на величину, соответствующую разности допустимого кавитационного запаса Δ h _доп и скоростного напора на входе в насос

, (2.19)

где – скорость жидкости во всасывающем патрубке насоса.

Давление насыщенных паров перекачиваемых жидкостей может быть определено по следующим формулам

– для нефтей ;

– для автомобильных бензинов р _п≈ 57000 exp [–0,0327(Т _кип– Т)]; (2.20)

– для авиационных бензинов р _п= 65000 exp [–0,0303(Т _кип– Т)],

где Т _кип – температура начала кипения (парообразования) жидкости, ⁰К.

Допустимый кавитационный запас насоса при перекачке нефти и нефтепродуктов

Δ h _{доп н}= Δ h _{доп в}– k_h (Δ h_t –Δ h _ν), (2.21)

где k_h =1,1…1,15 – коэффициент запаса; Δ h_t и Δ h _ν – поправки на температуру и вязкость жидкости, определяемые согласно

; ; (2.22)

h _п – напор, соответствующий давлению насыщенных паров жидкости; ξ_вх – коэффициент сопротивления на входе в насос, вычисляемый при 565 < Re _н ≤ 9330 по формуле

ξ_вх=16 – 13,1(lgRe _н – 2,75)^0,354,

а при Re _н > 9330 принимается равным ξ_вх=0.

Пример 7.

Рассчитать необходимое давление на входе в насос НПВ 1250-60 при перекачке автомобильного бензина, имеющего температуру начала кипения Т _кип=313⁰К. Перекачка ведётся при температуре t = 283К, расход составляет Q = 1240 м³/ч, плотность бензина ρ=740 кг/м³, вязкость ν=0,8 мм²/с, диаметр входного патрубка d _вх =0,8 м, кавитационный запас по воде Δ h _{доп в} =2,2 м.

Решение.

Давление насыщенных паров при температуре перекачки по формуле (2.20)

р _п =57000· exp [– 0,0327·(313 – 283)]=21371 Па.

Соответствующий этому давлению напор столба бензина

м.

Поправка на температуру по кавитационному запасу согласно (2.22)

Δ h_t = 0,471·2,94^0,45 = 0,765 м.

Скорость бензина и число Рейнольдса во входном патрубке насоса согласно (2.19)

м/с, .

Так как Re _вх > 9330, то Δ h _ν= 0 и кавитационный запас насоса на бензине согласно формуле (2.21)

Δ h _{доп н}=2,2 – 1,1·(0,765 – 0)=1,36 м.

Давление с учётом кавитационного запаса на входе согласно (2.19)

Па.

Пример 8.

Определить тип и количество насосов ГНС трубопровода длиной L _тр==425 км для перекачки 8 млн. т нефти в год (плотность ρ_н=878 кг/м³).

Решение.

Исходной величиной при выборе диаметра трубопровода является годовой план перекачки. В табл. 5 приведены основные рекомендуемые параметры магистральных трубопроводов при изотермической перекачке. Верхние пределы пропускной способности соответствуют меньшей кинематической вязкости, а рабочее давление определяется характеристикой насосов, их количеством и способом соединения. Высоковязкие нефтепродукты перед перекачкой необходимо предварительно подогревать.

Расчётное количество рабочих дней в году для магистральных трубопроводов приводится в табл. 6.

По табл. 5 выбираем диаметр трубы нефтепровода, равный 530 мм. Для нефтепровода протяжённостью 425 км с трубой данного диаметра расчётное количество дней работы в году в соответствии с табл. 6 равно 356.

Рекомендуемые параметры магистральных нефтепроводов Таблица 5

Нефтепроводы	Нефтепродуктопроводы
Наружный диа-метр и толщина стенки, мм	Рабочее давление, МПа	Пропускная способность, млн. т/год	Наружный диа-метр и толщина стенки, мм	Рабочее давление, МПа	Пропускная способность, млн. т/год
529 (4…10) 630 (5…12) 720 (6…14) 820 (7…16) 920 (8…16) 1020 (9…12) 1220 (11…20)	5,4…6,5 5,2…6,2 5…6 4,8…5,8 4,6…5,6 4,6…5,6 4,4…5,4	6…8 10…12 14…18 22…26 32…36 42…50 70…78	219 (4…7) 273 (4…8) 325 (4…8) 377 (4…9) 426 (4…9) 529 (4…10)	9…10 7,5…8,5 6,7…7,5 5,5…6,5 5,5…6,5 5,5…6,5	0,7…0,9 1,3…1,6 1,8…2,2 2,5…3,2 3,5…4,8 6,5…8,5

 

Количество рабочих дней (п _р) для магистральных трубопроводов Таблица 6

Протяжённость, км	Диаметр нефтепровода, мм
До 820 включительно	Свыше 820
До 250 Свыше 250 до 500 Свыше 500 до 700 Свыше 700	356/355 354/352 352/350	353/351 351/349 349/350

 

Часовая пропускная способность трубопровода определяется по формуле

м³/ч.

В соответствии с найденной производительностью выбираем насосы для оснащения насосных станций: основные – НМ 1250-260 и подпорные – НПВ 1250-60 с наибольшим диаметром ротора (см. табл. 3 и 4 Приложения).

Напор этих насосов при расчетной часовой подаче в соответствии с формулой (2.9) составляет

Н _{н пв} =74,8 – 9,5·10^-6·1066² =64 м; Н _{н м} =316,8 – 41,9·^10-6·1066² =269,2м.

Рабочее давление р _гнс на выходе головной насосной станции

р _гнс=ρ_р g (m _{н м} Н _{н м}+ Н _{н пв})= 878·9,81· (3·269,2+64)=7,5·10⁶ Па,

где m _{н м}=3 – принятое количество основных насосов на станции.

Запорная арматура на нефтепроводах рассчитана на давление 6,4 МПа. Поскольку условие непревышения давления, создаваемого насосами над допустимым давлением запорной арматуры (р _гнс< р _зап) не выполняется, необходимо просчитать вариант с применением ротора меньшего диаметра.

Суммарный избыточный напор Δ Н _изб составляет

м.

Так как допустимый кавитационный запас насосов НМ 1250-60 составляет 20 м, то напор подпорных насосов можно существенно уменьшить. При использовании подпорного насоса с ротором диаметра 475 мм величина создаваемого им напора в соответствии с формулой (2.9)

Н _{н пв1} =59,9 – 8,9·10^-6·1066² =49,8 м,

а избыточный напор Δ Н _{изб 1} на один основной насос составляет

м.

При использовании основного насоса с ротором диаметра 395 мм, создаваемый им напор Н _{н м1} составит согласно (2.9)

Н _{н м1} =271 – 43,9·10^-6·1066² =221,1 м.

Таким образом, напор одного основного насоса уменьшен на

Н _{н м} - Н _{н м1} =269,2 – 221,1=48,1м >38.2 м.

Проверим возможность использования ротора диаметром 418 мм. Для него

Н _{н м2} =289,8 – 34,8·10^-6·1066² =250,3 м.

При этом снижение напора Н _{н м} – Н _{н м2} =269,2 – 250,3=18,9м <38.2 м, что недостаточно.

Таким образом, рабочее давление головной насосной станции составляет

р _гнс=ρ_р g (m _{н м} Н _{н м}+ Н _{н пв})= 878·9,81· (3·221,1+49,8)=6,14·10⁶ Па.

Пример 9.

Определить количество насосных станций на нефтетрубопроводе по условиям и результатам решения задачи 8, если трубопровод относится к ІІ категории, а вязкость нефти ν=0,977·10^-4м²/с.

Решение.

Полагая, что для нефтепровода использованы трубы из стали 13ГС по табл. 7 Приложения находим, что для этих труб σ_вр=510 МПа; σ_т=353 МПа; коэффициент надёжности по материалу k ₁=1,34, а трубы диаметра 530 мм выпускаются с толщинами стенок δ =8, 9 и 10 мм. Коэффициент надёжности по назначению трубопровода k ₂ = 1 (при D _нар ≤ 1000 мм k ₂=1, для D _нар = 1200 мм k ₂=1,05), а поскольку трубопровод относится к ІІ категории, то согласно табл. 8 Приложения коэффициент условий работы т ₀=0,75.

Величина расчётного напряжения σ, возникающего в металле трубы при перекачке определяется как [1]

МПа, (2.23)

где σ_вр – нормативное напряжение в металле трубы и сварных соединениях (см. табл. 7, 9, 10 Приложения).

 

Расчетную толщину стенки трубопровода без учёта влияния перепада температур по длине трубопровода определяют по формуле [1]

мм, (2.24)

где р – рабочее (избыточное) давление; D _нар – наружный диаметр трубы; k _нагр – коэффициент надёжности по нагрузке (k _нагр=1,15 для нефте– и нефтепродуктопроводов, работающих по системе «из насоса в насос», k _нагр=1,1 – во всех остальных случаях.

 

Принимаем окончательную величину толщины стенки δ = 9 мм. Тогда внутренний диаметр трубы нефтепровода

d _вн= D _нар – 2δ=530 – 2·9= 512 мм.

Для выяснения характера протекания нефти в трубопроводе необходимо по формуле (2,15) рассчитать число Рейнольдса

.

Поскольку Re >2320, то течение – турбулентное.

Для определения величины гидравлического сопротивления трубы нефтепровода необходимо определить первое переходное число Рейнольдса, для чего предварительно необходимо рассчитать относительную шероховатость

,

где k _э – эквивалентная шероховатость (см. табл. 11 Приложения).

Первое переходное число Рейнольдса согласно [1]

.

Так как Re ₁ >Re, то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб. Поэтому коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле [1]

λ=0,3164/ Re ^0,25=0,3164/7540^0,25=0,034.

Поскольку потери напора вследствие наличия гидравлического сопротивления принято заменять условным гидравлическим уклоном i, то его значение в зависимости от характера протекания нефти можно рассчитать по формуле [1]

, (2.25)

где м/с – скорость перемещения нефти по трубе.

Полные потери в трубопроводе рассчитываются по формуле [1]

Н _тр= k _мест iL _тр+Δ Z + n _э Н _кп=1,02·0,00702·425·10³+0+1·30=3043,2 м,

где k _мест=1,02–коэффициент учёта местных сопротивлений в трубопроводе; Δ Z =0 – разность нивелирных отметок конечной и начальной точек трассы нефтепровода; Н _кп=30 м – величина напора в конечной точке трассы нефтепровода.

 

Расчётное количество насосных станций на трубопроводе определяется согласно [1] по формуле

.

Принимаем п _ст=5.

Поскольку принятое количество станций превышает расчётное значение целесообразно определить количество основных насосов на них с целью корректировки комплектации ими насосных станций. Для этого необходимо построить зависимости Н _тр(Q) и Н _Σн(Q), точка пересечения которых и определит оптимальное суммарное количество насосов.

Результаты расчётов для построения характеристик нефтепровода и насосных станций сведены в табл. 7, а кривые приведены на рис. 2.

На рис. 2 приведена совмещённая характеристика нефтепровода и насосных станций при общем числе работающих насосов п _{н. м} =12, 13, 14 и 15. Видно, что при данном количестве работающих насосов производительность нефтепровода составляет соответственно 1036, 1071, 1100 и 1136 м³/ч. Таким образом, проектная производительность нефтепровода обеспечивается при работе на станциях 13 насосов.

Q, м^3/ч	Н= 1,02 iL тр+Δ z+n э Н кп, м	Н=Н н пв+ т н м Н н м, м при т н м
	327,1	3230,1	3494,1	3758,1	4022,1
	897,3	3121,8		3632,2	3887,4
	1622,5	2970,5	3213,4	3456,3	3699,2
	2503,2	2776,1	3003,2	3230,3	3457,4
		2538,7	2746,5	2954,3	3162,1
	4687,6	2258,2	2443,2	2628,2	2813,2

Таблица 7

 

При распределении этого количества насосов по станциям необходимо руководствоваться следующем [1]:

– большее их число должно быть установлено на станциях, расположенных в начале трубопровода, а меньшее – на его конце;

– для удобства обслуживания линейной части четвертый и пятый перегоны между станциями должны быте примерно одинаковой длины.

Исходя из сказанного, выбираем следующую схему комплектования насосных станций магистральными насосами: 3 – 3 – 3 – 2 – 2.

Пример 10.

Выполнить расстановку насосных станций по трассе нефтепровода по условиям задачи 8 с учётом того, разность нивелирных отметок конца и начала трубопровода Δ Z = – 125,5 м, перевальная точка отсутствует.

Решение.

Вычисляем длину первого перегона, на который хватило бы напора магистральных насосов головной станции Н _гнс = т _{н нм} Н _{н нм} при условии, что нефтепровод был бы горизонтальным, по формуле

L ₁= H _гнс /(1,02 i)=663,3/(1,02·0,00702)=92634 м.

Дальнейшие расчёты целесообразно произвести графическим путём, для чего обратимся к рис. 3. В начале нефтепровода (т. А₁) по оси ординат откладывается отрезок А₁-Б₁, пропорциональный напору магистральных насосов головной станции Н _гнс = 663,3 м, а по оси абсцисс в некотором масштабе – отрезок А₁-А₂,пропорциональный длине первого перегона L ₁= =92634 м. Линия Б₁-А₂ и есть гидравлический уклон нефтепровода с учетом местных сопротивлений.