Эксплуатация насосных станций. Технологический расчет магистрального нефтепровода. Потери в магистральном нефтепроводе.
529.21K
Category: industryindustry

Технологический расчет магистрального нефтепровода. Потери в магистральном нефтепроводе

1. Эксплуатация насосных станций. Технологический расчет магистрального нефтепровода. Потери в магистральном нефтепроводе.

РГУ РГУ
нефти
нефти
и газа
и газа
имени
имени
И.М.И.М.
Губкина
Губкина
(НИУ)
(НИУ)
Факультет Факультет
Проектирования,
ПС и ЭСТТсооружения и
эксплуатации
систем
Кафедра
П и трубопроводного
ЭГНП
транспорта.
Эксплуатация насосных станций.
Технологический расчет магистрального
нефтепровода.
Потери в магистральном нефтепроводе.
Преподаватель:
ассистент кафедры проектирования и
эксплуатации газонефтепроводов.
Пригода Александр Александрович

2.

РГУ нефти и газа имени
И.М. Губкина (НИУ)
Термины и определения
Целью технологического расчета является определение потерь напора при
перемещении жидкости по трубопроводу.
На основе технологических расчётов магистральных трубопроводов
определяется требуемое давление на входе и выходе НПС. Исходными
данными для расчетов являются проектная пропускная способность, профиль
трассы, потери напора на трение в технологических трубопроводах, свойства
нефти и параметры трубопровода.
2

3.

РГУ нефти и газа имени
И.М. Губкина (НИУ)
Исходные данные
Исходными данными для расчета нефтепровода являются:
1. Плановый объем перекачки
2. Реологические свойства перекачиваемой жидкости (плотность, вязкость,
давление насыщенных паров и др.)
3. Параметры магистрального нефтепровода: длина, разность геодезических
отметок между станциями, между начальным и конечным пунктом
4. Характеристики труб и насосного оборудования
5. Сжатый профиль трассы нефтепровода
3

4.

РГУ нефти и газа имени
И.М. Губкина (НИУ)
Исходные данные для гидравлического расчета
Исходными данными для расчета нефтепровода являются:

п/п
1
2
3
Наименование
Пропускная способность проектная Qпр
Реологические свойства нефти:
расчетное значение плотности ρ
расчетное
значение
кинематической
вязкости ν
Параметры магистрального нефтепровода:
Обозначение
50
Единица
измерения
млн.т/год
861,3
18,8∙10-6
кг/м3
м2/с
Длина участка нефтепровода между
соседними НПС L
Наружный диаметр трубопровода ØD
500
км
1067
м
Толщина стенки δ
0,018
м
4

5.

РГУ нефти и газа имени
И.М. Губкина (НИУ)
Исходные данные для гидравлического расчета
Данные по геодезическим отметкам НПС:
НПС
НПС 1
НПС 2
НПС 3
НПС 4
НПС 5
Конечный
пункт (РП)
Километровая
отметка НПС,
км
0
100
200
300
400
Длина
между
НПС, км
100
100
100
100
100
Высотная
отметка,
м
290
318
336
354
371
Разность высотных
отметок между НПС,
м
28
18
18
17
44
500
-
415
-
5

6.

РГУ нефти и газа имени
И.М. Губкина (НИУ)
Последовательность расчета МН
Определение расчетной пропускной способности
Расчетная пропускная способность определяется по формуле:
Q р G kн Qпр
где
Qp – расчетная пропускная способность [млн.т/год];
Qпр – проектная пропускная способность нефтепровода, [млн.т/год];
kн – коэффициент неравномерности перекачки (в пределах от 1,05 до 1,1):
•для нефтепровода, идущего параллельно с другими нефтепроводами, образующими систему – 1,05;
•для однониточного нефтепровода, по которому нефть подается к нефтеперерабатывающему заводу, а
также для однониточного нефтепровода, соединяющего существующие нефтепроводы – 1,07;
•для однониточного нефтепровода, подающего нефть от пунктов добычи к системе нефтепроводов – 1,1.
6

7.

РГУ нефти и газа имени
И.М. Губкина (НИУ)
Последовательность расчета МН
Определение расчетной пропускной способности
Так как данный нефтепровод проектируется в однониточном исполнении и
подает нефть к специализированному морскому нефтеналивному порту, величина
коэффициента kн = 1,07.
Следовательно, расчетная пропускная способность нефтепровода
составляет:
.
G kн Qпр 1,07 50,5 54,035 млн.т
год
Часовой объемный расход:
3
54,035 109
.
м

7480
ч
350 24 861,29
G
7

8.

РГУ нефти и газа имени
И.М. Губкина (НИУ)
Последовательность расчета МН
Уравнение Бернулли для участка нефтепровода
8

9.

РГУ нефти и газа имени
И.М. Губкина (НИУ)
Последовательность расчета МН
Уравнение Бернулли для участка нефтепровода
9

10.

РГУ нефти и газа имени
И.М. Губкина (НИУ)
Режим течения жидкости
Определение режима течения нефти в нефтепроводе
Характер потока жидкости или газа — ламинарный или турбулентный —
определяется безразмерным числом, зависящим от скорости потока, вязкости и
плотности жидкости и характерной длины элемента потока.
Эта безразмерная величина называется числом Рейнольдса, которое
рассчитывается по формуле:
d
4Q
Re
d
где
Q – объемный расход, [м3/с];
d – внутренний диаметр трубопровода, [м];
ν – расчетная вязкость нефти в нефтепроводе, [м2/с].
10

11.

РГУ нефти и газа имени
И.М. Губкина (НИУ)
Режим течения жидкости
Уравнение Бернулли. Базисные формулы
Для расчета коэффициента λ = λ(Re, ε) гидравлического сопротивления можно
использовать следующие формулы:
1. Re < 2320, то течение нефти — ламинарное, для него применяется формула
64
Стокса: ,
Re
2. Если 2320 ≤ Re ≤ 10000, то режим течения нефти — переходный
64
0,3164
(1 ) 4
; 1 0.002(Re 2320)
Re
Re
11

12.

РГУ нефти и газа имени
И.М. Губкина (НИУ)
Режим течения жидкости
Уравнение Бернулли. Базисные формулы
3. если 10000 ≤ Re ≤ 10/ε (Δ — абсолютная шероховатость;
ε = Δ/d — относительная шероховатость поверхности ТП), то течение нефти
происходит в развитом турбулентном режиме, зоне гидравлически
0,3164
4
гладких труб (формула Блазиуса):
,
Re
4. при 10/ε ≤ Re ≤ 500/ε наступает зона смешанного трения (формула
1/4
64
Альтшуля): 0,11 ;
Re
5. при Re > 500/ε обнаруживается квадратичное трение (формула
Шиффринсона):
0,11 1/4 .
12

13.

РГУ нефти и газа имени
И.М. Губкина (НИУ)
Режим течения жидкости
Определение режима течения нефти в нефтепроводе
Определим число Рейнольдса и граничные числа Рейнольдса:
Re
4Q
4 7480
136486,
d 1,031 18,83 10 6 3600
500 d 500 1031
Re 2
2577500.

0,2
10 d 10 1031
Re1
51550,

0,2
500
10
Получаем, что режим течения турбулентный, в зоне смешанного трения
(Re1 < Re < Re2), поэтому коэффициент гидравлического сопротивления будет
определяться по формуле Альтшуля:
68
0,11
Re
0,25
68
0,2
0,11
1031 136486
0,25
0,01784.
13

14.

РГУ нефти и газа имени
И.М. Губкина (НИУ)
Режим течения жидкости
Определение потерь напора в нефтепроводе
Гидравлический уклон - это потери напора на единицу длины трубы.
ГУ — это падение полного напора вдоль потока жидкости, отнесённое к единице
его длины; возникает вследствие гидравлического сопротивления течению жидкости.
1 2
8 Q2
i
2 5
d 2 g d g
Определяем гидравлический уклон в данном режиме перекачки:
1 2
8 Q2
8 74802 0,01784
i
2 5 2
0,0546 м / м 5,46 м / км .
5
2
d 2 g d g 1,031 9,81 3600
14

15.

РГУ нефти и газа имени
И.М. Губкина (НИУ)
Режим течения жидкости
Определение потерь напора в нефтепроводе
Для
магистральных
нефтепроводов
потери
на
местных
сопротивлениях
незначительны, поэтому принимаем их равными 2 [%] от потерь на трение, т.е.
потери на трение и на местные сопротивления будут равны 1,02∙hτ .
Таким образом, полные потери напора в трубопроводе:
H ТР 1,02 i L z NТ hК
где
NT — число эксплуатационных участков, NT = 1,
hК — остаточный напор в конце нефтепровода принимается равным 40 [м].
Найдем полные потери напора:
H ТР 1,02 i L z NТ hК 1,02 5,46 500 81 70 2937,4 м .
15

16.

РГУ нефти и газа имени
И.М. Губкина (НИУ)
Для
Режим течения жидкости
Определение потерь напора в нефтепроводе
магистральных нефтепроводов потери на местных сопротивлениях
незначительны, поэтому принимаем их равными 2 [%] от потерь на трение, т.е.
потери на трение и на местные сопротивления будут равны 1,02∙hτ .
Таким образом, полные потери напора в трубопроводе:
H ТР 1,02 i L z NТ hК
где
NT — число эксплуатационных участков, NT = 1,
hК — остаточный напор в конце нефтепровода принимается равным 70 [м].
Найдем полные потери напора:
H ТР 1,02 i L z NТ hК 1,02 5,46 500 108 40 2934,37 м .
16

17.

РГУ нефти и газа имени
И.М. Губкина (НИУ)
Задача «Определение потерь напора в трубопроводе»
Дано: три одинаковых трубопровода для перекачки нефти, воды и бензина с
производительностью 2200 [т/2ч].
Определить потери напора для каждого трубопровода.
• Разность геодезических отметок конца и
начала нефтепровода Δz = -100 [м].
• Наружный диаметр и толщина стенки
нефтепровода – ØD δ = 530 7 [мм].
• Протяженность нефтепровода L = 10 [км]. • Коэффициент кинематической вязкости:
- Н =10 [сСт];
- В =1 [сСт];
• Плотность продукта при температуре 20
- Б =0,6 [сСт];
[ С]:
нефти Н20 = 850 [кг/м3],
воды В20 = 1000 [кг/м3],
бензина Б20 = 750 [кг/м3].
17

18.

РГУ нефти и газа имени
И.М. Губкина (НИУ)
Задача «Определение потерь напора в трубопроводе»
G, [т/2ч]
zн, [м]
zк, [м]
Δz, [м]
L, [м]
ρ, [кг/м3]
ν, [сСт]
Qч, [м3/ч]
Эквивалентная Относительная
шероховатость, шероховатость,
[м], Кэ
[м] ε
2500
15
98
83
10
850
10
2500
15
98
83
10
1000
1
2500
15
98
83
10
750
0,6
d, [м]
Re
Re1 (ГГТ)
Re2 (КТ)
К-т гидр. сопр. λ
i, [м/км]
Потери Hтр, [м]
1470,59
0,0002
0,000193986
1,031
50448
51550
2577500
0,02111
0,249880028
85,55
1250,00
0,0002
0,000193986
1,031
428804
51550
2577500
0,01507
0,128897955
84,31
1666,67
0,0002
0,000193986
1,031
952898
51550
2577500
0,01404
0,213435626
85,18
18
English     Русский Rules