Магистральные газонефтепроводы
Основные положения строительных норм и правил технологического проектирования нефте- и газопроводов. Анализ методов и алгоритмов расчета пропускной способности магистральных трубопроводов, реализации заданной производительности и оптимизации их работы.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | учебное пособие |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 04.03.2013 |
| Размер файла | 1,7 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Увеличение суммарной стоимости затрат энергии на транспорт газа по участку однозначно свидетельствует о нецелесообразности оборудования КС аппаратами воздушного охлаждения.
При снижении затрат энергии целесообразность оборудования КС АВО оценивается сроком окупаемости дополнительных капиталовложений:
, (2.66)
где KA - капитальные затраты на дооборудованние КС;
S1 и S2 - стоимость энергии до и после дооборудованния КС.
Для случая оборудования КС газотурбинными перекачивающими агрегатами энергозатраты представлены топливным газом и электроэнергией:
, (2.67)
где AE - затраты электроэнергии на охлаждение газа, кВт час:
; (2.68)
nB - количество работающих вентиляторов на всех АВО, при котором обеспечивается оптимальное значение температуры Т1;
NB - мощность, потребляемая одним электродвигателем, вращающим вентилятор, кВт;
TB - время работы вентиляторов, час.
Температура газа на выходе КС и средняя температура газа в участке определяются уравнениями (2.41) и (2.48).
Оптимальная температура газа на выходе КС и соответствующая ей схема работы АВО определяются минимумом затрат энергии (2.67).
2.8 Определение пропускной способности МГ
Пропускная способность газопровода - это максимальная производительность, ограниченная одним или несколькими из следующих показателей:
давление на выходе КС равно рабочему давлению МГ;
потребляемая мощность равна суммарной располагаемой мощности приводящих двигателей рабочих ГПА КС;
ГПА работают с максимальной частотой вращения;
включены оба вентилятора на всех АВО;
температура на выходе КС равна минимальной температуре;
температура на выходе КС равна максимальной температуре;
приведенная производительность ЦН равна 1,1Qпmin;
приведенная производительность равна Qmax;
давление в конце МГ равно PK.
Ниже приводится возможный алгоритм расчета пропускной способности.
1) Собирается необходимая исходная информация:
параметры технологической схемы МГ (количество ниток, длины участков, открытые перемычки, лупинги, резервные нитки, раскладка труб с различной толщиной стенок, подключения, отводы);
наружный диаметр труб, характеристика материала труб и способа изготовления или установленные допустимые давления;
давление и температура газа на входе в головную КС;
плотность при стандартных условиях или относительная плотность, низшая теплотворная способность газа;
расчетное значение температуры грунта и воздуха;
расчетное значение эквивалентной шероховатости труб и коэффициента гидравлической эффективности участков;
расчетное значение полного коэффициента теплопередачи для участков;
расчетные значения потерь давления в обвязке КС и в АВО;
тип, количество схема работы ГПА, АВО и ПУ;
технические характеристики ГПА, АВО и ПУ;
приведенная характеристика ЦН и расчетные номограммы АВО и ПУ.
2) Рассчитывается допустимое давление (если не установлено) для участков МГ и располагаемая мощность ГПА.
3) Рассчитываются эквивалентные диаметры или коэффициенты расходов участков.
4) С приведенной характеристики ЦН снимаются значения Qпmin, Qпmax, Qпmax1, Qпmax2 и соответствующие значения политропического кпд и удельной приведенной мощности.
5) По диаметру и длинам участков или на основании прикидочного расчета задаются производительностью МГ Q.
6) Задавшись давлением на выходе КС, равным допустимому, определяют требуемую степень сжатия КС и ЦН.
7) Приняв, что включены все рабочие ГПА и вентиляторы АВО, проверяют условие беспомпажной работы нагнетателей при номинальной частоте вращения рабочего колеса ЦН.
8) При работе в зоне помпажа:
а) снижают частоту вращения до выхода из помпажа и определяют степень сжатия нагнетателя;
б) отключают ГПА и определяют степень сжатия ЦН.
9) Анализируют полученный результат.
Возможны следующие варианты.
а) В обоих случаях степень сжатия выше требуемой.
Снижают частоту вращения в допустимых пределах, добиваясь требуемой степени сжатия. Определяют политропический кпд ЦН и потребляемую мощность двигателей.
Выбирают вариант, обеспечивающий требуемую степень сжатия при работе ГПА и ЦН в заданных пределах по мощности и частоте вращения и имеющий более высокий политропический кпд.
б) Полученная степень сжатия меньше требуемой.
Для случая с отключеннием ГПА повышают частоту вращения в допустимых пределах, добиваясь требуемой степени сжатия. Определяют политропический кпд и потребляемую мощность двигателей.
Принимают вариант с более высокой степенью сжатия при работе в допустимых пределах частоты вращения и потребляемой мощности.
в) Полученная степень сжатия при всех работающих ГПА больше, а при остановке ГПА меньше требуемой.
Снижая частоту вращения в первом случае и повышая во втором, добиваются требуемой степени сжатия. Определяют политропический кпд ЦН и потребляемую мощность двигателей.
Принимается вариант, обеспечивающий требуемую степень сжатия при работе в допустимых пределах частот вращения и потребляемой мощности и имеющий большее из всех значение политропического кпд или - при невозможности реализации требуемой степени сжатия - имеющий максимальную степень сжатия.
10) Определяется давление и температура газа на выходе ЦН.
Если температура получится выше допустимой, то определяется допустимая степень сжатия ЦН и расчет возвращается в пункт 8.
11) Определяется температура на выходе КС.
Задаются температурой газа на выходе КС T11 и определяют массовый секундный расход газа через один АВО G. По величинам G и (TH-TA) определяется теплосъем с одного АВО Q0. При выбранной схеме работы АВО определяется температура на выходе КС T1. Если расхождение между T1 и T11 превысит установленную величину, то расчет повторяется при T11=T1. При получении результата с заданной точностью расчет температуры заканчивается.
12) Оценка полученного значения T1.
При T1 > Tmax определяется новое значение TH (2.41) и соответствующая ему степень сжатия ЦН. Расчет возвращается в пункт 8 и определяется требуемая частота вращения ротора нагнетателя.
Если Т1 < Т1min, производят отключение части вентиляторов. При невозможности повышения температуры до нужного значения отключением вентиляторов регулирование производится перепуском части газа по обводной линии. Количество перепускаемого газа может быть определено из уравнения теплового баланса
,
где - расход газа в байпасной линии,
T1 - температура газа после АВО при производительности (Q - ).
Во всех случаях изменения Q через АВО или изменения температуры газа за ЦН следует уточнять теплосъем с АВО.
13) Определяется давление и температура в конце участка (на входе в следующую КС).
Производительность участка для газотурбинных КС уменьшают на величину топливного газа (2.62).
Задавшись давлением и температурой газа в конце участка, находят их средние значения. Среднее значение давления определяется из (2.31), а температуру ориентировочно можно получить из следующей зависимости:
Далее рассчитываются физические свойства и коэффициент сжимаемости газа при средних значениях давления и температуры. Находится расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления.
Из (2.25) и (2.45) определяют давление и температуру в конце участка, и по (2.48) - среднюю температуру газа. Если полученное значение P2 или TC отличается от предположенного больше, чем это следует из принятой точности, то расчет участка повторяется с использованием полученных значений. Расчет участка заканчивается после получения конечного давления и температуры с принятой точностью.
14) Оценка полученных значений давления и температуры.
Если давление на входе следующей станции меньше давления на входе предыдущей и предыдущая КС работала с располагаемой мощностью или ГПА работают с максимальной частотой вращения, то принятая производительность, как правило, не может быть реализована. Производительность уменьшают и расчет возвращается в пункт 5.
При P2, намного превышающем ожидаемое значение, производительность увеличивают и расчет возвращается в пункт 5.
В случае T2 < 271K, или температуры грунта для многолетнемерзлых пород из (2.45) определяется значение T1min, и расчет возвращается в пункт 12.
При удовлетворительных значениях P2 и T2 их принимают как начальные для следующей КС, и начинается расчет следующего участка (пункт 5), если рассчитанный участок не конечный.
15) Проверка давления в конце МГ.
Для конечного участка полученное значение P2 не должно отличаться от заданного PK больше чем на величину, определяемую точностью расчета. Соблюдение этого условия подтверждает, что принятое значение Q является пропускной способностью МГ.
При P2 > PK на относительно небольшую величину возвращаются к расчету последнего участка. Снижая частоту вращения ГПА, уменьшают давление на выходе последней КС на величину меньшую, чем (PK - P1).
Если P2 < PK, возвращаются к расчету первой КС и повторяется расчет всего МГ при меньшей производительности.
2.9 Расчет МГ при заданной производительности
Расчет в основном производится аналогично определению пропускной способности МГ. Отличие заключается в необходимости обеспечения оптимальных режимов работы газопровода. Так как оптимизация производится при постоянной производительности, то оптимальным будет режим, обеспечивающий минимальные затраты энергии на транспорт заданного количества газа.
Основными условиями оптимальности режима будут максимально возможные давления на выходе КС, в пределах допустимого, и оптимальная температура газа в начале участка (раздел 2.6).
Расчеты производятся в соответствии с разделом 2.7.
2.10 Расчет МГ при остановке КС
Остановка КС приводит к снижению пропускной способности газопровода. Теоретически минимальную пропускную способность МГ имеет при остановке головной КС. В этом случае она снижается пропорционально степени сжатия станции:
,
где - пропускная способность МГ после остановки головной КС.
При пониженной производительности повышается степень сжатия ЦН и, соответственно, КС и замедляется снижение давления в участке, что приводит к последовательному его повышению в МГ на участке до выхода из КС перед остановленной станцией. Следовательно, оно должно возрастать от станции к станции и на участке за остановленной КС, что возможно только при пониженном давлении на входе станции, следующей за остановленной. Видим, что на КС перед остановленной будет максимальное давление входа, следовательно, минимальна объемная производительность на входе ЦН и максимально давление на выходе. Таким образом, на этой станции существует максимальная опасность нарушения условия прочности МГ и возникновения помпажа в нагнетателях. На практике если при нормальной работе газопровод работал с рабочим давлением, то аналогичная ситуация возникнет уже на первых станциях.
Ориентировочно пропускная способность МГ будет лимитироваться пропускной способностью сдвоенного участка и может быть определена из (2.25) или (2.39) при рабочем давлении в начале участка и пониженном в конце.
Далее расчет производится в соответствии с разделом 2.7 Правильность принятой производительности подтверждается:
повышением давления от станции к станции или его равенством рабочему давлению;
достижением рабочего давления на выходе КС перед остановленной станцией и равенством заданному в конце МГ;
полной загрузкой ГПА на станциях после остановленной.
2.11 Расчет МГ при сбросе (подкачке)
Появление сброса (ответвления, утечки) приводит к снижению производительности на участке после сброса (правый участок), что при неизменных затратах мощности на станциях вызывает нарушению баланса энергии в МГ, и для его восстановления - к повышению производительности на начальном участке (левый участок). На левом участке повышение производительности приводит к снижению степени сжатия КС и ускорению падения давления в линейной части, результатом чего является снижение давления во всем участке, нарастающем от станции к станции до места сброса. Понижение производительности правого участка вызывает повышение степени сжатия КС и замедление падения давления в линейной части и, соответственно, возрастание давления по мере удаления от места сброса. Таким образом, на участке сброса наблюдается смена характера изменения давления, от снижения к возрастанию.
Определение пропускной способности производится в соответствии с разделом 2.7 Ориентировочным значением производительности Q задаются в пределах
q < Q < (q + qc),
где q - пропускная способность МГ;
qc - величина сброса.
Признаком правильности выбора производительности служит снижение давления на левом участке и повышение на правом, равенство давления в конце МГ заданному и полное использование располагаемой мощности на КС левого участка. Возможные нарушения работы связаны с возможностью помпажа на КС правого участка и перегрузкой ГПА на КС левого участка.
При подкачке (подключении) имеет место обратная картина: производительность левого участка снижается, правого увеличивается, давление на левом участке возрастает, на правом снижается. Во всем трубопроводе давление возрастает, достигая максимума в пределах участка подкачки.
2.12 Определение числа КС и их расстановка
Расстояние между КС определяется из уравнения (2.25) при давлениях P1 в начале участка и P2 в конце. Для случая электроприводных ГПА все участки между собой равны. Конечный участок рассчитывается при давлениях P1 и PK и получается в раз длиннее:
. (2.69)
В этом случае теоретическое число КС n0 определится зависимостью
, (2.70)
где L - длина МГ;
l и lK - длина промежуточного и конечного участка.
Так как газопровод рекомендуется сооружать без лупинга, дробное число КС обычно округляется в большую сторону. Утонченные длины участков определяются из выражений
, (2.71)
, (2.72)
где n - принятое число станций.
При оборудовании ГПА газовыми турбинами производительность газопровода уменьшается на величину топливного газа, что приводит к увеличению длин участков:
, (2.73)
где - длина i-го участка;
ni - номер КС, работающей на i-й участок.
В этом случае теоретическое число КС можно определить из равенства
. (2.74)
Расстановка КС производится в соответствии с (2.68) и с учетом условий строительства и эксплуатации МГ.
3. Расчет параметров работы магистральных нефтепроводов
При расчете магистральных нефтепроводов (МН), в отличие от расчета МГ, возможно определение полных потерь давления (напора) сразу во всем нефтепроводе, независимо от числа и расположения нефтеперекачивающих станций (НПС). Такая возможность в сочетании с постоянством плотности нефти значительно упрощает расчеты. Между давлением и напором в любой точке нефтепровода существует относительно постоянное соотношение
P = Hg, (3.1)
где P - давление в данной точке МН, Па;
H - напор в данной точке МН, м;
- плотность нефти при температуре в месте измерения давления, кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м/с2.
С учетом этого при расчетах нефтепроводов обычно определяют величину напора.
3.1 Физические свойства нефти
При расчете МН возникает необходимость определения плотности, вязкости и удельной теплоемкости нефти при расчетной температуре. При эксплуатации МН в качестве расчетной принимается средняя температура нефти в участке.
Для определения плотности нефти широко используется зависимость
, (3.2)
где - плотность нефти при 200 C, кг/м3;
- температурная поправка, кг/м3/град,
; (3.3)
t - температура нефти, град.
Вязкость ньютоновской нефти хорошо аппроксимируется уравнением
, (3.4)
где - кинематическая вязкость нефти, сСт;
- постоянные для данной нефти коэффициенты;
T - температура нефти, К.
В настоящее время чаще используется уравнение Рейнольдса-Филонова:
, (3.5)
где - кинематическая вязкость нефти при температуре, соответственно, t и t1;
U - коэффициент крутизны вискограммы, 1/град.
, (3.6)
где t1 и t2 - температуры при которых известны значения вязкости, соответственно и .
Для определения коэффициентов a, b и U необходимо знать вязкость нефти при двух температурах. В справочной литературе обычно приводятся значения вязкости при 20 и 500 С.
Удельную теплоемкость нефти с достаточной для практических расчетов точностью можно определить по формуле Крего:
, (3.7)
где сp - удельная теплоемкость нефти, Дж/ (кг град);
T - температура нефти, К.
3.2 Расчет напора
Напор в любой точке МН определяется напором, развиваемым НПС, и потерями в линейной части. Определение полных потерь напора является основной целью гидравлического расчета. Результаты расчета используются при определении числа НПС, их расстановке по трассе и определении режима работы НПС.
Определение напора в любой точке МН и моделирование его работы осуществляется с помощью уравнения баланса напоров:
, (3.8)
где hH - напор в начале МН, обыкновенно напор, развиваемый подпорными насосами головной НПС;
n - число работающих станций;
HCTi - напор, развиваемый i-ой станцией;
H - полные потери напора в нефтепроводе;
hpi - напор, дросселируемый в регулирующих органах i-ой станции;
hK - напор в конце нефтепровода.
Напор, развиваемый НПС, зависит от напора одного насоса при данной производительности МН и количества работающих насосов:
, (3.9)
где k - число насосов, работающих на i-ой станции;
HHj - напор, развиваемый j-м насосом i-ой НПС;
hCTi - потери напора в коллекторах i-ой станции.
Напор, развиваемый насосом, определяется с помощью универсальной характеристики, на которой представлены, помимо напора, еще зависимости кпд и допустимого подпора от производительности. При расчетах на ЭВМ и при моделировании работы МН развиваемый напор и кпд насоса могут быть представлены следующими уравнениями:
, (3.10)
, (3.11)
, (3.12)
где - постоянные для данного насоса коэффициенты;
Q - объемная производительность насоса, м3/с.
Для определения постоянных коэффициентов достаточно определить значения каждого параметра при трех производительностях:
Qmin - левая граница зоны работы насоса;
Qmax - правая граница зоны работы насоса;
Q1 - производительность при максимальном значении параметра или средняя производительность зоны работы насоса.
Для совместного решения уравнений НПС и линейной части МН часто используется более простая зависимость для описания характеристики насоса:
, (3.13)
где m - коэффициент, принимаемый в зависимости от гидравлического режима течения нефти в трубопроводе.
Полные потери напора Н определяются как сумма трех составляющих:
Н= h + hM +z, (3.14)
где h - потери напора на трение по длине трубопровода;
hM - потери напора на преодоление местных сопротивлений;
z - потери напора на преодоление разности геодезических отметок трубопровода,
z = z2 - z1, (3.15)
здесь z1 и z2 - геодезические отметки начала и конца трубопровода, м.
Потери напора на местные сопротивления определяются как сумма потерь:
, (3.17)
где n - количество местных сопротивлений;
- коэффициент i - го местного сопротивления;
V - скорость течения нефти, м/с.
По формуле (3.17) рассчитываются короткие трубопроводы, в частности технологические трубопроводы НПС. В линейной части МН потери напора на местные сопротивления не превышают 2%, и поэтому принимается hM = (0,01-0,02) h.
Для определения потерь напора по длине трубопровода можно воспользоваться уравнением Дарси-Вейсбаха:
(3.18)
или Лейбензона
, (3.19)
где - коэффициент гидравлического сопротивления;
l - длина трубопровода, м;
D - внутренний диаметр трубопровода, м;
Q - объемная производительность МН, м3/с;
и m - постоянные величины, принимаемые в зависимости от гидравлического режима течения нефти.
Значения величин и m принимаются:
при ламинарном режиме = 4,15 с2/м, m = 1;
в зоне Блазиуса = 0,0246 с2/м, m = 0,25;
в зоне смешанного трения =, m = 0,123 или
=, m= 0,125;
в квадратичной зоне = , m = 0.
Скорость течения нефти зависит от производительности нефтепровода и площади поперечного сечения труб F:
. (3.20)
Формулу для определения выбирают в зависимости от значений фактического числа Рейнольдса Re и переходных чисел ReI и ReII:
, (3.21), , (3.22)
, (3.23)
где ReI - переходное значение Re из зоны гидравлически гладких труб (зоны Блазиуса) в зону смешанного трения;
ReII - переходное значение Re из зоны смешанного трения в квадратичную зону;
kE - эквивалентная шероховатость труб, kE = (0,1-0,2) мм.
Коэффициент гидравлического сопротивления определяется по одной из следующих формул:
при ламинарном режиме (Re < 2000) - по формуле Стокса
; (3.24)
в зоне гидравлически гладких труб - по формуле Блазиуса
; (3.25)
в зоне смешанного трения - по формуле Альтшуля
; (3.26)
в квадратичной зоне - по формуле Шифринсона
. (3.27)
Для магистральных нефтепроводов характерными являются зоны Блазиуса и смешанного трения. В общем случае формула Альтшуля является универсальной и может применяться для всей области турбулентного режима.
Нормами технологического проектирования рекомендуются следующие формулы для определения :
при Re < 2000 - формула Стокса (3.24);
при 2000 < Re < 2800 - = (0,16Re - 13) 10-4; (3.28)
при 2800 < Re <ReI - формула Блазиуса (3.25);
при ReI < Re < ReII - = B +1,7/Re0,5; (3.29)
при Re > 6,8 - принимается постоянной величиной, определенной при Re. В данном случае при определении переходных чисел Рейнольдса использовалась шероховатость труб, равная:
0,125 мм - для труб диаметром до 377 мм включительно;
0,100 мм - для труб большего диаметра.
Значения ReI, ReII и В приведены в приложении 13.
В соответствии с нормами технологического проектирования на участке между НПС используются трубы с различной толщиной стенок. Кроме того, при округлении числа перекачивающих станций в меньшую сторону сооружаются лупинги. Параллельные трубопроводы сооружаются и в качестве резервных ниток при переходах через водные преграды. Следовательно, реальный МН всегда представляет собой сложный трубопровод, расчет которого может производиться по участкам или с использованием эквивалентного диаметра.
При последовательном соединении участков с различным внутренним диаметром, эквивалентный диаметр определяется из условия, что потери напора во всем трубопроводе равняются сумме потерь напора на отдельных участках:
, (3.30)
где DЭK - эквивалентный диаметр;
Di - внутренний диаметр i-го участка;
L и li - длина всего нефтепровода и i-го участках;
n - количество участков.
При параллельном соединении трубопроводов суммируются их производительности, и в этом случае
. (3.31)
В общем случае последовательно-параллельного соединения участков эквивалентный диаметр определяется последовательным использованием формул (3.30) и (3.31).
3.3 Расчет температуры
Температурный режим работы МН определяется температурой нефти в начале нефтепровода, теплообменом с окружающей средой, разогревом в трубопроводе при преодолении сил трения и при кристаллизации парафина и подогревом нефти в насосах НПС. Подогрев нефти в насосах не превышает 1-2 градусов, и чаще всего им при инженерных расчетах пренебрегают. Для нефти с относительно низким содержанием парафина влияние тепла кристаллизации также мало и может не приниматься во внимание.
При определении изменения температуры в трубопроводе с учетом всех указанных факторов используется уравнение Лейбензона-Черникина:
, (3.32)
где Т - температура нефти на расстоянии x от начала трубопровода;
T0 - температура грунта на глубине заложения оси трубопровода;
T1 - температура нефти в начале трубопровода;
b - повышение температуры при преодолении сил трения,
; (3.33)
- показатель, характеризующий скорость изменения температуры при ее движении по трубопроводу,
; (3.34)
k - коэффициент теплопередачи от нефти в грунт, Вт/ (м2 град);
- плотность нефти при средней температуре в трубопроводе;
- кажущаяся удельная теплоемкость нефти при средней температуре в трубопроводе, Дж/ (кг град):
, (3.35)
- скрытая теплота кристаллизации парафина,
= (220-240) кДж/кг;
THP - температура начала кристаллизации парафина;
- температура нефти, для которой известна растворимость парафина;
- изменение растворимости парафина в нефти при снижении температуры от THP до , доли единицы.
Если пренебречь теплом трения, то уравнение (3.32) преобразуется в уравнение Шухова (2.47).
Из (3.32) видно, что температура нефти при ее движении по трубопроводу экспоненциально стремится к (T0+b), и в случае (T0+b) >T1 будет происходить не охлаждение, а разогрев нефти. Согласно (3.32) и (3.33) повышение температуры возможно при низкой температуре нефти в начале МН, большом диаметре и высокой производительности нефтепровода и малом значении полного коэффициента теплопередачи.
Таким образом, минимальное значение температуры в нефтепроводе, а соответственно, и расчетная температура при проектировании МН будут определяться соотношением Т1 и (Т0+b). При T1> (T0+b) расчетная температура Tp=T0+b, в противном случае Tp=T1.
В связи с нелинейным распределением температуры по длине МН средняя температура определяется как средняя геометрическая:
. (3.36)
При известных значениях температуры в начале и в конце участка средняя температура определяется уравнением
(3.37) или . (3.38)
3.4 Оценка состояния внутренней полости
В процессе эксплуатации внутренняя полость МН постепенно засоряется водой, парафиновыми отложениями и механическими примесями. В некоторых случаях в повышенных участках могут скапливаться пары нефти. Наличие скоплений приводит к повышению гидравлического сопротивления и как следствие - к снижению экономичности работы МН. Кроме того, это отразится на точности прогнозных расчетов режима работы нефтепровода.
Оценка состояния внутренней полости производится по величине эффективного диаметра DE или по величине коэффициента гидравлической эффективности участка МН E. Эффективность работы является более информативной величиной, так как показывает не только наличие загрязнения, но и дает оценку их влияния на гидравлическое сопротивление участка.
Эффективный диаметр определяется из уравнения (3.19):
. (3.39)
Эффективность работы оценивается соотношением теоретического и фактического гидравлических уклонов:
, (3.40)
где i - теоретическое значение гидравлического уклона:
; (3.41)
ip - фактическое значение гидравлического уклона:
. (3.42)
Таким образом, для оценки состояния внутренней полости участка необходимо собрать следующие данные: длина участка, длины подучастков с различной толщиной стенок и с лупингами или резервными нитками, внутренние диаметры всех подучастков, разность геодезических отметок участка, производительность участка, давление в начале и в конце участка при данной производительности, температура нефти в начале и в конце участка, вязкость и плотность нефти, характеристика всех измерительных приборов.
Все собранные величины определены с определенной точностью, в соответствии с возможностью измерительных приборов или других объективных и субъективных причин, что влечет за собой ошибку определения эффективности работы участка:
, (3.43)
, (3.44)
, (3.45)
где и т.д. - относительная ошибка измерения данного параметра.
Относительная ошибка определения Е при обработке одного режима работы участка обычно составляет от 3 до 10%, что соизмеримо с изменением эффективности работы участка в процессе эксплуатации. Для того чтобы сделать достоверный вывод о состоянии внутренней полости участка, необходимо определять Е с точностью порядка (0,1-0,2) %. Такой точности можно добиться усреднением определенного количества режимов работы МГ. Максимальное число режимов, обработка которых позволить получить среднее значение эффективности ECP с нужной точностью, определяется зависимостью
. (3.46)
При определении эффективности работы следует производить выбор режимов из промежутка времени стационарной работы МН, и в этом случае необходимое количество режимов будет в несколько раз меньше максимального. Как показали расчеты, при корректном выборе режимов достаточно усреднить результаты 12-20 режимов. Абсолютная ошибка определения ECP при принятом количестве режимов n оценивается следующим образом:
, (3.47)
где - дисперсия распределения результатов:
. (3.48)
При известном значении коэффициента эффективности участка легко определяется эффективный диаметр
. (3.49)
Приняв, что отложения равномерно распределены по длине участка, можно в первом приближении оценить объем скоплений в нем VOT:
, (3.50)
где VTP - геометрический объем труб участка.
3.5 Скопления воды и газа
Нефть, поступающая в трубопровод, содержит в небольших количествах воду (0,5-1,0%). В некоторых случаях возможно попадание газа или образования паров нефти. При движении по трубопроводу капли воды постепенно укрупняются и осаждаются в трубопроводе, накапливаясь в пониженных его участках. Газ аккумулируется в повышенных точках трубопровода. Возможность образования скоплений и их объем зависят от скорости движения нефти, ее физических свойств и профиля трассы МН.
На нисходящих и горизонтальных участках вода перемещается потоком нефти по нижней части труб. На восходящих участках несущей способности потока может оказаться недостаточно для перемещения воды, и тогда будет происходить постепенное накапливание ее в участке. Наличие скоплений воды приводит к снижению эффективного диаметра и, следовательно, к повышению скорости течения нефти, что определяет дальнейшее продвижение воды по восходящему участку. Таким образом, каждому режиму работы МН будет соответствовать свой максимальный объем воды в участке и, соответственно, свой минимальный эффективный диаметр. Повышение производительности МН будет сопровождаться выносом части воды из труб. При определенной, критической скорости течения нефти VKP в участке вся вода из него будет выносится, то есть при V>VKP скоплений воды в участке не будет
Критическая скорость зависит от угла наклона участка и физических свойств нефти [6]:
, (3.51)
где - плотность воды и нефти в участке;
kB - коэффициент, зависящий от вязкости нефти и угла наклона трубопровода :
, (3.52)
где - кинематическая вязкость нефти и воды.
При известном значении скорости течения нефти формулы (3.51) и (3.52) позволяют определить критический угол наклона трубопровода.
При наличии в трубопроводе паров нефти или воздуха их скопление будет происходить в нисходящих участках МН. В этом случае критическая скорость определится с помощью формул [6]
, (3.53)
, (3.54)
где - кинематическая вязкость скоплений газа.
3.6 Парафинизация нефтепровода
Транспортируемая в настоящее время по МН Западной Сибири нефть содержит в своем составе от 2,5 до 5% парафина. При температурах 25-350 С и выше парафин растворен в нефти и не оказывает существенного влияния на ее транспорт. При более низких температурах, при температурах ниже температуры начала кристаллизации THK парафин выделяется в виде кристаллов, которые при определенных условиях могут отложиться на стенках трубопровода. Плотность отложений зависит от состава нефти, скорости ее течения в трубопроводе и температуры нефти и грунта. Считается, что благоприятными условиями для образования парафиновых отложений являются малая вязкость нефти, меньше 0,2 Ст, и оптимальный диапазон изменения температуры в нефтепроводе - THK>T>T0. Большое влияние на процесс образования отложений оказывает скорость течения нефти. При отсутствии течения отложения практически не образуются или образуются рыхлые и непрочные, легко смываемые при начале движения нефти. По мере увеличения скорости возрастает интенсивность образования отложений, достигая максимума при скорости VM. Дальнейшее увеличение скорости приводит к снижению интенсивности образования отложений и при скорости V0 образование отложений прекращается.
Образующиеся на стенках труб отложения только на 40-60% состоят из парафинов, оставшаяся часть представлена другими компонентами приблизительно пропорционально их содержанию в нефти. Прочность отложений зависит от состава парафинов в нефти, чем выше их температура плавления, тем больше прочность отложений. Отложения в нефтепроводах Западной Сибири представляют собой высоковязкую жидкость типа консистентных смазок.
В настоящее время, несмотря на достаточно большое количество исследований, механизм образования парафиновых отложений окончательно еще не выяснен. Существуют две гипотезы:
1) отложения образуются путем кристаллизации парафина на стенках труб;
2) отложения образуются за счет осаждения на стенках кристаллов парафина, образовавшихся в потоке нефти.
Вполне вероятно, что имеют место оба этих процесса и их соотношение зависит от конкретных условий работы трубопровода.
Учитывая все вышесказанное, можно представить процесс образования отложений следующим образом. При снижении температуры нефти в трубопроводе ниже THK из нефти начинают выделяться кристаллы парафина. Часть их них тем или иным способом отлагаются на стенках труб. В начале трубопровода снижение температуры нефти происходит быстро, и интенсивность выделения парафина превышает интенсивность его осаждения, что приводит к нарастанию количества кристаллов в потоке и к увеличению толщины отложений.
При движении нефти по трубопроводу скорость снижения температуры уменьшается, и в определенной точке интенсивность выделения, и отложения парафина сравняются. Этой точке будет соответствовать максимальная толщина отложений. На остальной части трубопровода процесс отложения парафина будет преобладать над его выделением, и толщина отложений будет уменьшаться, стремясь к нулю. Описанный процесс можно представить следующим уравнением:
, (3.55)
где - объем парафиновых отложений, м3;
- объем кристаллов парафина, м3:
; (3.56)
у - интенсивность осаждения парафина, 1/м;
- содержание (растворимость) парафина в нефти начальное и при температуре Т, %;
Q - производительность нефтепровода, м3/с;
- плотность нефти и парафина, кг/м3;
- время работы нефтепровода, с.
Растворимость парафинов в нефти описывается уравнением Пула:
, (3.57)
где А и K - постоянные коэффициенты для данной пары "Парафин-растворитель”.
A и K можно определить, зная содержание парафина в нефти и температуру начала кристаллизации ТНК:
, (3.58)
. (3.59)
Решив совместно (3.55), (3.56) и (3.32), получаем
, (3.60)
, (3.61)
где l - расстояние от места начала парафинизации до места, где определяется толщина отложений, м;
- объем отложений в участке длиной l, м3.
Показатель интенсивности отложения парафина зависит от диаметра трубопровода, физических свойств нефти и скорости ее течения:
, (3.62)
где - постоянные для данной системы показатели,
. (3.63)
Для нефтей Тюменской области ориентировочные значения показателей следующие: A0 = (0,5-1,25) 10-5, c/м; = 0,065-0,218; y = (0,9-1,8) 10-5, м-1.
Уравнения (3.61) и (3.62) позволяют определить место максимальных отложений в трубопроводе lmax и значение скорости течения нефти, при которой отложения парафина невозможны - V0:
, (3.64), . (3.65)
При эксплуатации МН показатель интенсивности осаждения парафина определяется по результатам исследования его работы из уравнения (3.61), (3.62) или (3.65).
3.7 Определение оптимальной периодичности очистки
Методически определение оптимальной периодичности очистки МН производится аналогично тому, как это делается на МГ (раздел 2.6).
Периодическая очистка увеличивает затраты на обслуживание МН и сокращает затраты электроэнергии на транспорт нефти. При плановой производительности нефтепровода, оптимальной периодичности пропуска очистных устройств будет соответствовать минимум суммы затрат на очистку труб и на транспорт нефти SO:
SO = AE CE + nCO, (3.66)
где AE - годовые затраты электроэнергии на транспорт нефти, кВт час;
CE - стоимость электроэнергии, руб/ (кВт час);
CO - стоимость одной очистки, руб;
n - количество очисток в году.
Годовой расход электроэнергии во многом зависит от оптимальности регулирования работы МН. Максимальный эффект от очистки может быть получен при регулировании отключением насосов, переключением насосов с различными диаметрами рабочих колес и при работе с переменной производительностью. После очистки МН будет иметь максимальную пропускную способность, превышающую плановую производительность. В дальнейшем, по мере засорения пропускная способность постепенно снижается и может стать меньше плановой производительности. Отключением и переключением насосов необходимо добиться производительности МН, не намного превышающей плановую. Продолжительность работы при установленной схеме определяется из условия равенства средней производительности для данного периода плановой. Затем включением или переключением насосов вновь повышается производительность выше плановой и так далее. В результате такого регулирования будет обеспечена работа МН в межочистной период с плановой производительностью при максимальном кпд регулирования. Регулирование работы МН дросселированием может свести на нет эффект от очистки.
Необходимое количество насосов определяется из уравнения баланса напоров (3.8), при этом потери напора на трение определяются с учетом засорения участка:
hi = Eih, (3.67)
где Ei - средняя эффективность работы участка в i - ом периоде,
Ei = 0,5 (E1i + E2i), (3.68)
где E1i и E2i - эффективность работы участка в начале и в конце i-го периода, принимаемые на основании исследования изменения Е в межочистной период.
В общем случае, эффективность работы участка в процессе эксплуатации экспоненциально снижается от начальной E0 после очистки до минимального значения. Дальнейшее изменение Е зависит от причин засорения участка, температуры нефти (сезона) и производительности.
Если снижение эффективности связано со скоплениями воды, то с понижением температуры и повышением производительности будет происходить частичный вынос воды, и Е будет стремиться к новому, более высокому значению.
При запарафинивании участка повышение эффективности связано с повышением температуры, что приводит к повышению растворимости парафина в нефти и, как следствие, к отмыву части отложений.
Так как все процессы засорения участка идут медленно, возможно интерпретировать изменение Е линейной зависимостью
E = E0 - a, (3.69)
где a - коэффициент, характеризующий скорость изменения Е, 1/час.
Величину a можно определить, зная два значение Е:
a = (E0 - E) / , (3.70)
где E - известное значение эффективности по прошествии часов после пропуска очистного устройства.
В этом случае AE определяется зависимостью
, (3.71)
где Ni - мощность, потребляемая электродвигателем i-го насоса, кВт;
- продолжительность i-го периода работы МН, час;
r - количество работающих насосов на МН.
Мощность, потребляемая электродвигателем,
, (3.72)
где Ni - мощность, потребляемая электродвигателем, Вт;
- кпд насоса;
- механический кпд;
- кпд электродвигателя.
Правилами технической эксплуатации МН рекомендуется производить очистку при снижении производительности на 3%, чему соответствует минимальное значение Emin= 0,95.
3.8 Определение пропускной способности
Теоретическое значение пропускной способности МН определяется из уравнения баланса напоров (3.8). Используя (3.9), (3.13) и (3.19), получим
, (3.73)
где
k - общее число насосов, работающих на всех НПС;
n - число работающих НПС;
- напор, дросселируемый при регулировании работы НПС;
- коэффициенты характеристики i-го насоса.
При первом приближении дросселируемый напор принимается равным нулю. Полученная таким образом пропускная способность не всегда может быть реализована, так как не учитывает ограничения давления на входе и выходе НПС. Из условия прочности труб, ограничение давления на выходе НПС формулируется следующим образом:
, (3.74)
где - напор и давление на выходе НПС;
- допустимое давление в МН;
- плотность нефти на выходе НПС.
Для обеспечения бескавитационного режима работы насосов напор на входе НПС должен быть не менее допустимого подпора :
, (3.75)
где - напор и давление на входе станции;
- плотность нефти на входе станции.
Для проверки соответствия фактических значений давлений на входе и выходе станций их допустимым величинам производится гидравлический расчет МН по участкам. При нарушении условия (3.74) или (3.75) производят регулирование работы НПС. Регулирование производится прикрытием регулятора давления станции, на которой отмечено нарушение нормального режима работы, что приводит к снижению производительности МН и к повышению давления во всем нефтепроводе как следствию повышения развиваемого насосами напора и снижения потери напора в линейной части. Уточнение пропускной способности МН производится по формуле (3.74), задавшись величиной , после чего производится вновь проверка давлений на станциях.
Повышение давления в МН может потребовать регулирования на других НПС и последующего уточнения пропускной способности нефтепровода. Если сумма дрессируемого напора на всех станциях превысит величину напора развиваемого одним насосом, то следует использовать при регулировании остановку насоса. Для реализации минимального для данных условий среднего давления в трубах, следовательно, максимальной надежности работы МН, останавливать насос лучше на первой из НПС, снижение развиваемого напора которой не приведет к недопустимому снижению напора на входе следующей за ней станции.
Найденная таким образом производительность, при которой обеспечивается нормальный режим работы МН, и будет являться его пропускной способностью.
При расчете линейных участков вязкость и плотность нефти принимается при средней для данного участка температуре, определяемой по одной из формул (3.36), (3.37), (3.38).
3.9 Работа МН с заданной производительностью
Для реализации заданной производительности МН, в первую очередь, необходимо определить требуемое число работающих насосов. Теоретическое число насосов k0, исходя из напора, развиваемого одним насосом при заданной производительности:
, (3.76)
где h - потери напора на трение во всем нефтепроводе;
hk - требуемый напор в конце МН;
n - число работающих НПС;
hП - внутристанционные потери напора;
hH - напор, развиваемый подпорным насосом;
HH - напор, развиваемый основным насосом.
Потери напора в МН рассчитываются при средней температуре нефти, определяемой по формулам (3.36), (3.37), (3.38).
Фактическое число работающих насосов k принимается округлением k0 в большую сторону. Избыточный напор hp = HH (k-k0) дросселируется в регуляторах давления НПС. Для обеспечения минимального давления в МН насосы следует распределять равномерно по всем НПС, и дросселирование желательно производить на первых станциях нефтепровода, при этом на всех станциях должны соблюдаться условия (3.75) и (3.76). При определении потерь напора в участках и давлений на станциях предпочтительно использовать вязкость и плотность нефти, соответственно, при средней температуре нефти в участках и при температуре на НПС.
Если данная производительность является основной для МН, то для повышения эффективности его эксплуатации следует рассмотреть целесообразность использования сменных рабочих колес насосов или их обточку.
3.10 Режим работы МН при остановке НПС
При остановке одной или нескольких НПС пропускная способность МН снижается, что сопровождается повышением напора, развиваемого насосами, и снижением гидравлического уклона и, как следствие, общей тенденцией повышения напора от станции к станции. Максимального значения напор достигает на НПС непосредственно перед остановившейся станцией. Так как эта станция работает на сдвоенный участок, то подпор на следующей за остановленной станцией снижается и будет минимальным для всего нефтепровода. Очевидно, что этот участок будет лимитирующим и его максимальная пропускная способность и будет пропускной способностью всего МН. Приняв допустимый напор в МН HD=PD/ () и максимальные потери напора в участке Hmax=HD-hD, получим максимальную пропускную способность нефтепровода qmax:
, (3.77)
где - длина и разность геодезических отметок сдвоенного участка;
D - эквивалентный диаметр участка.
Возможность реализации максимальной производительности должна быть подтверждена расчетом режима работы МН. Чем ближе к началу нефтепровода расположена останавливаемая станция, тем больше вероятность, что напор на выходе НПС перед сдвоенным участком не достигнет максимального значения. В этом случае пропускная способность МН определится из уравнения баланса напоров для участка от начала нефтепровода до конца лимитирующего участка
Приняв напор в конце рассматриваемого участка равным hD, и решив относительно пропускной способности qmax1, получаем
, (3.78)
где - длина и разность геодезических отметок рассматриваемого участка;
D1 - эквивалентный диаметр участка;
k1 - суммарное число работающих на участок насосов.
- коэффициенты i-го насоса.
Реализация работы МН с производительностью, равной его пропускной способности, потребует регулирования работы НПС, то есть определения числа работающих насосов и величины дросселируемого напора. Регулирование производится аналогично 3.9.
3.11 Работа МН при сбросах (подкачках)
При нормальной эксплуатации нефтепровода под сбросом понимается отвод части нефти потребителю или в другой нефтепровод. В этом случае подключение производится на одной из НПС МН и может носить как постоянный характер, так и характер. При аварийной ситуации аналогом сброса является утечка нефти из нефтепровода.
Под подкачкой понимают подвод к МН нефти от месторождения, расположенного в зоне прохождения данного нефтепровода, или от другого нефтепровода. Подключение подводящего трубопровода всегда производится на территории НПС, и подкачка также может быть постоянной или периодической.
Сброс части нефти приводит к снижению производительности правой части МН (по отношению к месту сброса). Из условия баланса энергии в нефтепроводе производительность левой части нефтепровода должна возрасти. Повышение производительности левой части будет сопровождаться снижением развиваемого напора НПС и повышением потерь напора в участках, что вызовет снижение от станции к станции напора на их входе и выходе. После места сброса (в правой части) напор, развиваемый НПС, возрастет, потери в участках уменьшатся, и напор на НПС будет возрастать от станции к станции по ходу нефти. Таким образом, минимальный напор, а следовательно, максимальная опасность кавитации будут на станции, где производится сброс нефти. Очевидно, что величина производительности левого участка возрастает, а подпор НПС уменьшается с ростом величины сброса нефти, и в этом случае, при саморегулировании системы максимальная (критическая) величина сброса определяется допустимым значением подпора. Максимальная пропускная способность левого участка может быть определена из уравнения (3.78). Приняв в (3.78) hH=hD, hD=hK, длину и разность геодезических отметок правого участка и число и коэффициенты насосов, работающих на этот участок (включая насосы НПС сброса), получим пропускную способность правого участка . Критическая величина сброса определится как разница пропускных способностей участков:
. (3.79)
Если фактическая величина сброса больше критической, то потребуется регулирование работы НПС. В этом случае производительность левого участка принимается равной его пропускной способности, а производительность правого участка принимается с учетом величины сброса :
...Подобные документы
Назначение и классификация магистральных газопроводов, категории и виды трубопроводов. Состав сооружений магистрального газопровода. Виды дефектов трубопровода, проведение дефектоскопии. Характеристика факторов техногенного воздействия при эксплуатации.
курсовая работа [4,0 M], добавлен 26.05.2009Характеристика факторов, влияющих на снижение пропускной способности магистрального трубопровода, основные методы ее увеличения. Увеличение числа перекачивающих станций, прокладка лупинга, укладка вставки. Работа трубопроводов со сбросами и подкачками.
курсовая работа [6,1 M], добавлен 24.05.2012Зоны концентрации напряжений как основные источники повреждений при эксплуатации магистральных газопроводов. Пути и методики укрепления сварных соединений. Определение наличия напряжений в околошовной зоне, оценка эффективности неразрушающего контроля.
статья [415,2 K], добавлен 17.05.2016Методика расчета некоторых параметров шахты. Основные положения норм технологического проектирования по вопросам вскрытия, подготовки шахтных полей, систем разработки и выбора оптимальных технологических схем очистных работ и средств их механизации.
методичка [62,6 K], добавлен 03.03.2009Изучение способов очистки внутренней полости трубопроводов, оборудования для промывки и продувки. Приемка и ввод в эксплуатацию подземных газопроводов. Технология проведения аварийно-восстановительных ремонтов. Испытания газопроводов на герметичность.
реферат [890,4 K], добавлен 31.01.2013Схема газификации жилого микрорайона. Эксплуатация подземных и надземных газопроводов, газифицированных котельных. Расчёт поверхности трубопроводов, расположенных на территории микрорайона. Условия эксплуатации установок электрохимической защиты.
курсовая работа [53,7 K], добавлен 28.01.2010Виды и назначение нефтепроводов, методы увеличения пропускной способности. Расчет длины и эффективности лупинга для трубопровода, числа станций при увеличении производительности. Расчёт капитальных вложений и эксплуатационных расходов транспорта нефти.
отчет по практике [169,3 K], добавлен 14.03.2014Обоснование этапного усиления мощности участка железнодорожной линии. Анализ объемов грузовых и пассажирских перевозок, пропускной и провозной способности при существующем техническом состоянии. Обзор отступлений элементов плана от норм проектирования.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 26.02.2012Категорирование трубопроводов, их классификация по параметрам среды. Окраска и надписи на трубопроводах. Типовые режимы изменения состояния технологического оборудования ТЭС. Остановка оборудования с расхолаживанием трубопроводов, основные операции.
реферат [49,6 K], добавлен 15.04.2019Разработка технологического процесса изготовления детали цапфа. Служебное назначение детали. Расчет режимов резания, операционных размеров и норм времени. Анализ применения ЭВМ на стадиях разработки технологического процесса и изготовления деталей.
курсовая работа [756,6 K], добавлен 20.03.2013Служебное назначение и условие работы детали "Корпус приспособления", проектирование заготовки. Определение методов обработки поверхностей. Разработка технологических операций с подбором оборудования на предприятии по заданной детали. Расчет норм времени.
дипломная работа [741,6 K], добавлен 11.07.2014Назначение свайных опор при сооружении магистральных трубопроводов. Выбор и расчет параметров бурильно-сваебойной машины, устройство ее рабочего органа. Анализ потребности в эксплуатационных материалах. Организация и технология работ по бурению скважин.
курсовая работа [160,7 K], добавлен 08.11.2013Виды акустических волн. Ультразвуковой контроль для бетонных блоков строительных конструкций, сварных швов магистральных трубопроводов. Акустические характеристики материалов. Типы ультразвуковых волн, взаимодействие с границей раздела двух сред.
реферат [130,4 K], добавлен 21.04.2014Характеристика этапов автоматизированного проектирования. Методика и алгоритм расчета норм расхода основных материалов на женское демисезонное пальто с помощью программ Basiq Norma 1 и Norma 2. Особенности автоматизации обработки данных с помощью ЭВМ.
курсовая работа [233,2 K], добавлен 06.05.2010Диагностика магистральных газопроводов. Подготовительный этап проведения ремонта. Расчет толщины стенки трубопровода. Основные этапы ремонтных работ: земляные, очистные и изоляционно-укладочные, огневые работы. Контроль качества выполненных работ.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 09.05.2014Основные этапы проектирования технологических процессов для детали "штуцер". Анализ технологичности конструкции, выбор заготовки, припуска и отклонения. Проектирование технологического процесса. Выбор режимов обработки, норм времени и загрузки станков.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 10.03.2014Анализ стандартов на условия поставки заданных видов продукции. Расчет пропускной способности участков и характеристик технологических агрегатов. Проектирование технологических параметров прокатного стана. Алгоритм расчета энергосиловых параметров.
дипломная работа [2,6 M], добавлен 28.08.2023Базирование заготовки приспособления для шпоночно-фрезерного станка. Расчет силового механизма и выбор силового привода. Разработка эскизных вариантов приспособлений. Расчет его производительности и пропускной способности. Описание работы приспособления.
курсовая работа [578,2 K], добавлен 29.12.2011Анализ конструкции изделия, выбора технологического оборудования, маршрутизации, оптимального варианта по производительности, разработки оснастки с целью проектирования процесса сборки и монтажа печатного узла двуканальной системы сбора данных.
курсовая работа [4,4 M], добавлен 02.02.2010Анализ механических свойств стали 19ХГН, ее химический состав. Рассмотрение технологического эскиза детали "Корпус". Основные особенности выбора технологических баз. Этапы проектирования станочного приспособления и расчета операционных размеров.
дипломная работа [2,2 M], добавлен 24.09.2012
