Нефтеперкачивающая станция
1.Техн. труб. тр. нефти.
Состав и назнач. сооружений, входящих в сист. н/п. схемы соединения осн. и подпор. насосов.
В состав сооружений магистрального нефтепровода входят:
1)Установка
подготовки нефти к транспорту(
2)Головная нефтеперекачивающая станция с резервуарным парком.
3)Промежуточные нефтеперекачивающие станции с резервуарными парками.
4)Линейная часть с отводами и местами подкачек.
5)Конечный пункт с резервуарным парком.
6)Перевалочная база, нефтеперераб-й забод (НПЗ)
Нефть из резервуаров и сборн.пунктов нефт. промыслов напр-ют сначала в спец установки подгот.нефти к тран-ту(УПН), где из нефти сначала отбираются и отвод-ся. в спец резервуары крупн. скопления газа. Затем нефть проходит через сепараторы, где она очищ-ся от мех.примесей и от более мелких газов.включений. Очищ-ю нефть подают в резервуары головной нефтеперекачив.станции для дальнейшей трансп-ки.
Нефтеперкач.станции(НПС) предназнач. для созд. в т/п давления, необх.для трансп-ки нефти. Назначение каждой станции – принуд. образом привести нефть из обл. низк.давления(перед станцией) в область высокого (после станции).
ГНПС предназнач. для приема нефти с промысла, закачки ее в маг.н/п и создание напора, необх для ее перекачки.
ПНПС предназнач. для поддержания напора для дальнейшей перекачки нефти до след.ПНПС и т.д. до конеч. пункта нефтепров(КПН)
Нефтепровод закан-ся резерв.парком нефтеперераб. завода(НПЗ) или крупн. перевалочн.нейфтебазой из кот. происх-т. отгрузка нефти на ж/д или танкеры.
НПС представл.собой сложн.коплекс соор. и объектов, кот. можно разделить на 2 группы:
1)Объекты осн.назначения: резерв.парк,
подпорная насосная, узел учета нефти
с фильтрами, магистр.насосная,технологич.
2)Объекты вспомогат. назначения: устр-ва электроснабжения, водоснабжения, канализации и сбора утечек,связи
Резерв.парки необх. для:
1)Приема нефти от добывающ. предприятий
2)учета нефти
3)обеспеч-я заданн.св-в нефти, включающих возможное смешивание одних сортов нефти с другими
4)хранения
с целью компенсации
Линейн.часть МТ сост.из:
1)Трубопровода(труб
сварен. друг с другом, покрытые
слоем антикоррозионной
2)Запорн.арматура
3)спец.оборуд-е переходы
5)Линии связи, электропередач, дороги вдоль трассы
2. Гидравл. расчет стац. режимов работы нефтепровода. Осн. категории: средняя скорость, массовый и объемный расходы, давление, напор. Ур. неразрывности потока и ур. Бернулли с потерями напора в виде формулы Дарси-Вейсбаха. Местные потери напора. Гидравл. уклон. Линия гидравл. уклона. Формула Дарси-Вейсбаха. Коэфф.гидравл. сопротивления. Режимы течения. Формулы для расчета коэфф.гидравлического сопротивления.
V(м/с) – средняя скорость
Объёмный расход Q, м3/сек;м3/час
Массовый расход М, кг/сек; кг/час
Коммерческий расход Qк=M/ρст – масс.расход, привед. к станд. условиям, м3/сек; мин*м3/сут
Линейная скорость , м/с
Массовая скорость кг/м2с
При движ. газа масс. расхзод и скорость пост., а лин. скорость и объём. расход увелич. вследствие снижения плотности.
Ур. неразрывности:
Уст-еся течение ж-ти в трубе опис. двумя ур:
1)Уравнение сохранения массы: →
→ a)P=const, v=const, s=const,∆ρ<< ρ; →b)v1/v2=(d2/d1)2;v2=v1d12/d22
2)Уравнение Бернулли:
;
Изменение кинет.энергии:
ά – коэфф.кориолиса
Изменение работы внешних сил:
Изм. работы внутр. сил
- мощн.сил внутр.трения, расчит. на ед. массы ж-ти
h1-2 – потери напора м/ду сечениями 1 и 2 (м)
- полный напор в сеч/ X (м)
Для уч-ка т/п все сечения кот. полностью заполнены ж-тью: h1-2=hт+hm
Потери напора на трение hт обуслов. трением слоёв ж-ти относ. друг друга:
Потери напора на мест. сопр. где ξ зависит от числа Рейнольдса и от параметров мест. сопротивления. При расчёте м.н. обычно принимают hm =0,02 hт
Если D=const и жидкость, тек. по нему, несжимаемая, то из ур. сохр. массы следует, что скорость движ. ж-ти постоянная и ур. Бернулли принимает вид:(P1/pg+z1)-(P2/pg+z2)=h1-2
Линия гидрав. уклона – линия AB, представл. собой завис. полного напора от координаты по оси т/п
Гидравл. уклон опред-ет уменьшение напора на ед-цу длины т/п
Формула Дарси-Вейсбаха
h1-2 –потери напора, Re – число рейнольдса, ε – относ. шерохов-ть, ∆ - абс. шерох,ν - -кинем. вязк, λ – коэф гидр. сопр
1)Ламинарный режим течения, при кот. Re<2320. Формула Стокса: .
2)переходный режим, при кот. 2320<Re<10000. , где
γ=1-exp(-0,002(Re-2320)) – коэф. перемежаемости.
Зона гидравлически гладких труб, в которой . Ф-ла Блазиуса:
Зона смешанного трения, в которой
Формула Альтштуля:
Зона квадратичного трения, в которой
Формула Шефринсона
3.Ур. баланса напоров для уч-ка т/п. Напорно-расходные (Q-H)- хар-ки т/п. Т/п с промежут. перекач. станциями, раб-ми в режиме "из насоса – в насос". Сист. гидр. ур. для расчета расхода перекачки и подпоров перед промежут. станциями. Ур. баланса напоров для т/п.
Участк н/п перегон между двумя соседними нефтеперекачивающими станциями.
- полн. напор на выходе из НПС в начале участка где z1 – высот. отметка начала участка; hп - подпор на входе в НПС; Hст(Q) – дифф. напор НПС
- полн. напор на входе из НПС
z2 – выс. отметка конца участка; hк – остат. напор в конце участка.
ур. Бернулли примет вид:
Преобразовав его, получим:
– ур. баланса напоров для уч-ка н/п. Оно служит для определения расхода перекачки Q.
В этом ур. левая часть - гидравл. хар-тика НПС, а правая часть - гидравл. хар-ка участка трубопровода.
При перекачке по схеме «из насоса в насос» конец предыдущ.перегона м/ду станциями явл. сечением всасывания следу-й ПС. Перегоны н/п м/ду послед. соед-ми ПС оказ-ся в гидравлич. отношении жестко связ-ми друг с другом (изм-е режима работы одного перегона скажется на режиме работы всего н/п)
Рассм. н/п с n нефтеперекач. станциями. Запишем систему из n ур. баланса напоров для каждого уч-ка:
z1 – выс.отметка начала т/п; z2 – выс. отметка конца т/п; hп –подпор на входе в НПС; hк – остат. напор в конце т/п; Нст(Q) – дифф. напор НПС
Сложив все уравнения получим:
- ур. баланса напора для всего т/п.
Левая часть - суммар. гидрав. хар-ка всех НПС, а правая часть - сумм. гидравл. хар-ка всего т/п.
С помощью системы можно опр. величину подпоров на входе в каждую НПС: . Зная величину подпора на второй НПС, можно опр. давление на входе второй НПС и давление на нагнетании второй НПС .
Cложив первые m ур-ний системы можно получить подпор перед m-ой НПС:
Зная его можно вычисл. давл. на входе m -ой НПС. и давление на нагнетат. линии m -ой НПС
Условия «согласования» работы Н/п
1)Величина
подпора на любой станции
2)Давление на нагнетат. линии любого насоса должно превосходить давление, опр. прочностью труб и корпуса насоса, то есть pn1>pпрочi
4.Напорно-расходные (Q-H)- хар-ки перекач-станций. (Q-H)- хар-ки станций, оснащ. центробеж. нагн-ми. Мощность насосных агрегатов. Формулы для расчета мощности. Коэфф. полезн. действия. Послед. и паралл. соединение насосов. Расчет (Q-H)- характеристик системы последоват. и паралл.соед. насосов. Совмещ. хар=ки трубопровода и перекач. станций. Рабочая точка. Аналит. расчет совместной работы участка т-п и ПС. Расчет необх. числа перекач. станций.
На НПС устанавливается несколько насосов. Суммарная (Q-H)-хар-ка НПС – суммар. хар-ки всех насосов, включ. последоват. и параллельно, а также хар-ки станционных т/п станции.
Чаще всего, на НПС насосы включены последовательно для повышения напора.
Для перекачки нефтей исп-ют, в основном, центробежные насосы, в кот. необх-й напор создается за счет центробежной силы.
Гидравл. хар-ка центробеж. насосов представляют двухчленной зависимостью H=a-bQ2; а – нагнетание насоса при нулевой подаче, в – крутизна параболы
Гидравл. хар-ка НПС :
Нсм=Нсум(Q)-hст(Q)
Нст(Q)- суммар. хар-ка насосов, установл. на станции; hст(Q) – хар-ка станционных т/п.
Полезная мощность центробежного насоса – мощность, расходуемая на преодоление разности напора между нагнетанием и всасывание насоса.
, где Q - подача насоса; H - дифф. напор, развиваемый насосом. [Nпол]=[Дж/с]=[Вт]
Мощность, затрачиваемая насосным агрегатом , где ηнас - КПД насоса, ≈80%; ηприв - КПД привода, ≈95%;
(Q-η) хар-ка насоса: η=kQ-k1Q2
Зави-ть КПД насоса от подачи
Насосы подбирают таким образом, чтобы рабочая подача была при максимальном КПД.
При послед. соед-ии насосов КПД опр-ся из системы , →
При парал. соед-ии насосов КПД опр. из системы:
Послед. и паралл. соединение насосов. Расчет (Q-H)- характеристик системы последоват. и паралл.соед. насосов. На НПС центробеж. насосы м/б соед. 2 способами:
1.Последоват.соединение, при кот. расходы равны, то есть , а общий напор равен сумме напоров первого и второго насосов . Если хар-ку одного насоса представить в виде , а хар-ку второго насоса в виде , то сумм-ая хар-ка этих двух насосов, соед. послед-но,
2.Паралл. соединение, при кот. общий расход равен сумме расходов первого и второго насосов, то есть , а напоры равны, то есть . Если хар-ку одного насоса представить в виде , а хар-ку второго насоса в виде , то суммарная хар-ка этих двух насосов, соед. параллельно, будет иметь вид:
1. Суммарная
характеристика при
2. Суммарная
характеристика при
3. Равные характеристики первого и второго насосов
Совмещ. хар=ки трубопровода и перекач. станций. Рабочая точка. Аналит. расчет совместной работы участка т-п и ПС. Расчет необх. числа перекач. станций.
Участк н/п перегон между двумя соседними нефтеперекачивающими станциями.
- полн. напор на выходе из НПС в начале участка где z1 – высот. отметка начала участка; hп - подпор на входе в НПС; Hст(Q) – дифф. напор НПС
- полн. напор на входе из НПС
z2 – выс. отметка конца участка; hк – остат. напор в конце участка.
ур. Бернулли примет вид:
Преобразовав его, получим:
– ур. баланса напоров для уч-ка н/п. Оно служит для определения расхода перекачки Q.
В этом ур. левая часть - гидравл. хар-тика НПС, а правая часть - гидравл. хар-ка участка трубопровода.
Совмещ. хар-ка НПС и т/п. Точка пересечения этих кривых гидравлической хар-ки т/п (А) наз. раб. точкой т/п. Величина Q* - решение ур.баланса напоров и соответ-ет расходу перекачки. Величина Н* - показ-ет значение напора на выходе з НПС в начале уч-ка.
Расчет необх. числа перекач. станций
5.Технология последов. перекачки светлых нефтепродуктов. Смесеобраз. в зонах контактир. последов. движ. партий. Расчет объема образ. смеси (формула для объема смеси). Расчет цикличности и вместимости резерв.парков маг. н-п-проводов.
Последоват. перекачка нефтей и нефтепрод. - спец технология трансп-ки нефтей и нефтепрод. по т-п, при кот. в одном т/п. в любой мом. времени находятся несколько жидкостей, различ. по своим физ.-хим. св-вам. Последоват. перекачка примен. в основ. при трансп-ке н-продуктов, в редких случаях – разных сортов нефтей. Нефтепродуктами, кот. перекач. по трубопроводу, явл. неск. сортов, дизел. топлив, авиац. керосинов.
Автомоб.бензины различ. по октан. числу, кот. указ-ся в их маркировке. Послед-ной перекачке чаще всего подверг. бензины след. марок: А-76, А-80, А-92
Маркировка дизел. топлив: Л-0.2-65, где Л – тип топлива (летнее, зимнее, арктич.); 0.2 – содер-ние серы (0.2, 0.4, 0.5); 65 – темп. вспышки (65, 40).
Авиац. керосины бывают сл. сортов: ТС-1 и ТС-2.
Сорта нефтей разл-ся по содерж. серы, солей и по коэфф. обводнённости (содержанию серы).
Перекачка нефтепродуктов:
Различные сорта нефти поступают с НПЗ, каждый в свой резервуар, а затем один за другим, закач. в маг. н-п-провод. При этом разделители между разл. жидкостями отсутствуют, поэтому такой метод также наз. последоват. перекачкой прямым контактированием.
Партия – любая последов. движ-ся в т/п. ж-ть.
Закачка партий нефтепродуктов организуется, чтобы друг с другом контактировали нефтепродукты, наименее различ-еся по своим св-вам.
Цикл перекачки – совокупность партий всех нефтепродуктов, перекач. по данному трубопроводу.
Преим-ва последоват. перекачки прямым контактированием:
1.Возм-сть использ. 1го т/п для перекачки неск. нефтепродуктов.
2.Наиболее
полная загруженность
3.Равномерное снабжение потребителей.
4.Снижение себестоимости перекачки.
Осн. недостатком последов. перекачки прямым контактированием явл. образование смеси в зоне контакта партий. На конечном пункте трубопровода организуется раскладка смеси, то есть добавление смеси к партиям чистых нефтепродуктов с сохр. показателей качества.
Физич. причинами смесеобразования явл: конвективная и турбулентная диффузии.
Конвективная диффузия обусловлена неравномерностью скоростей частиц жидкости при её течении. Набл-ся при ламин. режиме течения.
турбулентная диффузия, которая обусловлена хаотическим движением частиц жидкости в области смеси. набл-ся при турбул.режиме течения, вместе с конвективной диффузией
Объём образующейся смеси
Объёмные концентрации: , . При этом должно выполняться условие: . Объемн. конц-ии показ-ют какую долю объема соста-ют объемы каждого нефтепрод.
Массу смеси можно определить по формуле: ;
При послед. перек-ке возм-ны ситуации, когда перекачка останавливается (аварии, рем.работы, нехватка ресурсов). При остановке перекачки объем смеси сущ-но увелич-ся.
6.Технол. тр. тр. прир. газа. Состав и назнач. сооруж., вход. в сист. г/п: КС, сист. возд. охлаж., лин. часть, подзем. хран. газа и т.п. Устр. КС маг.газопроводов.
В состав сооружений магистр. газопроводов входят:
1.Установка подготовки газа к тр-ту
2.Головн. компрес.станц (ГКС)
3.Промежут. компр. станции
4.Лин.часть с ответвлен.
5.Подземн. хранилица газа ПХГ
6.Газораспред. станции
Газ из резервуаров сборных пунктов газа направляют сначала в спец.установки подготовки газа к транспорту (УПГ), где очищается от мех.примесей осущается. Очищенный газ поступает в компресорную станцию КС, кот. необходима для создания движущего напора, обеспеч-го поступательное движение газового потока вдоль г/п, за счет компремирования(повыш. давления газа)
В ГКС газ сначала проходит доп.очистку от пыли и прочих примесейй.Затем газ поступает в ГПА(газоперекач.агрегаты), где в центребежных нагнетателях происходит компремирование газа из области низкого давления(переж КС) в область высокого (за КС). Поскольку транспортируемый газ при сжатии сильно нагревается (это может нарушить изол.покрытие т/п и вызвать другие отриц.явления), то газ охлаждают в аппаратах воздушного охлаждения (АВО), которые представляют собой теплообменники, в кот. газ пропускают по трубкам обдуваемых атмосферн.воздухом. Охлажд. поток обеспеч. вентиляторы с верхней и нижней подачей воздуха. Далее компремированный газ идет на след.КС и т.д. до ГРС
Осн. функции ГРС являются:
-Понижение давления. При снижении давления газ охлаждается, поэтому его подогревают.
-Осушка газа.
-Очистка газа от механических примесей.
-Одоризация – введение в поток газа специальных резкопахнущих веществ с целью обнаружения утечек.
-Измерение расхода газа для учёта количества газа,
Линейная часть с ответвлениями. Линейная часть маг. газопровода сост.из тех же элементов, что и лин. часть маг. нефтепровода, за исключением того, что вместо задвижек испол. шаровые краны. Кроме того, лин. часть маг. газопровода оборудуется конденсатосборниками.
Для хранения газа исп-ют подземн. хранилища газа (ПХГ). ПХГ обеспечивает надежность потребления газа в случае аварийных ситуаций, также необходимы для создания долгострочных/резервных запасов газа. ПХГ предназначены для компенсации суточной и сезонной неравномерности потребления газа (днем газа требуется больше, чем ночью, зимой потребность в газе возрастает, летом снижается)
Компрессорные станции.
Основными функциями компрессорных станций являются:
-Компрессирование – повышение давления газа.
-Очистка газа от механических примесей.
-Осушка газа.
-Одоризация.
-Охлаждение.
На нач. этапе экспл. газового месторож. при больш пласт. давлении головная КС может отсутствовать.
Оборудование КС:
1.Основное оборудование:
-Компрессорные агрегаты.
-Пылеуловители.
-Холодильники.
2.Вспомогательное оборудование:
-Устройства электроснабжения.
-Устройства водоснабжения.
-Прочие.
На КС исп. два осн. типа ГПА
1.Газомотокомпрессоры поршневые.
2.Центробежные нагнетатели.
В кач-ве привода центроб. нагнетателей исп. газовые турбины или электродвигатели.
7.Ур. движ. газа в г/пр. Формула для распред. давления по длине участка г/п при стац. режиме тран-ки газа Ср. давление на участке г/п. Связь расхода газа на уч-ке г/п с давл.на его концах.
8.Инженер. формулы для расчета режимов работы г/п. Коэфф. расхода. Последов. соед. г/п. Расчет простых г/п. Формулы для коэффициента расхода. Парал. соед. г/п. Расчет сложных г/п. Формулы для коэфф. расхода. Расчет необх. числа компрессорных станций.
Расчет необход. числа КС
9. Газоперекачивающие агрегаты.
Центробежные нагнетатели. Приведенные
характеристики центробежных
Транспорт газа по г/п осущ-ся компрессорными станциями (КС), оборудованными газоперекачивающими агрегатами (ГПА)
ГПА имеют 2 осн. узла
-привод (газовые
турбины, электродвигатели или
-центробежный нагнетатель (ЦБН)
В кач-ве привода наибол. распростр. получили газотурбин установки (ГТУ). Задача ГТУ сост. в том, чтобы вращать вал ЦБН, задача которого сост. в принудительном (за счет центробежной силы инерции) перемещениям газа из линии низкого давления (линии всасывания) в линию высокого давления (линию нагнетания).Хар-ки ЦБН назыв. зависимости степени сжатия (ε=Рн/Рв), (Рн-давление в линии нагнетания, Рв – давление в линии всасывания), внутренней мощности (N, кВт) и политропического КПД η от объемного расхода (Qв, м3/мин) газа при постоянном числе n оборотов в минуту рабоч.колеса
В безразмерном виде:
Хар-ки ЦБН взяты при числе оборотов его раб.колеса
εn0,Nn0,ηn0 – хар-ки ЦБН при номинальном числе оборотов его раб.колеса.
Условия приведения хар-к ЦБН к универс.виду:
В линии всасывания ЦБН выбираются определенные условия
Приведенные хар-ки ЦБН:
В политропич. процессе сжатия газа в ЦБН, температура в линии нагнетания Тн связана с температурой в линии всасывания Тв
гже м – показатель политроп. сжатия (1,25-1,3)
Полезную мощность, затрач. на политроп.сжатие
где У=Ср/Сv – показатель адиабаты газа
Мощность на валу привода нагнетателя
Nв=Nпол+Nмех
Nмех – мощность мех. потерь
10. Понятие об оптимизация параметров нефтепроводов и газопроводов, а также принципы и техника и выбор оптимальных параметров трубопроводных систем.
Технолог. расчет маг. нефтепроводов
Технолог. расчет маг. н/п. предусматривает решение следующих основных задач:
- опр. оптим. параметров н.п. К ним относ. диаметр т/п, давление на перек. станциях, толщина стенки т/п, число НПС;
- расстановка станций по трассе нефтепровода;
- расчет эксплуат. режимов нефтепровода.
Для опред.
оптим. парам. н/п обычно задаются
несколькими значениями его
Расчет эксплуат. режимов заключ. в опр. произв-сти н/п, давления на выходе станций и подпоров перед ними при усл. перекачки, отлич. от проектных. Одновременно рассм. вопросы регулир. работы н/п.
Исх. данные для технологического расчета
Проектир. н/п выполн.на основании проектного задания, в кот. указываются:
- начальный и конечный пункт трубопровода;
- потребность в перекачке нефти (на перспективу);
- пропуск. спос-ть в целом по сист. и по участкам;
- размещ. пунктов путевых сбросов(подкачек) нефти;
- сроки ввода в экспл. н/п по очередям стр-ва.
Трасса маг. н/п должна быть макс. приближена к геодез. прямой, однако, на практике это не представляется возможным. Трасса т/п не должна .ники, объекты горных выработок. Нецелесообразно прокл. н/п через озера, по болотам, вдоль русел рек, если их можно обойти при незначит. удлин. трассы.
При выборе трассы изуч-ся
На основании топограф. изысканий выбранной трассы н/п строится сжатый продол. профиль, представл. собой разрез земной пов-ти вертик. плоскостью, проход. через ось трассы. Чертеж профиля выполн. в двух масштабах – вертик. и горизон. – кот. отлич. по величине. По чертежу профиля трассы опр. необх. для гидравл.расчета расчетную длину нефтепровода, разность геодез отметок. По сжатому профилю трассы выполн. расстановку ПС.
Осн. параметрами для техн. расчета являются:
- Расч. темп. трансп. нефти, приним. равной мин. среднемес. темп. грунта на глубине заложения оси н/п с учетом нач. температуры нефти на гол. соор., тепловыделений в трубопроводе, обусловл. трением потока, и теплоотдачи в грунт. В первом приближении допускается расч. темп. нефти принимать равной среднемес. темп. грунта самого холод. месяца на уровне оси подзем. н/п. Для н/п бол. протяж-ти трасса разбив. на отдел. участки с относит. одинак. условиями.
L – пол. прот-ть н/п;
li – длина i-го участка с отн. одинак. темпер. Ti;
n – число участков.
- Плотность нефти опр. на основ. лабор.анализов либо из справоч. данных. Расчет. плотность при температуре Т=ТР
x–темп. поправка, кг/(м3∙К),
x=1,825 – 0,001315×r293 ;
r293 – плотность нефти при 293К, кг/м3.
- Расчет. кинемат. вязкость нефти опр.при расч. темп. по вязкостно-темпер. кривой, либо по одной из след. зависимостей:
формула Вальтера (ASTM)
nТ – кинем. вязкость нефти, мм2/с;
А и В – пост.коэфф., опр. по двум знач. вязкости n1 и n2 при двух темпер. Т1 и Т2
формула Филонова-Рейнольдса
u – коэфф. крутизны вискограммы, 1/К
- Расчет. число раб. дней маг. н/п NР опр. с учетом затрат времени на техн. обслуж., ремонт и ликвидацию повреждений. Оно завис. от усл. прокладки н/п, его протяженности и диаметра
Протяженность нефтепровода, км |
Диаметр нефтепровода, мм | |
до 820 включ. |
свыше 820 | |
до 250 |
357 |
355 |
от 250 до 500 |
356 / 355 |
353 / 351 |
от 500 до 700 |
354 / 352 |
351 / 349 |
свыше 700 |
352 / 350 |
349 / 345 |
В числителе указаны значения NР для норм.условий прокладки, в знаменателе – при прохождении н/п в сложных условиях (заболоч. и горные участки, доля кот. в общей протяж-ти трассы сост. не менее 30%).
- Мех. (прочностные) св-ва трубной стали, необх. для опр. толщины стенки нефтепровода.
- Укрупненные технико-экономич. показатели: стоимость лин. части и оборуд. ПС, стоимость электроэнергии, отчисления на амортизацию, текущ. ремонт и собств. нужды, зар. плата персонала и т. д
Порядок техн.расчета маг.г/п
Целью режимно-технол. расчета г/п явл.решение след. задач:
-Опр. диаметра газопровода;
-Опр. необ. кол-ва КС и расст. их по трассе г/п;
-Расчет режимов работы КС;
-Уточненный гидравл. и тепл. расчет лин.участков и режимов работы и промежут. КС до конеч. пункта г/п
Для выполн. техн. расчета г/п необх.след. данные:
-Состав транспорт. природного газа;
-Годовая производ-сть г/п QГ, млрд.м3/г;
-Протяж-сть г/п , рельеф, климат. данные по трассе.
Опред.диаметра г/п и числа КС
1.Опр. основные физ. св-ва газа:
плотность газа при ст. условиях rСТ; относ. плотность газа по воздуху D;моляр. масса газа M;
псевдокрит. темп. TПК и давл. PПК; газ. постоянная R; Расчетное значение расхода газа (коммер. расход, млн.м3/сут)
kН = kРО × kЭТ × kНД – оценочный коэффициент пропускной способности г/п, kН=0,875¼0,992;
kРО – коэфф. расчет. обеспеченности потребителей, kРО =0,95;
kЭТ – коэфф. учета экстрем. температур, kЭТ=0,98;
kНД – оценочный коэфф. надежности г/п, завис.от длины и диаметра г/п, а также от типа нагнетателей, kНД =0,94¼0,99.
В завис. от QГ и раб. давления опр.ориентир.диаметр г/п В наст. время маг. г/п проектир. на раб. давление P=7,5 МПа. Проектир. г/п на раб. давление P=5,6 МПа произв-ся только для случаев соед. проектир. г/п с сист. существ. г/п такого же раб. давл.
|
DУ, мм |
Годовая производительность QГ, млрд.м3/г | |
PНАГ=5,6 МПа PВС =3,8 МПа |
PНАГ=7,5 МПа PВС =5,2 МПа | |
500 |
1,6 |
2,7 |
700 |
4,0 |
6,0 |
800 |
6,2 |
8,2 |
1000 |
8,7 |
14,0 |
1200 |
13,3 |
22,0 |
1400 |
20,2 |
32,0 |
Выбир.тип центроб. нагнетателя и привода. Полагая, что раб. давл. в г/п равно номин. давлению нагнетания ЦН, вычисл. толщина стенки г/п
DН – Прин. наружный диаметр г/п;
np –коэфф.надежности по нагрузке (np=1,1);
Вычисл. знач.толщины стенки dо округл. в бол.сторону до станд. величины d из сортамента труб, после чего опр. значение внутр. диаметра D.
-Рассч. ср. давление в лин. участке г/п.
-При P=PСР рассч. прив. темп. TПР и давление PПР, опр. коэфф. сжимаемости zСР и динам. вязкость газа m.
-Рассч. число Рейнольдса Re и коэфф. гидрав. сопрl
-Для расчета расст. между КС задаемся в первом приближении ориентир. значением ср. температуры
,
TН – нач. темп.на входе в лин. участок. В первом прибл. можно принять TН =293¼303 К (20¼30°C);
TО – темп. окр. среды на уровне оси г/п.
-Опр. давления
в начале и в конце лин. участка
г/п
-Опр. среднее ориент. расст. между КС
-Опр. число КС
кот.окр.до целого nКС
-уточн. расстояние между КС
Уточн.
тепл. и гидравл. расчет участка г/п между
двумя КС
Абс. давл. в конце участка г/п
В этом ур. величина l рассчит. с учетом коэфф. дин. вязкости m при ср. знач. темп. и давления.
Уточн. расчет участка г/п выполн. в след.порядке:
- Нефтехимическая отрасль: корпоративные и интеграционные процессы
- Нефтехимическая промышленность
- Нефтехимическая промышленность и её воздействие на окружающую среду
- Нефтехимическая промышленность на примере ОАО «Ангарская нефтехимическая компания»
- Нефтешламы
- Нефтешламы. Переработка
- Нефти газодобыча за рубежом: история, состояние и перспективы
- Нефтегазоперерабатывающая промышленность
- Нефтегазопромысловая геология
- Нефтедобывающая и нефтеперерабатывающая отрасли
- Нефтедобывающая страна мира
- Нефтедобывающие скважины. Их технологические функции
- Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность
- Нефтеперерабатывающая промышленность сегодня
