Раздел 5 расчет баз сжиженного газа (бсг)

Расчет физико-химических параметров сжиженного углеводородного газа (СУГ) ---- Расчет резервуарного парка базы сжиженного газа (БСГ) --------------------------------- Расчет предохранительного клапана резервуара для сжиженного углеводородного газа (СУГ) ----------------------------------------------------------------------------------------------Расчет приемо-раздаточных устройств баз сжиженного газа (БСГ) -------------------

121 124 131 132

Раздел 6 расчет хранилищ природного газа

Расчет аккумулирующей способности магистрального газопровода --------------------- Расчет подземного хранилища природного газа (ПХГ) ---------------------------------------

136 138

Раздел 7 расчет оборудования газораспределительных станций (грс)

Расчет регулирующего клапана ГРС ------------------------------------------------------------- Расчет предохранительного клапана ГРС ------------------------------------------------------

142 143

Раздел 8 расчет очистных сооружений

Расчет песколовки ----------------------------------------------------------------------------------- Расчет нефтеловушки ------------------------------------------------------------------------------ Расчет площадок для подсушивания осадка ---------------------------------------------------- Расчет шламонакопителей ------------------------------------------------------------------------

145 147 148 149

ЛИТЕРАТУРА Основная литература ------------------------------------------------------------------------------ Дополнительная литература ---------------------------------------------------------------------- Научно-популярная литература ------------------------------------------------------------------ Специальная литература --------------------------------------------------------------------------

151 152 153 153

Раздел 1 расчет линейной части

МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ

ПОСТРОЕНИЕ ГИРАВЛИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ

МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА (НЕФТЕПРОДУКТОРПОВОДА)

1 Гидравлический расчет магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода)

Целью гидравлического расчета магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода )

является определение суммарных потерь напора в магистральном нефтепроводе (нефтепродуктопроводе) и полного напора, необходимого для перекачки нефти (нефтепродукта) магистральному нефтепроводу (нефтепродуктопроводу), т.е. гидравлического сопротивления нефтепровода (нефтепродуктопровода).

1.1 Пропускная способность магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) – это максимальное количество нефти (нефтепродукта), которое может быть перекачано по нефтепроводу (нефтепродуктопроводу) при экономически оптимальном использовании принятых расчетных параметров и установившемся режиме.

Определяется объемная секундная пропускная способность нефтепровода (нефтепродуктопровода)

Q_с = G_г /(350·24·3600·) = G_сут /(24·3600·) = G_ч /(3600·), м³/с,

где G_г – массовая годовая пропускная способность нефтепровода (нефтепродуктопровода), кг/год;

G_сут – массовая суточная пропускная способность нефтепровода (нефтепродуктопровода), кг/сут;

G_ч – массовая часовая пропускная способность нефтепровода (нефтепродуктопровода), кг/ч;

350 – число суток непрерывной работы нефтепровода (нефтепродуктопровода) в году;

24 – число часов в сутках;

3600 – число секунд в часе;

 – плотность перекачиваемой нефти (нефтепродукта),кг/м³. Выбирается по паспорту на нефть или из справочника.

1.2 Определяется расчетный диаметр нефтепровода (нефтепродуктопровода)

d_расч =  (4·Q_с)/(·v_т) ,

где 4 – коэффициент;

   число Архимеда,  = 3,14;

v_т - теоретически принятая скорость движения нефти (нефтепродукта) по нефтепроводу

(нефтепродуктопроводу), м/с. Рекомендуется v_т = 1,5  2,5 м/с ([5], стр. 43).

1.3 Выбираются по ГОСТ или ТУ (техническим условиям) наружный диаметр нефтепровода (нефтепродуктопровода) D_н (ближайший к расчетному) и толщина стенки нефтепровода (нефтепродуктопровода) , которая проверяется механическим расчетом ([2], стр. 27-29, табл 9; [21], стр. 145-148,табл. 20)

D_н = , м

 = , м

1.4 Определяется внутренний диаметр нефтепровода (нефтепродуктопровода)

d = D_н - 2·, м

1.5 Определяется фактическая скорость движения нефти (нефтепродукта)

v = (4·Q_с) /(·d²), м/с

1.6 Определяется режим движения нефти (нефтепродукта), который характеризуется величиной числа Рейнольдса

Re = (v·d) / 

где  - кинематическая вязкость нефти (нефтепродукта), м²/с. Выбирается по паспорту на нефть или из справочника.

Если Re < 2300 , то режим движения ламинарный.

Если Re > 2300 , то режим движения турбулентный.

Ламинарное движение – это движение жидкости, наблюдаемое при малых скоростях, при котором отдельные струйки жидкости движутся параллельно друг другу и оси потока.

Турбулентное движение – это движение жидкости при больших скоростях, при котором в движении жидкости нет видимой закономерности и отдельные частицы, перемешиваясь между собой, движутся по самым причудливым все время изменяющимся траекториям весьма сложной формы (хаотично).

1.7 Определяется зона трения, если режим движения турбулентный.

1.7.1 Определяется первое переходное число Рейнольдса.

Re_1пер = 40·d /e

где e – абсолютная шероховатость труб, м. Можно принимать абсолютную шероховатость

труб «e» равной эквивалентной абсолютной шероховатости труб k_э ( [58], стр. 55,

табл. 5.5.; [59], стр. 45, табл. 4.4.)

Если 2300 < Re < Re_1пер , то зона гидравлически гладких труб (зона гладкого трения, зона Блазиуса)

1.7.2 Если Re > Re_1пер , то определяется второе переходное число Рейнольдса

Re_2пер = 500·d /e

Если Re_1пер < Re < Re_2пер , то зона гидравлически шероховатых труб (смешанного трения).

1.7.3 Если Re > Re_2пер , то зона вполне шероховатых труб (квадратичного трения)

1.8 В зависимости от режима движения нефти (нефтепродукта) и зоны трения определяются коэффициенты обобщенной формулы Лейбензона m, A,  ( [5], стр. 47; [6], стр. 95, табл. 32; [58], стр. 56, табл. 5.6.; [59], стр. 45, табл. 4.5.)

1.9 Определяются линейные потери напора (потери напора на трение по длине трубопровода) в магистральном нефтепроводе (нефтепродуктопроводе) по обобщенной формуле академика Л.С. Лейбензона

h _л..п = f ·Q_с^2-m , м,

где

f = (·^m · L) d ^5-m,

где L – длина нефтепровода (нефтепродуктопровода), м

1.10 Определяются местные потери напора (потери напора в местных сопротивлениях) в

магистральном нефтепроводе (нефтепродуктопроводе).

Обычно потери напора в местных сопротивлениях в магистральных нефтепроводах (нефтепродуктопроводах) незначительны и их принимают в размере 1  2 % от линейных потерь напора ( a = 1  2% = 0,01  0,02) ([58],стр.59; [59],стр.47)

h_м..п = a· h_л..п, м

или

h_м..п = (0,01  0,02)·h_л..п, м

1.11Определяется гидравлическое сопротивление нефтепровода ( нефтепродуктопровода) (полная потеря напора)

Н_о = h_л.п + h_м.п + h_г + h_и , м

где h_г – геодезическая высота, м. Геодезическая высота равна разности нивелирных

отметок между конечной и начальной точками трассы

h_г = z, м

h_и – требуемый избыточный напор в конце магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), м. Для магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) величина избыточного напора часто очень мала по сравнению с другими слагаемыми, тогда ею можно пренебречь, то есть принять h_и = 0

Н_о = h_л.п + h_м.п + z, м

Гидравлическое сопротивление нефтепровода (нфтепродуктопровда) Н_о равно полному напору, необходимому для перекачки нефти (нефтепродукта) по магистральному нефтепроводу (нефтепродуктопроводу).