Последовательная перекачка нефти
.pdfСПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
учетом совмещенного графика работы На промежуточных НПС,
расположенных на границе1 эксплуатационных участков, в пределах которых обеспечивается независимость работы насосного оборудования,
Предусматриваются резервуары вместимостью в размере 0 3 - 0 5 суточной подачи трубопровода. На промежуточных НПС, расположенных па разветвлении или соединении магистральных трубопроводов, должны предусматриваться резервуары вместимостью в размере 1 0 - 1 5 суточной подачи основного трубопровода. Механические разделители.| Устройство для запуска и приема сферических разделителей.
Количество смеси при последовательной перекачке нефтей обычно бывает несколько увеличенным но сравнению с количеством смеси при перекачке светлых нефтепродуктов вследствие большой вязкости нефтей и увеличенного эффективного коэффициента диффузии. При последовательной перекачке нефтей с разным содержанием воды, а также механических примесей или солей объем смеси дополнительно увеличивается из-за смывания солей, отложений или механических примесей со стенок трубопровода партией нефти с меньшим содержанием этих примесей. Например, при последовательной перекачке обессоленной и сырой нефтей головная часть партии обессоленной нефти будет насыщаться солями, смываемыми со стенок трубопровода, где они скопилюь в период прохождения партии сырой нефти. Резервуарные парки на НПС сооружают в случаях если эти станции находятся в пунктах подкачки нефти или местах разветвления ( соединения) нефтепроводов. При последовательной перекачке разносортных нефтей резервуарные парки обеспечивают накопление партии каждой нефти в объеме, достаточном для перекачки ( см. гл. Резервуарными парками в конце нефтепровода служат сырьевые парки нефтеперерабатывающих заводов, парки перевалочных нефтебаз или наливных пунктов.
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
2. Технологический расчет магистрального нефтепровода
2.1 Гидравлический расчет
Параметры режимов транспортировки нефти по трубопроводу определяются главным образом, плотностью и вязкостью нефти, а также зависимостью этих ее характеристик от температуры и давления.
Зависимость плотности ρ (кг/м3) нефти от температуры Т (С)
определяется формулой:[1]
ρ(ºΤ)=ρ20(1+ξ(20Т))=868(1+0,000782(20-2)=880,2кг/м³ (1)
где ρ20 - плотность нефти при температуре 20ºC;
ξ (1/ºC) - коэффициент объемного расширения.
k=ln(ϑ0/ϑ1)/T-T0= 0,756
ν(T)= ν0*e-k(T-T)=30*2,710,0756*2=25,8*10-6(м2/c)
Таблица 1 Значения коэффициента ξ объемного расширения.
Плотность кг/м3 |
ξ , 1/ºC |
Плотность кг/м3 |
ξ , 1/ºC |
|
|
|
|
800-819 |
0,000937 |
900-919 |
0,000693 |
|
|
|
|
820-839 |
0,000882 |
920-939 |
0,000650 |
|
|
|
|
840-859 |
0,000831 |
940-959 |
0,000607 |
|
|
|
|
860-879 |
0,000782 |
960-979 |
0,000568 |
|
|
|
|
880-899 |
0,000738 |
980-999 |
0,000527 |
|
|
|
|
|
|
1000-1020 |
0,000490 |
|
|
|
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
2.2 Определение массовой пропускной способности
=Qхρt=15(млн.т./год) (2)
2.3 Согласно пропускной способности по таблице 3 выбираем диаметр трубопровода и рабочее давление
Диаметр наружный = 720мм, рабочее давление = 6,1 МПа
Таблица 2 Определение диаметра и рабочего давления трубопровода
Грузопоток, млн. т/год |
Диаметр наружный, мм |
Рабочее давление, МПа(атм.) |
|
|
|
|
|
0,7-1,2 |
1,1-1,8 1,8-2,2 2,2-3,4 |
219 273 325 377 426 530 630 |
8,8-9,8(90-100) 7,4-8,3(75-85) 6,6-7,4(67- |
3,2-4,4 |
4-9 7-13 11-19 15-27 23- |
720 820 1020 1220 |
76) 5,4-6,4(55-65) 5,4-6,4(55-65) 5,3- |
50 41-78 |
|
6,1(54-62) 5,1-5,5(52-56) 5,6-6,1(58-62) |
|
|
|
|
5,5-5,9(56-60) 5,3-5,9(54-60) 5,1-5,5(52- |
|
|
|
56) |
|
|
|
|
2.4 Определение толщины стенки магистрального трубопровода
Толщину стенки магистрального трубопровода берем ориентировочно согласно СНиП 2.05.06.-85 «Магистральные трубопроводы».
По сортаменту выбираем трубу изготовленную по ТУ(тех.усл.)
Волжский трубный завод ТУ 14-3 - 1976 - 99
Марка стали: К - 60
Врем. сопротивление: 588МПа Предел текучести: 441МПа Коэф. надежности: 1,4
Коэф. усл. раб: 0,75
Коэф. по назначению: 1
Коэф. по нагрузке: 1,15
Коэф. над. По материалу: 1,4
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
R1=R14*m/ km*kl= 588*0.75/1.4*1= 315(МПа)
|
n P Д |
н |
|
1,4 * 6,1* 720 |
7,84мм |
|
R n P |
2 315 1,4 * 6,1 |
|||||
2 |
|
|
||||
|
1 |
|
|
|
|
|
Полученное значение т/с округляем до ближайшего большего по сортаменту 12 мм
2.5 Определение часовой подачи
ч=G/350*24*ρ=15000000000/354*24*880,2=2017,23(м3/ч) (3)
где 354годовая продолжительность (в сутках) работы магистральных нефтепроводов, берется из таблицы 3
Таблица 3 Определение годовой продолжительности трубопровода в сутках в зависимости от протяженности и диаметра
Протяженность ,км |
Диаметр нефтепровода,мм |
|
|
|
|
|
До 820 (включительно) |
Свыше 820 |
|
|
|
До 250 |
357 |
355 |
|
|
|
Свыше 250 до 500 |
356 (355) |
353 (351) |
|
|
|
Свыше 500 до 700 |
354 (352) |
351 (349) |
|
|
|
Свыше 700 |
352 (350) |
349 (345) |
|
|
|
Примечание . В скобках указаны значения параметров для сложных условий прохождения нефтепроводов ( заболоченная местность, горные участки), если только в этих условиях находится не менее 30 % общей протяженности трубопровода.
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
2.6 Определение секундной подачи
Qc
Qч 3600
=0,56(м3/с) (4)
2.7 Определение средней скорости движения нефти по трубопроводу
|
|
|
4 Q |
|
|
c |
|||
|
|
|
||
|
cp |
|
Д |
2 |
|
|
|
в |
|
4 * 0,56 / 3,14 * 0,696 |
2 |
1,47 |
|
(м/с) (5)
Dв= Dн- 2δ=720-2*9=702(мм)
2.8 Определение режима потока
Rе |
Д |
в |
; 1,47 * 0,696 / 25,8 *10 |
6 |
39655,8 |
|
|||||
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
(6)
2.9 Определение коэффициента гидравлического сопротивления λ
Для расчета коэффициента λ = λ (Re, ε) гидравлического сопротивления можно использовать следующие формулы:
Если число Рейнольдса для него
Rе |
Д |
в |
2320, |
|
|
||
|
|
|
то течение нефти ламинарное,
64 Re
( формула Стокса) (7)
если 2320≤Re<104, то режим течения нефти - переходный турбулентный
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
|
64 |
(1 |
) |
0,3164 |
|
||
Re |
4 |
Re |
|||||
|
|
|
|
||||
(8)
где γ=1-е-0,002 (Re2320) - так называемый коэффициент перемежаемости; если 104< Re< 27/ε1,143 (∆ - абсолютная шероховатость;
ε=∆/d - относительная шероховатость внутренней поверхности трубопровода ), то течение нефти происходит в развитом турбулентном режиме, в зоне так называемых гидравлически гладких труб (коэффициент λ не зависит от шероховатости)
|
0,3164 |
||
4 |
Rе |
||
|
|||
|
|
||
= 0,0224 (формула Блазиуса) (9)
|
|
27 |
Rе |
500 |
, |
|
|
если |
|
1,143 |
|
то течение нефти происходит в зоне так называемого |
|||
|
|
||||||
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
смешанного трения, для которой коэффициент гидравлического сопротивления можно вычислить формулой
0,11 64
R
e
1 / 4
(формула Альтшуля), (10)
если Re› 500/ε, то течение нефти происходит в зоне квадратичного трения ( так как если λ не зависит от скорости течения, то потери напора, пропорциональны квадрату скорости течения) и
λ= 0,11ε1/4 (формула Шифринсона) (11)
0,3164
4 Rе
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
2.10 Определение гидравлического уклона
Гидравлический уклон - это безразмерная величина, характеризующая
быстроту падения напора в рассматриваемом нефтепроводе, т.е. на
определенном участке. Величина 1000і дает падения напора в метрах на 1 км
пути.
i |
1 |
|
d |
|
|
|
в |
|
|
|
|
2
2g
;
=0,0484*1,472/0,696*2*9,81=0,0035 (12)
2.11 Определение потерей напора
Потери напора h1-2 на участке 1-2 нефтепровода состоят из двух частей:
1-2=hr+hм.=2099 (13)
Первая из них называется потерей напора на трение, ( оно выражает потери механической энергии за счет сил внутренного трения слоев вязкой нефти друг о друга), вторая - потерей напора на преодоление местных сопротивлений (сужений, поворотов, задвижек и т. п.).
Потери напора hr (м) на трение рассчитывает по формуле:
|
|
L |
h |
|
1 2 |
|
|
d |
|
|
(14)
2
2g
;
=0,0224*580000*1,472/0696*2*9,81=2058 (формула Дарси -Вейсбаха).
Потери напора hм (м) на преодоление местных сопротивлений рассчитывают по формуле:
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
hM
|
j |
|
2 2g
;
=0,0224*2058=41,16 (15)
где ζ - коэффициенты местных сопротивлений, а суммирование осуществляется по всем сопротивлениям, имеющихся на участке 1-2.
Иногда потери напора на местных сопротивлениях, принимают 2% от потерь напора на трение, т.е. принимают , что hм= 0,02 hr
2.12 Определение полных потерь трубопровода
Н=hr+h.м+∆Z=2189,16 (16)
где ∆Z =Z2 -Z1; Z2 ;Z1- геодизические отметки конца и начала трубопровода.
2.13 Определение напора станции [3]
HСТ |
P |
; |
|
p g |
|||
|
=6,1*106/880,2*9,81=707,16 [3] (17) |
где Р - допускаемое давление для труб с толщиной стенки δ.
2.14 Определение числа насосных станций вдоль фиксированной
трассы
nH .C Н
Hст =2189,16/707,16=3,095 (18)
Расчетное число насосных станций n н.с. , как правило , получается дробным и может быть округлено как в сторону большего числа n1 н.с. , так ив сторону меньшего n11 н.с..
При округлении числа станций в сторону увеличения изменяется Q. Увеличения расхода подсчитывается по формуле: [4]
|
I |
1 |
|
|
|
||
|
n H .C |
|
|
|
|||
Q \ Q |
|
|
; |
|
|
||
2 m |
|
|
|||||
nH .C |
0,5 |
=12,99 (млн*т/год) (19) |
|||||
|
|
|
=15 млн*т/год(4/3) |
||||
|
|
|
|
|
|||
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
При округлении числа станций в сторону уменьшения для обеспечения заданной пропускной Q предусматривает лупинг длиной Хл
Х |
|
H |
n |
H .C |
n |
|
|
|
|||
л |
CT |
|
i i |
||
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
II H .C
л
;
=707,16*(3,095-3)/0,0035-0,00088=25, 246км) (20)
В случае применения вставки большого диаметра существует аналогичная формула, в которой вместо Хл и іл , следует принимать Хвс и івс
2.15 Согласно расчетной часовой подаче (м3/ч) и необходимому полному напору (м) подбираем насосы по каталогу
Магистральный насос НМ-3600-230
QH*0.75=2700
2.16 Если трубопровод имеет параллельно действующую нитку ( трубопровод-лупинг), то гидравлический уклон на участке установки лупинга
iл |
|
|
|
i |
|
|
; |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
1 ( |
Д |
|
|
5 m |
|
2 m |
||
|
|
|
|
|
||||
|
л |
) 2 m |
|
|
||||
|
|
|
|
|
||||
|
|
Д |
|
|
|
|
|
|
|
|
В |
|
|
=,0035/4=0,0008 (21) |
|||
|
|
|
|
|
|
|||
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
где і- гидравлический уклон трубопровода без лупинга.
Дл - диаметр лупинга.
Дв - диаметр основной магистрали.
m-коэффициент, характеризующий режим течения, для ламинарного
режима m=1, для переходного режима m= 0,25, для турбулентного режима
m= 0.
Для трубопровода , имеющего вставку другого диаметра Двс,
гидравлический уклон
iBc i( |
Дв |
)5 m ; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
Дв с |
=0,0035*(0,696/0,9994) |
5 |
=0,00057 |
(22) |
|
|
|
|
|
|||
|
n |
|
n |
II |
|
Хвс H |
H .C |
|
H .C |
||
|
|
|
|
||
CT |
i iвв |
|
|||
|
|
||||
|
|
|
|||
580 * (3,095 3) / 0,0035 0,00057 188,054(км)
2.17 Определение необходимой мощности двигателя привода к насосу определяется по формулам
|
|
|
Q * H * *10 |
3 |
|
N |
|
|
|
||
H |
3600 * |
|
|||
|
|
|
H |
||
|
|
|
|
|
|
* 9.81 |
|
2700 * 230 * 880.2 *10 |
3 |
|
|||
|
3600 * 0.87 |
|
|
|
|
|
* 9.81 |
1945 |
|
(кВт)
Q= подача насоса=2700 м3/ч H= напор=230 м
ρ= плотность жидости=880,2кг/м3 η=полный кпд насоса=0,87
Nэ=kз*NH/ηэ=1,10*2189,16/0,95=2543,8 (кВт)
ηэ=0,95
Коэф-т запаса принимаем kз=1,15 при мощности электродвигателя до 500 кВт и kз=1,10 при мощности более 500 кВт