Гидравлические и гидродинамические расчёты при проектировании магис

H = H0 – bQ2.

Для насосов марки НМ 1250-260 : Н0 = 318,8 м; b = = 38,7·10–6 ч2/м5.

Тогда зависимость напора от расхода для всех насосных станций

Н = 40 + 21(318,8–38,7·10–6·Q2).

Для построения характеристики трубопровода находим зависимость суммарных потерь напора от расхода для каждого нефтепродукта.

Дизельное топливо – ДТЛ:

Из пунктов 6,10,11:

H = 150 + 0,002944092Q2.

Реактивное топливо – ТС-1:

Определяем число Рейнольдса: Re = υ·d/ν,

Re = 1,7·0,513/(1,83·10–6) = 476557,4.

Re >2320 – режим турбулентный. Необходимо определить зону гидравлического трения.

Абсолютную шероховатость нефтепроводных труб ε принимаем равной 0,15 мм.

Тогда относительная шероховатость

ε = 2е/d = 2·0,15/513 = 0,000585.

Первое переходное число Рейнольдса рассчитываем по формуле

ReI = 10/ε = 10/0,000585 = 17094.

Поскольку Re > ReI, необходимо сделать проверку по ReII: ReII = 500/ε = 500/0,000585 = 854700,9.

91

Получили, что ReI < Re < ReII, следовательно, имеем зону смешанного трения. Коэффициент гидравлического сопротивления определяем по формуле Альтшуля:

λ= 0,11(ε + 68/Re)0,25,

λ= 0,11(0,000585 + 68/476557,4)0,25 = 0,018067,

Н = 150 + 0,002622208·Q2.

Бензин – А-80:

Определяем среднюю скорость движения бензина

Определяем числа Рейнольдса:

Re = υ d ,

ν

Re1 = 1,7 0,513 = 1021194,38,

0,854 10−6

Re2 = 1,64 0,513 = 985152,22.

0,854 10−6

Re1, Re2 >2320 – режим турбулентный. Необходимо определить зону гидравлического трения.

Абсолютную шероховатость нефтепроводных труб ε принимаем равной 0,15 мм, тогда относительная шероховатость

92

ε = 2е/d = 2·0,15/513 = 0,000585.

Первое переходное число Рейнольдса рассчитываем по формуле

ReI = 10/ε = 10/0,000585 = 17094.

Поскольку Re > ReI, необходимо сделать проверку по ReII: ReII = 500/ε = 500/0,000585 = 854700,9.

Получили, что Re1, Re2>ReII, следовательно, имеем зону квадратичного трения. Коэффициент гидравлического сопротивления определяем по формуле Альтшуля:

λ = 0,11ε0,25 = 0,11·0,0005850,25 = 0,017107,

Н = 150+0,002482876Q2.

Для построения характеристики трубопровода задаемся расходами и определяем суммарные потери напора для каждого нефтепродукта по приведенным выше формулам (табл. 3.2).

93

По табл. 3.2 строим совмещенную характеристику трубопровода и насосных станции (прил. 3).

Пересечения характеристик Q-H всех насосных станций (21 рабочий насос НМ 1250-260 и подпорный насос с Нпод=40 м) с характеристиками трубопровода дает рабочие точки (прил. 3). По совмещенной характеристике определяем действительные расходы нефтепродуктов: qДТЛ = 1323,9 м3/ч, qТС–1 = 1384,6 м3/ч,

qА–80 = 1413,5 м3/ч.

13. Определяем число дней перекачки каждого нефтепродукта:

Ni = Qi/qi.

Nд.т = 4,033·106/(1323,9·24) = 127,

Nб = 3,156·106/(1384,6·24) = 95,

Nр.т = 3,451·106/(1413,5·24) = 102, ∑Ni = 127 + 95 + 102 = 324.

Суммарное число дней перекачки не превышает расчётное

(324<350).

Определение числа циклов последовательной перекачки. Расчёт необходимых объемов резервуарного парка в пунктах сброса на головном и конечном пунктах трубопровода

Количество разных нефтепродуктов, перекачиваемых последовательно по магистральному трубопроводу, достигает двух-трёх десятков. В большинстве случаев последовательно

94

перекачивается три – пять видов нефтепродуктов. Если по трубопроводу последовательно перекачивается m разных нефтепродуктов, то число зон образования смеси n = 2 (m–1).

Оптимальное число циклов Ц0 определяют по формуле Ц0 = [B(E·K + Э)/(У + (Е·К + Э)(Vц + Vp)]0,5,

где Е – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений для нефтяной промышленности; К, Э – соответственно стоимость сооружений и эксплуатационные расходы 1 м3 резервуара; У = ∑уi – убытки от смешения нефтепродуктов за цикл; уi – убытки от смешения данной пары нефтепродуктов. Например, для пары нефтепродуктов «а» и «б» убытки подсчитывают по формуле

Yа–б = ∆S(Vр.бCа.р.бρа – Vр.аСб.р.а ρб),

где ∆S = Sа – Sб – разность стоимостей нефтепродуктов «а» и «б» (нефтепродукт «а» более ценный, чем нефтепродукт «б»), для других пар нефтепродуктов убытки определяют аналогичным образом; Vр – объем смеси, реализованный за цикл; Vц – объем смеси, принятой на конечном пункте за один цикл; Cа.р.б – концентрация продукта а в продукте б; Сб.р.а – концентрация продукта б в продукте а; В – параметр учета подкачки и отбора нефтепродуктов на трассе трубопровода,

m

В = (qiн (Т − Ni ) + (qiк (Т − Ni )) +

где p, r – число сосредоточенных пунктов подкачки и отбора на трассе трубопровода; qiн – суточное поступление i-го нефтепродукта на головной пункт; Т – число дней работы трубопровода в году (для расчёта принимается Т = 350); Ni – число дней в году, когда ведется перекачка i-го нефтепродукта; qiк – суточное по-

95

требление i-го нефтепродукта на конечном пункте; qijп – суточная подкачка i-го нефтепродукта на j-м пункте подкачки; qijc – суточный сброс i-го нефтепродукт на j-м пункте сброса.

Зная оптимальное число циклов, определяют: продолжительность цикла

Тц = Т/Ц0;

время перекачки i-го нефтепродукта в цикле

τi = Ni/Ц0;

объемы партий нефтепродуктов в каждом цикле на начальном пункте

то же на конечном пункте

то же на пунктах подкачки

Суммарный объем резервуарного парка для всего нефтепродуктопровода

V0 = Vг + Vк + Vп + Vс = В/Ц0.

Если есть убытки от «пересортицы» нефтепродуктов, но по каким-то причинам их вычислить невозможно, то число циклов можно определить из условия полной реализации образующейся смеси по формуле

96

где Gа – годовое количество перекачиваемого нефтепродукта «а»; са, сб – процент нефтепродуктов «а» и «б» от общего объема нефтепродуктов, перекачиваемых за год (формула получена для двух последовательно перекачиваемых нефтепродуктов); вычисления необходимо проводить при средней температуре.

Минимальный объем партий нефтепродукта «а», необходимого для реализации части смеси в пределах заданных концентраций,

Сумма минимальных объемов даст минимально допустимый объём резервуарного парка Vmin на головном пункте трубопровода при полной реализации образующейся смеси. Такой же объём должен быть на конечном пункте.

Когда число циклов, вычисленных по приведенным выше формулам, велико, его ограничивают исходя из технологических соображений. При этом необходимый объём резервуарного парка трубопровода определяют по формуле для V0. Если объем резервуарного парка, вычисленный по формулам для V0, Vа и Vб, получился меньше предусмотренного нормами технологического проектирования магистральных трубопроводов, то объем головной перекачивающей станции принимают равным 2–3-суточной пропускной способности трубопровода: Vг = (2–3)qср (где qср – среднесуточная пропускная способность трубопровода). При этом число циклов

97

где Qi – годовой объём перекачки i-го нефтепродукта.

При внедрении последовательной перекачки на трубопроводе, по которому раньше перекачивался один вид жидкости, число циклов определяют исходя из установленного объема резервуарного парка Vг.у на головной перекачивающей станции,

где qi , qiф – среднесуточное поступление i-го нефтепродукта на

головную перекачивающую станцию и фактическая среднесуточная откачка продукта по трубопроводу.

Пример расчёта

1) Находимфактические скорости течения нефтепродуктов:

2) По прил. 4 выбираем допустимые концентрации нефтепродуктов друг в друге: реактивного топлива в бензине – 3 %, в дизельном топливе летнем – 1 %; бензина в реактивном топливе – 0, в дизельном топливе летнем – 0; дизельного топлива летнего в бензине – 0,5 %, в реактивном топливе – 1 %. В связи с этим применяем последовательность перекачки нефтепро-

98

дуктов (рис. 3.2). За один цикл происходит один контакт бензина и реактивного топлива и два контакта дизельного и реактивного топлив.

Рис. 3.2. Схема циклов перекачки нефтепродуктов.

Контакт реактивного топлива ТС-1 с дизельным топливом летним:

3) Так как отношение кинематических вязкостей этих пар нефтепродуктов менее 5, то расчет смешения проводим по средним параметрам. Определяем среднюю скорость течения пары нефтепродуктов:

υср = (1,78 + 1,86)/2 = 1,82 м/с.

4) Находим среднюю кинематическую вязкость двух нефтепродуктов по формуле

νср = 3νТС−14+ νДТЛ = 3 1,834+ 8,3710−6 = 3,465·10–6 м2/с.

5) Среднее значение числа Рейнольдса

Reср = (1,82·0,513)/(3,465·10–6) = 2,695·105.

6)По формуле Альтшуля вычисляем коэффициент гидравлического сопротивления

λ= 0,11(0,000585 + 68/(2,695·105))0,25 = 0,01871.

7)Находим эффективный коэффициент турбулентной диффузии по формуле Нечваля – Яблонского:

Dт = 28,7νср(Re λ )0,755 = 28,7·3,465·10–6× × (2,695·105 0,01871 )0,755 = 0,2788 м2/с.

99

8)Определяем диффузионный параметр Пекле:

Реd = 1,82·8·105/0,2788 = 5,2·106.

9)Проверяем влияние сброса дизельного топлива на гидравлические параметры трубопровода.

Фактическая скорость течения дизельного топлива за пунктом сброса

Средняя скорость перекачки двух нефтепродуктов

υср.с = (1,72 + 1,86)/2 = 1,79 м/с.

Среднее значение числа Рейнольдса

Reср.с = (1,79·0,513)/(3,465·10–6) = 2,65·105.

Коэффициент гидравлического сопротивления

λ2 = 0,11(0,000585 + 68/(2,65·105))0,25 = 0,01874.

Коэффициент турбулентной диффузии

Dт.с = 28,7·3,465·10–6(2,65·105·)0,755 = 0,275 м2/с.

Диффузионный параметр Пекле

Реd c = 1,79·106/0,275 = 5,2·106.

Таким образом, сброс в заданном объеме практически не влияет ни на гидравлические параметры, ни на процесс смешения нефтепродуктов, поэтому расчёт в дальнейшем будем вести на полную длину трубопровода.

10) Объем трубопровода

Vтр = (3,14·0,5132·8·105)/4 = 1,653·105 м3.

11) Принимаем, что головной, промежуточный и конечный пункты трубопровода оборудованы резервуарами типа РВС-5000 для всех нефтепродуктов. Вычисляем параметры ξа и ξб по формулам

100