Гидравлические и гидродинамические расчёты при проектировании магис
..pdfV |
|
Ре0,5 |
V |
Ре0,5 |
|||||
ξа = |
|
р.а |
d |
; ξб = |
р. б |
|
d |
. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
2Vтр |
2Vтр |
|||||
ξа = ξб = |
|
(4750 (5,2 106 ))0,5 |
= 32,8, |
||||||
|
|
|
|
2 1,653 105 |
|
|
|
где Vр.а = Vр.б = 5000·0,95 = 4750 м3. Коэффициент наполнения резервуара принят равным 0,95.
12) По параметрам ξа и ξб и допустимым концентрациям Сб.р.а = 1 % (дизельного топлива летнего в реактивном топливе ТС-1) и Са.р.б = 1 % (реактивного топлива ТС-1 в дизельном топливе летнем) определяем мгновенные концентрации отсечки Са1 и Са2, а также параметры z1 и z2 (прил. 3). При Сб.р.а = 1%
иξа = 32,8 находим, что Са1 = 48 %, z = –0,097. При Са.р.б = 1 %
иξб = 32,8 Са2 = 52%, z = 0,097. Так как Са1<Са2, то вся образо-
вавшаяся в трубопроводе смесь может быть принята в емкости с товарными нефтепродуктами, причём переключение с одного резервуара на другой необходимо проводить между мгновенны-
ми концентрациями Са1 и Са2, т.е. в интервале от 48 до 52 %.
Контакт автомобильного бензина А-80 с реактивным топливом ТС-1
13)Для этой пары аналогично предыдущему находим: среднюю скорость движения
υср = (1,86 + 1,9)/2 = 1,88 м/с;
среднюю кинематическую вязкость двух нефтепродуктов по формуле Кадмера
νср= |
3νA−80 + νTC−1 |
= |
3 0,854 +1,83 |
10−6 |
= 1,098·10–6 м2/с; |
|
4 |
|
4 |
|
|
среднее значение числа Рейнольдса
Reср = (1,88·0,513)/(1,098·10–6) = 878360;
коэффициент гидравлического сопротивления
λ = 0,11(0,000585 + 68/(878360))0,25 = 0,01765;
101
коэффициент турбулентной диффузии
Dт = 28,7·1,098·10–6(878360 0,01765 )0,755 = 0,211 м2/с;
диффузионный параметр Пекле
Реd = 1,88·8·105/0,211 = 7,13·106;
параметры ξа и ξб |
|
|
ξа = ξб = |
(4750 (7,13 106 ))0,5 |
= 38,4. |
|
2 1,653 105 |
|
По допустимым концентрациям Сб.р.а = 0 (бензин в реактивном топливе) и Са.р.б = 3 % (реактивное топливо в бензине) и параметрам ξа и ξб по графику (прил. 5) определяем мгновенные концентрации Са1 и Са2, а также параметры z1 и z2. Так как в реактивном топливе наличие бензина недопустимо, то при подходе зоны смеси к конечному пункту трубопровода отключают резервуар с реактивным топливом. Переключение задвижек проводят в тот момент, когда контролирующие приборы, имеющие порог чувствительности 1–2 %, укажут на подход смеси. Следовательно, Са1 = 99 ÷ 98 %. Значение параметра z1, соответствующее этой мгновенной концентрации, находят по формуле
0,98 = 0,5[1 + Ф(z1)].
Отсюда Ф(z1) = 0,96, по таблицам интеграла вероятности z1 = 1,452. При Са.р.б = 3 % и ξб = 38,4 находим по графику (см. прил. 5), что вся образовавшаяся в трубопроводе смесь может быть принята в резервуар с бензином.
Таким образом, для этой пары нефтепродуктов при заданных максимально допустимых концентрациях отдельных резервуаров для приёма смеси сооружать не требуется.
14) Вычисляем убытки за счёт смешения нефтепродуктов при последовательной перекачке. По ценнику определяем стоимость нефтепродуктов для заданного пояса. Находим, что 1 т автомо-
102
бильного бензина А-80 стоит 72 руб., 1 т дизельного топлива летнего – 32 руб., 1 т реактивного топлива ТС-1 – 42 руб. Тогда
Ур.т-д.т = 10·4750(0,01·0,808 – 0,01·0,843) = –16,15 руб., Уб-р.т = 30·4750(0·0,739 – 0,03·0,808) = –3458,5 руб.
|
|
Таким образом, убытков при данных условиях последова- |
|||||||||||
тельной |
перекачки нет. |
Следовательно, формулу Ц = |
|||||||||||
= |
Gf |
|
|
Ped0.5 |
|
сб Са.р.б − са Сб.р.а |
для определения числа цик- |
||||||
с |
|
|
4 V |
z с |
|
1− (С |
+ С |
б.р.а |
) |
||||
|
a |
|
|
тр |
a |
|
а.р.б |
|
|
|
|
лов применять нельзя. В связи с этим объем резервуаров головной перекачивающей станции принимаем равным трехсуточной пропускной способности трубопровода:
Vг = Vк= 3·30400 = 91200 м3.
Число резервуаров типа РВС-5000, которые должны быть установлены на головной станции,
np = 91200/(5000·0,95) = 19.
Пропорционально объемам перекачиваемых нефтепродуктов устанавливаем восемь резервуаров для дизельного топлива, пять для реактивного топлива и шесть резервуаров для бензина. Так как сброс невелик, то на конечном пункте сооружается такое же число резервуаров типа РВС-5000.
1. Число циклов находим по формуле, в которой за расчётный срок перекачки принято фактическое число дней,
|
|
m |
|
|
|
|
|
Ц = |
Qi (T − Ni ) |
, Т = 324, |
|
||
|
i=1 |
|
|
|||
|
|
m |
|
|||
|
|
(2 ÷ 3) Qi |
|
|
||
|
|
|
i=1 |
|
|
|
Ц = |
4,033(324 − 127) + 3,156 |
(324 − 95) + 3,451(324 − 102) |
= 71,5. |
|||
3(4,033 + |
3,156 + 3,451) |
|||||
|
|
103
2. Вычисляем продолжительность цикла по формуле
Тц = Т/Ц0 = 324/71,5 = 4,531 сут.
Вычисляем время перекачки нефтепродуктов:
τi = Ni/Ц0,
τДТЛ = 127/71,5 = 1,776 сут, τА-80 = 95/71,5 = 1,329 сут, τТС-1 = 102/71,5 = 1,427 сут.
Вычисляем необходимый объём резервуарного парка на пункте сброса по формуле
r m |
r m |
Vс = Vji c = qji c (Tц − τi ). |
|
j=1 i=1 |
j=1 i=1 |
Пункт сброса один, следовательно, r = 1, тогда
Vc = 1152,3(4,531 – 1,776) + 493,1(4,531 – 1,427) =
=3174,59 + 1530,58 = 4705,17 м3.
Всоответствии с нормами технологического проектирования для каждого сорта нефтепродукта должно быть не менее двух резервуаров. Принимаем к установке шесть резервуаров РВС-1000: четыре – для дизельного топлива, два для бензина.
104
СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1.Тетельмин В.В., Язев В.А. Магистральные газонефтепроводы: учеб. пособие. – М.: Интеллект, 2010. – 352 с.
2.Быков Л.И. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газоиефтепроводов: учеб. пособие. – СПб.: Недра,2006. – 824 с.
3.Коршак А.А., Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: учебник для вузов; под ред. А.А. Корша-
ка. – СПб.: Недра, 2008. – 488 с.
4.Тугунов П.И. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: учеб. пособие для ву-
зов. – Уфа, 2002. – 658 с.
5.Исмагилова З.Ф., Ульшина К.Ф. Технологический расчет магистральных нефтепроводов: метод. пособие / Альметьев. гос. нефт. ин-т. – Альметьевск, 2008. – 68 с.
6.РД 153-39,4-113-01. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов. – М.: Гипротрубопро-
вод, 2002.
7.СНиП 2.05.06-85*. Строительные нормы и правила. Магистральные трубопроводы / Госсстрой России: ГП ЦПП. – М., 1997. – 52 с.
8.Центробежные нефтяные насосы для магистральных трубопроводов: каталог. – изд. 2-е испр. и доп.; ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ. – М., 1989. – 24 с.
105
106
|
|
|
|
|
|
|
ПРИЛОЖЕНИЕ 1 |
|
|
Характеристика труб для нефтепроводов и нефтебаз |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Рабочее |
Наружный |
Номинальная |
Характеристика |
Коэффициент |
Поставщик труб, |
||
давление, |
диаметр, |
толщина стенки, мм |
материала труб |
надежности по |
номера технических |
||
МПа |
мм |
|
|
|
|
материалу, К1 |
условий |
|
Марка |
σвр, |
σт, |
||||
|
|
|
стали |
МПа |
МПа |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
5,4…7,4 |
1220 |
10;11;12;13;14;15;16 |
08ГБЮ |
510 |
350 |
1,4 |
ЧТЗ, ТУ- |
|
|
|
|
|
|
|
14-3Р-03-94 |
|
|
10;11;12;13;14;15;16 |
09ГБЮ |
550 |
380 |
|
|
5,4…7,4 |
1220 |
10;11;12;13;14;15;16 |
12 ГСБ |
510 |
350 |
1,4 |
ЧТЗ, ТУ- |
|
|
|
|
|
|
|
14-3Р-04-94 |
|
|
10;11;12;13;14;15;16 |
12 ГСБ |
550 |
380 |
|
|
6,3 |
1020 |
12,5;12,9;15,5;16 |
13 Г1С-У |
540 |
390 |
1,47 |
ЧТЗ, ТУ- |
|
|
|
|
|
|
|
14-3-1698-90 |
|
|
|
|
|
|
|
|
6,3 |
1020 |
11,4 |
13 Г1С-У |
540 |
390 |
1,34 |
НМТЗ, ТУ14 –3-1424- |
|
|
|
|
|
|
|
86 |
|
|
|
|
|
|
|
|
6,3 |
1020 |
11;11,5;12 |
17Г1С |
510 |
363 |
1,4 |
ВТЗ, ТУ 1104-138100- |
5,4 |
1020 |
9,5;10;10,5 |
17Г1С |
510 |
363 |
|
357-02-96 |
5,4 |
1020 |
8;8,5;9 |
К60 |
588 |
441 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5,4…7,4 |
820 |
8;9;10;11;12 |
13Г2АФ |
530 |
363 |
1,47 |
ЧТЗ ТУ 14-3-14-25-86 |
5,4…7,4 |
820 |
8,5;9,2;10,6;11,4 |
17ГС |
510 |
353 |
1,47 |
ЧТЗ ТУ 14-3-1270-84 |
5,4…7,4 |
820 |
9;10;11;12;13;14 |
12 ГСБ |
510 |
350 |
1,4 |
ЧТЗ, ТУ- |
|
|
|
|
|
|
|
14-3Р-04-94 |
|
|
|
|
|
|
|
|
7,4 |
720 |
7,3;8,7;10,8;12;14;16;20 |
К60 |
589 |
461 |
1,34 |
ВМЗ, ТУ14 –3Р-01-93 |
5,4…7,4 |
720 |
8;9;10;11;12;13;14 |
08ГБЮ |
510 |
350 |
1,4 |
ЧТЗ, ТУ 14-3Р-03-94 |
|
|
|
|
|
|
|
Окончание таблицы |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
5,4…7,4 |
720 |
7,5;8;1;9,3;10;11;12 |
17ГС |
510 |
353 |
1,47 |
ЧТЗ ТУ 14-1270-84 |
5,4…7,4 |
630 |
8;9;10;11;12 |
12Г2С |
490 |
343 |
1,4 |
ХТЗ ТУ 14-322-8-10-95 |
5,4…7,4 |
530 |
8;9;10 |
13ГС |
510 |
353 |
1,34 |
ХТЗ ТУ 14-322-8-10-95 |
7,4 |
530 |
7;7,5;8;9;10 |
17ГС |
510 |
353 |
1,47 |
ЧТЗ ТУ 14-3-1270-84 |
7,4 |
530 |
7,1;8,8;10;12;14;16 |
– |
529 |
392 |
1,34 |
ВМЗ ТУ 14-3Р-01-93 |
5,4…7,4 |
530 |
7;8;9;10;11;12;13;14 |
8ГБЮ |
510 |
350 |
1,4 |
ЧТЗ ТУ 14-3Р-03-94 |
5,4…7,4 |
530 |
7;8;9;10;11;12;13;14 |
12ГСБ |
510 |
350 |
1,4 |
ЧТЗ ТУ 14-3Р-04-94 |
Примечание. ЧТЗ – Челябинский трубный завод; НМТЗ – Новомосковский трубный завод; ВТЗ – Волжский трубный завод; ХТЗ – Харцызский трубный завод; ВМЗ – Выксунский металлуpгический завод.
107
108
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Таблица П2 . 1
Технические характеристики насосов типа НПВ
Типоразмер |
|
|
Насос |
|
|
Электродвигатель |
|
||
насоса |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Номинальный режим |
|
масса, |
Тип |
Мощ- |
Масса, |
|||
|
|
|
|
|
|
кг |
|
ность, |
кг |
|
подача, |
напор, м |
частота |
доп. кавит. |
КПД, |
|
|||
|
м3/ч |
|
вращ., |
запас, м |
% |
|
|
кВт |
|
|
|
|
об/мин |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
НПВ 150-60 |
150 |
60 |
2975 |
3 |
72 |
|
2В250М-2У2 |
|
|
НПВ300-60 |
300 |
60 |
2975 |
3 |
75 |
|
2В250М-2У2 |
|
|
НПВ 600-60 |
600 |
60 |
1485 |
4 |
77 |
|
ВАОВ-560М-4У1 |
400 |
|
НПВ 1250-60 |
1250 |
60 |
|
2,2 |
76 |
11940 |
ВАОВ500М-4У1 |
|
|
НПВ 2500-80 |
2500 |
80 |
1500 |
3,2 |
82 |
11870 |
ВАОВ630М-4У1 |
800 |
|
НПВ 3600-90 |
3600 |
90 |
|
4,8 |
84 |
17000 |
ВАОВ-710L- |
1250 |
|
НПВ 5000-120 |
5000 |
120 |
|
5,0 |
85 |
16700 |
4У1ВАОВ800L-4У1 |
2000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица П2 . 2
Справочные данные по насосам типа НПВ
|
Тип |
|
|
|
|
|
|
|
|
Коэффициенты |
|
|
Параметры |
ns |
||||||
|
|
|
, м |
|
10–6b, |
|
|
, м |
|
|
|
|
|
|
насоса, мм |
|
||||
|
|
Н |
|
|
а |
|
k |
|
k |
|
k |
D |
вх |
|
D |
2 |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
0 |
|
|
ч2/м5 |
|
0 |
|
|
1 |
|
2 |
|
3 |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
НПВ 150-60 |
78,5 |
|
836 |
|
3 |
|
7,9650·10–1 |
|
–1,1180·10–3 |
|
–6,4181·10–6 |
307 |
|
230 |
103 |
||||
|
|
63,9 |
|
875 |
|
3 |
|
|
|
|
|
|
307 |
|
207 |
130 |
||||
|
НПВ 300-60 |
78,5 |
|
199 |
|
4 |
|
5,0198·10–1 |
|
–9,0202·10–4 |
|
1,8832·10–7 |
307 |
|
240 |
145 |
||||
|
|
63,1 |
|
197 |
|
4 |
|
|
|
|
|
|
307 |
|
216 |
190 |
||||
|
НПВ 600-60 |
75,3 |
|
45 |
|
4 |
|
2,8650·10–1 |
|
–2,8016·10–4 |
|
3,2439·10–8 |
408 |
|
445 |
103 |
||||
|
|
62,1 |
|
47,7 |
|
4 |
|
|
|
|
|
|
408 |
|
400 |
127 |
||||
|
НПВ 1250-60 |
74,8 |
|
9,5 |
|
2,3 |
|
1,3519·10–1 |
|
–8,3283·10–5 |
|
1,8715·10–8 |
408 |
|
525 |
106 |
||||
|
|
69,2 |
|
10,6 |
|
2,3 |
|
|
|
|
|
|
408 |
|
500 |
116 |
||||
|
|
59,9 |
|
8,9 |
|
2,3 |
|
|
|
|
|
|
800 |
|
475 |
127 |
||||
|
НПВ 2500-80 |
79,7 |
|
1,0 |
|
3,3 |
|
8,2130·10–2 |
|
–2,2165·10–5 |
|
2,2165·10–9 |
800 |
|
540 |
121 |
||||
|
|
96,4 |
|
4,5 |
|
3,3 |
|
|
|
|
|
|
800 |
|
515 |
133 |
||||
|
|
86,3 |
|
4,4 |
|
3,3 |
|
|
|
|
|
|
800 |
|
487 |
150 |
||||
|
НПВ 3600-90 |
127 |
|
2,9 |
|
4,9 |
|
5,4840·10–2 |
|
–1,0583·10–5 |
|
4,9720·10–10 |
1000 |
|
610 |
133 |
||||
|
|
112 |
|
2,6 |
|
4,9 |
|
|
|
|
|
|
1000 |
|
580 |
149 |
||||
|
|
93,7 |
|
1,4 |
|
4,9 |
|
|
|
|
|
|
1000 |
|
550 |
169 |
||||
|
НПВ 5000-120 |
151,3 |
|
1,3 |
|
5 |
|
4,1321·10–2 |
|
–5,8701·10–6 |
|
1,9961·10–10 |
1000 |
|
645 |
126 |
||||
|
|
|
|
|
1,009 |
|
5 |
|
|
|
|
|
|
1000 |
|
613 |
139 |
|||
109 |
|
|
|
|
1,0 |
|
5 |
|
|
|
|
|
|
1000 |
|
580 |
154 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
110
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица П2 . 3 |
||
|
Техническая характеристика некоторых типов ГПА с газотурбинным приводом |
||||||||||||
|
Тип ГТУ |
|
|
|
|
|
Параметры |
|
Частота вращения силового |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
Neн , кВт |
|
Твоздн , К |
|
kN |
|
ki |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
nmin |
вала, мин–1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
nmax |
|
|
|
ГПА-Ц-6,3 |
6300 |
|
288 |
|
0,95 |
|
1,3 |
|
5740 |
|
8610 |
|
|
ГТК-10 |
10000 |
|
288 |
|
0,95 |
|
3,7 |
|
3300 |
|
5100 |
|
|
ГПУ-10 |
10000 |
|
298 |
|
0,95 |
|
3,7 |
|
3360 |
|
5300 |
|
|
ГТН-10И |
10000 |
|
288 |
|
0,95 |
|
2,0 |
|
4550 |
|
6870 |
|
|
ГТК-16 |
16000 |
|
288 |
|
0,95 |
|
3,2 |
|
3500 |
|
4850 |
|
|
ГТН-16 |
16000 |
|
288 |
|
0,95 |
|
3,2 |
|
4400 |
|
6600 |
|
|
ГПА-Ц-16 |
16000 |
|
288 |
|
0,95 |
|
2,8 |
|
3430 |
|
5150 |
|
|
ГТН-25 |
25000 |
|
288 |
|
0,95 |
|
3,2 |
|
3500 |
|
3900 |
|
|
ГТН-25И |
25000 |
|
288 |
|
0,95 |
|
2,2 |
|
3270 |
|
5100 |
|
|
|
|
|
|
Таблица П2 . 4 |
|
|
Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводов |
|||||
|
Протяженность нефтепровода, км |
|
Число рабочих дней при диаметре 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 |
|