книги / Типовые расчёты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов

По табл. П.1.2 выбираем трубу стандартного диаметра 76x8 мм, т.е. d6 = 0,076 - 2 0,008 = 0,06 м.

7.Величина Хш= 0,0269 найдена в примере 12.10.

8.Средняя скорость бензина в шланге и в стояке по формуле (5.8)

9. Число Рейнольдса в стояке по формуле (5.10)

с0,7-Ю"6

10. Так как Rec > R e ^ , найденного в примере 12.10, то коэффи­ циент гидравлического сопротивления при течении бензина в сто­ яке по формуле (5.15)

Хв = 0 ,1 1-(2-Ю -3)0,25 =0,0233

И . Потери напора в шланге по формуле (5.9)

4 2 122

h = 0,0269-----------------= 0,247 м

ш0,1 2-9,81

12.Приведенная длина труб стояка по формуле (5.26)

13. Потери напора в трубах стояка по формуле (5.9)

14. Средняя скорость бензина во всасывающем трубопроводе по формуле (5.8)

15. Число Рейнольдса во всасывающем трубопроводе по фор­ муле (5.10)

Re = 1,38-0,124 = 244457.

0,7-10“

531

16. Относительная шероховатость труб и переходные числа Рей­ нольдса для всасывающего трубопровода по формулам (5.12):

V244457

18.Полагая, что во всасывающем трубопроводе из местных со­ противлений имеется один тройник (£ = 0,32), находим его приве­ денную длину по формуле (5.26)

3600-3,14-0,0942 21. Число Рейнольдса при течении бензина в нем по формуле (5.10)

1,60.0,094 = 21485?

н0 ,7 -10-6

22.Относительная шероховатость труб и переходные числа Рей­ нольдса для напорного трубопровода по формулам (5.12):

24. Полагая, что на нагнетательной линии имеются два поворота под углом 90° (^ = 0,23 2 =0,46), один тройник (^ = 0,32), задвижка

532

= 0,15), и с учетом сопротивления на входе в резервуар = 1) нахо­ дим приведенную длину нагнетательного трубопровода по формуле (5.26)

25. Потери напора*в нагнетательном трубопроводе по формуле (5.9)

h„ = 0 , 0 2 4 5 - ^ - - - 1’-? =1,95 м 0,094 2 -9,81

26. Необходимый напор насоса

Н = Ih, + Az + Нр = 0,247 + 1,24 + 0,57 + 1,95 + 5 + 11,5 = 20,5 м

27. По найденной величине напора и требуемой подаче Q = 60 м3*/ч выбираем тип насоса НК 65/35 - 70. Поскольку у него может быть 8 вариантов исполнения ротора, вычисляем напор насо­ са при требуемой подаче для каждого из них по формуле (3.1):

Как видно, наиболее подходящим для рассматриваемой задачи является ротор № 2, вариант «в».

Теперь проверим достаточно ли развиваемого насосом напора для работы эжектора

28. Средняя скорость бензина в байпасе по формуле (5.8)

4-20

= 1,97 м /с

3600-3,14 0,Об2

29. Число Рейнольдса, характеризующее течение бензина в бай­ пасе, по формуле (5.10)

Re6 1’9 7 _°^ = 168857.

0,7-Ю"6

31. Относительная шероховатость труб и переходные числа Рей­ нольдса для байпаса по формулам (5.12):

533

31. Так как Re6 > Reff*, то бензин в байпасе течет в зоне квадра­ тичного трения турбулентного режима и поэтому коэффициент гид­ равлического сопротивления вычисляем по формуле (5.15)

Х6 = 0,11 ■(з, 33 • 10“3 )0,25 = 0,0264

32.На байпасе имеются следующие виды местных сопротивлений:

тройник (£, = 0,32), 5 поворотов под углом 90° = 0,23 • 5 = 1,15) две задвижки (^ = 2 • 0,15 = 0,3). Поэтому приведенная длина байпаса

33. Потери напора на трение в байпасе по формуле (5.9)

Найдем потери напора в эжекторе.

34. Расчетные коэффициенты Вэ и Сэ по формулам (12.52), (12.55):

35. Оптимальное относительное давление в начале камеры сме­ шения эжектора по формуле (12.51)

Р . = -0,5 + ,0 ,2 5 + ----- \ -----=0,0318

V5,872 - 4

36.Относительная площадь камеры смешения по формуле (12.54)

534

39. Таким образом, общий напор, необходимый для прокачки бензина по байпасу, включая эжектор, с учетом необходимости пре­ одоления разности высот zu - zH= 5 равен

Нб = h6 + h3 + zu - zH= 3,83 + 15,97 + 5 = 168,53 м.

Так как величина Нб » Н , то выбранный тип насоса не обес­ печивает необходимого расхода слива цистерны. Как выход возмож­ но два решения:

а) применить для слива более высоконапорный насос; б) поменять схему слива на схему III (рис. 12.6).

Недостатком первого решения является необходимость дроссе­ лирования значительного (168,5 - 20,5 » 148 м) напора в напорном трубопроводе. Второе решение требует дополнительных капиталов­ ложений на установку второго насоса.

Выбираем второе решение. По табл. 3.11 подбираем насос НК 65/35 - 240.

Пример 12.13. Определить допустимые скорости заполнения цистерны модели 15 — 1443 (Ьц = 10,77 м) бензином А - 76 по тру­ бопроводу диаметром 0,1 м.

Решение 1. Относительная шероховатость труб, бывших в эксплуатации,

02

е= — = 0,002

100

2. По табл. 12.4 для бензина А - 76 находим величины коэффи­

4. Допустимая скорость заполнения цистерны на основной ста­ дии налива по формуле (12.67)

| 3-104 -10,77-2-Ю 10-(1,14-2 lg 0,002

9,78 м/с

\ 0,75 • 36,6 • 10-6 ■17,5 ■10-12 • 0,11>21

535

Предотвращение коррозионного разрушения трубопроводов до­ стигается применением защитных покрытий, а также методами ка­ тодной, протекторной и электродренажной защиты. Резервуары за­ щ ищ аю т от коррозии с помощ ью одиночны х протекторов и протекторной установок.

§ 13.1. Катодная защита однониточных магистральных трубопроводов

При катодной защите трубопроводов различают три значения потенциала:

1)естественный (стационарный) потенциал Е ^ , существующий до включения защиты;

2)наложенный (расчетный) потенциал Emin (max), дополнительно на­ кладываемый на сооружение в результате действия защиты;

3)защитный (общий) потенциал сооружения, установившийся пос­ ле подключения защиты.

Многочисленными измерениями установлено, что величина ес­ тественного потенциала подземных металлических сооружений ко­ леблется в интервале от -0,23 до -0,72 В. Если не имеется точных данных о величине естественного потенциала стали в рассматривае­ мом грунте, то рекомендуется принимать Еест = -0,55 В по медно­ сульфатному электроду сравнения (по МСЭ).

Сведения о величинах минимального и максимального защит­ ных потенциалов (по ГОСТ Р51164-98) приведены в табл. 13.1,13.2.

На всех вновь построенных и реконструируемых трубопроводах должны быть обеспечены только поляризационные потенциалы (без омической составляющей).

Если трубопровод поврежден коррозией (более 10% толщины стенки), то минимальный защитный потенциал должен быть на 0,05 В отрицательнее значений, указанных в табл. 13.1.

536

Таблица 13.1

Минимальные защитные потенциалы

Минимальный защитный потенциал

Условия прокладки

относительно насыщенного медно­

и эксплуатации трубопровода

сульфатного электрода сравнения, В

Поляризационный

С омической составляющей

при возможной микробиологической коррозии, или при температуре транс­ портируемого продукта более 293 К

Примечания

1.Для трубопроводов, температура транспортируемого продукта которых не более 278 К (5 °С), минимальный поляризационный защитный потенциал равен минус 0,80 В относительно насыщенного медно-сульфатного электрода сравнения.

2.Минимальный защитный потенциал с омической составляющей при температу­ ре транспортируемого продукта от 323 К (50 °С) до 343 К (70 °С) - минус 1,10 В; от 343 К (70 °С) до 373 К (100 °С) - минус 1,15 В.

3.Для грунтов с высоким удельным сопротивлением (более 100 Ом • м) значения минимального потенциала с омической составляющей должны быть определены экспериментально.

Величина наложенного (минимального или максимального) по­ тенциала находится как разница между соответствующим защитным потенциалом и естественным потенциалом.

При катодной защите магистральных трубопроводов величина нало­ женного потенциала изменяется от максимально возможного значения в точке подключения станции катодной защиты (СКЗ) до минималь­

537

Таблица 13.2

Максимальные защитные потенциалы

Примечания

1.Для трубопроводов из упрочненных сталей с пределом прочности 0,6 МПа (6 кгс/см2)

иболее не допускаются поляризационные потенциалы более отрицательные, чем минус 1,10 В.

2.В грунтах с высоким удельным электрическим сопротивлением (более 100 Ом ■м) допускаются более отрицательные потенциалы с омической составляющей, уста­ новленные экспериментально.

где а —постоянная распределения потенциалов и токов вдоль защи­ щаемого сооружения; Кв - коэффициент, учитывающий влияние смежной СКЗ; 0 - расчетный параметр, равный

сопротивление изолированного трубопровода на конец норматив­ ного срока службы; у —удаление анодного заземления от него.

Величина постоянной распределения потенциалов и токов вдоль трубопровода вычисляется по формуле

538

RnH —переходное сопротивление «трубопровод-грунт» в начале экс­ плуатации, Ом м2 (см. прил. 10); р - показатель скорости старения, 1/год; тнс - нормативный срок службы СКЗ, т * 9,5 лет.

Среднее сопротивление единицы длины изоляции за норматив­ ный срок службы составляет

Коэффициент, учитывающий влияние смежной СКЗ, равен

а входное сопротивление изолированного трубопровода определяет­ ся на конец нормативного срока службы

и в среднем за период эксплуатации СКЗ

539

Необходимую силу тока СКЗ для обеспечения защиты магист­ рального трубопровода определяют по формуле

Мощность, потребляемая катодными установками, вычисляется следующим образом

где ДЕ - напряжение на выходе СКЗ

Rnpсопротивление соединительных проводов длиной i пр и сечением Snp

(1314)

^пр

Рпр ~ Удельное электросопротивление материала провода;

Ra - сопротивление растеканию тока с анодного заземления.

где R„, Rr —общее сопротивление растеканию тока соответственно с вертикальных и с горизонтальных электродов;

540