Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

книги / Типовые расчёты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов

..pdf

Скачиваний:

Добавлен:

19.11.2023

Размер:

27.88 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 6263 / 6663 64 65 66 > Следующая >>>

*.„ =	0,3l t i = °>0391;
н	43120’25
со. = 1,8 8 -10 “3	I0’ 0391 - 1 '’ i
	= 1,31-10^ м /с;
2-1,8810“
L. =	= 24,5 м.

н0,5(3,86 -10“^ -1 ,3 1 -10-4)

Поскольку расчетная длина нефтеловушки типоразмера 902-2-3 меньше фактической, то выбор сделан верно.

Пример 14.6. Рассчитать систему взвешивания парафинового осад ка в резервуаре РВС 20000, в котором хранится нефть р=845 кг/м3, v=20 мм2/с. Принять Ср=10-3, т|р=0,83, п=50 1/год, т=2 года, р0=885 кг/м3. Используются сопла с размерами: г0=0,055м; dn= 0 ,11м; Ь0=0,02м.

Кроме того оэд=36 руб/кВт; оэ=0,009 руб/кВт ч. Высота уровня не фти в резервуаре равна 2 м.

Решение

1. По табл. 1.8 для РВС 20000 находим Dp=45,6; Нр= 11,92 м. Следовательно, площадь днища резервуара

F = — -D2 = —				-45,6 2 = 1 6 3 2 ,3 м 2
р	4	р	4	’	5*

2.Масса осадка, накопленного в резервуаре к моменту времени т=2 года, по формуле (14.54)

М0 = 10"3 -1632,3 ■11,92 • 0,83 • 845 -50-2 = 1364675кг.

3.Объем отложений по формуле (14.55)

1364675

V0 =

= 1542м3

885

4. Высота осадка в резервуаре по формуле (14.56)

К	1542
К	0,945м,
	1632,3

5. Дальнейший расчет является технико-экономическим, так как чем больше число сопел, тем больше требуемый расход нефти, капи таловложения в систему, но тем меньше требуемый радиус их дей ствия и время полного взвешивания осадка. В качестве примера рас смотрим случай, когда в резервуаре размещено 6 сопел.

621

6. Необходимый радиус действия одного сопла по формуле (14.57)

R. = — 45>1?. , = 13,2м

3,14

4-cos

7.Первое приближение скорости истечения нефти из сопла © 0

(при 6Т=1) по формуле (14.58)

m	Л _	0,2-13,2	, .
со!0	=0,252- .		= 20,1м/с.
		V0,02-0,055

8. Первое приближение числа Рейнольдса при истечении нефти

из веерного сопла по формуле (14.60)

R	2 0 ,1 .^ 0 2 ^ 0 5 5 = 3 3 3 3 2

020 • 1 0-6

9.Поправка, учитывающая трение веерной струи о днище ре зервуара, по формуле (14.59)

8 (\|> =	/1 - 0,875 • 33332^'“ • In	13,2
8 (\|> =	/1 - 0,875 • 33332^'“ • In	= 0,803.
'	V	°.°55

10. Второе приближение скорости истечения нефти из сопла по формуле (14.58)

(2)	0,2-13,2	=	^	.
©о = 0,252 ------------	.	=	= 25	м /с .
0,803-^/0,02-0,055
Так как отклонение щ)<2)’ от	©(1)0} составляет

25-20,1

100% = 19,6%,

25 что выходит за пределы допустимой погрешности (5%) инженерных

расчетов, то величину скорости истечения необходимо уточнить. 11. Найдем второе приближение величин Re0 и 5Т:

К е ,;) = 2 5 . у о Ж р 5 5 =

0	2 0 -1 0-6
5 (2) = ./1 —0,875-4145в^’25 • I		n	= 0,816.
V		0,055

12. Третье приближение скорости истечения нефти из сопла

622

0,2-13,2	= 24,6 м /с .
со,3=0,252-	= 24,6 м /с .
0,816-^0,02-0,055
Отклонение col3) от ( 2) составляет
2 4 ,6 -2 5	1,7%,
•100% =	1,7%,
24,6

что находится в пределах допустимой погрешности. Далее будем ис пользовать величину со0 =24 ,6 м /с .

13. Необходимый расход нефти, подаваемой насосом к веерным соплам, по формуле (14.61)

QH=2-3,14-24,6-0,02-0,055-6 = 1,0 2 м3 /с .

14. Число Рейнольдса для сопла по формуле (14.65)

24,6-0 02 =246ро

с20 • 1 0-6

15.Коэффициент расхода сопла по формуле (14.64)

,0.02 \| 0,11	. 0 , 0 7
,0.02 \| 0,11	I - 0,075°’05 =0,824 .
рс = 0,68 • 24600

0,02

16. Потери напора при истечении нефти через веерное сопло по формуле (14.63)

Н =	24,62
	= 37,4м.

2-9,81-0,824

17.Для расчета потерь напора на трение определим диаметры трубопроводов обвязки. Для подводящих трубопроводов:

	4-Q„		02 = 0.806м,
	7 t - V - П труб		3.14-2-1
	d<2) =	4-1.02	= 0.329м.

	3.14-2-6
Принимаем стандартные диаметры			в =0,311 м и d^ н=0,806 м.
18. Фактические скорости нефти в трубопроводах
V -	4 - Q «	-	4-1,02
			= 2,16м/с,
,Р‘	" - n ^ - d 2	3,14-6-0,311=

19. Числа Рейнольдса в трубопроводах по формуле (5.10)

623

Re = 2 ,1 б :°’-^1? =41210;

тр-	2 0 -1 0
Re	= 2 0 ’80f =80600.
’**	го ю-6

20. Относительные шероховатости и переходные числа Рейноль дса по формулам (5.12):

е">= — = 6,43	10^;
311
Re'" = -----^ 3 -	= 15550; Reg’ = —	= — 5°- - = 777500;
6,43-10“'	е	6,43 • 10~*
б(2) = М = 2 ,5.10^;
806
Re<2) = —	=40300; Re(n2) =	500 ,- = 2015000.
2,5-10'		2,5-10“

21. Так как в обоих случаях Re1<Re<Re„, то коэффициенты гид

равлического сопротивления вычисляем по формуле (5.14):

Л„ = 0,11 • (е + — )°“ = 0,11(6,3110^ + _ ^ L _)025 = о, 024;

Re	41210
Х_. = 0 ,1 1 (2 ,5 1 0 ^ '+	= о 02

v80600

22.Потери напора на трение в рассматриваемых трубопроводах по формуле (5.9):

= 0 ’ ° 2 4 ~ - ^ 4 ^ г = 0 .2 4 м ,

0,311	2-9,81
500	22

h = 0,02 -——------ -— = 2,53 м

7150,806 2-9,81

23.При числе сопел пс = 6 внутри резервуара наибольший угол

исполнения отвода а = 150°. Соответственно расчетный коэффици ент по формуле (5.71)

150	= 1,30
к = •	= 1,30
54,5 + 0,408-150

Поскольку для отвода 90°

624

£90(1>= 0,35+3,58	-10-з-ехр [3,56 -10-5	(150000-41210)] = 0,522,
то, следовательно, для отвода 150° по формуле (5.70)
	£ 150 = 0,522 1,30	= 0,68.
Таким образом, потери напора на местных сопротивлениях внут
ри резервуара по формуле (5.25)
h	0,68 2,162 = 0,162 м

2-9,81

24.Предположим, что во внерезервуарной обвязке имеются сле дующие местные сопротивления: две задвижки (£ = 0,15 • 2 = 0,3), три отвода 90°, фильтр (£ = 2,2) и двухлинзовый компенсатор. Для - отвода 90° по формуле (5.68)

$ 9 0	<2>=			0,35+3,58 -10-з-ехр [3,56 -10-5 (150000-80600)] = 0,392,
а для двухлинзового компенсатора по формуле (5.67)
					5комп2	14532
						0,238 +	0,42
						80600
Следовательно, потери напора на местных сопротивлениях вне
резервуарной обвязки
	h						2
				=(0,3 + 3-0,399 + 2,2 + 0,42)-----------= 0,84 м
		мс-					2-9,81
25.				Минимально необходимый напор насоса, используемого для-
размыва парафиновых отложений по формуле ( 1 .66)
			Нн = 2 + 37,4 + 0,24 + 0,162 + 2,53 + 0,84 = 43,2 м.
26.				Требуемая мощность насоса по формуле (3.5) в предположе
нии, ЧТО Т\|н				Т\|мех Лзл= °>8
					3044-845-9,81-43,2		■10"J =378,5 кВт
				N.. =•
					3600-0,8
27. Стоимость отдельных элементов системы размыва по фор
мулам (14.67а), (14.68):
Кн =		28,7 • 378,5 = 10862,8 руб;
от в =			58,48		0,311 =	18,5 руб /	м;
	н =		58,48		0,806 =	47,1 руб /	м;
о3	=		6782		0 ,8061-72 = 4680,1 руб;
оф =		1352			0,8060-75 =	1150,1 руб.
28. Капиталовложения в сопла, трубопроводы и систему размы
ва в целом по формуле (14.66), (14.67)
Кс = 85				6 = 510 руб;
Кт=18,5 • 13,2+47,1 • 500+4680,1 • 2+1150,1 = 34304,5 руб;
К = 510+34304,5+10862,8 = 45677,3 руб.
21. Б-762							625

29. Затраты на амортизацию и текущий ремонт по формуле (14.69)

Э, =(510 + 18,5				13,2 + 47,1		0,085 +
+	Г		(	45,6^1
	47,1		500	*	+ 4680,1 2 + 1150,1
	L		1	2	J
+10862,8			0,203 = 6681,8 руб/год.
30. Предположим, что осадок плотный. Тогда расчетный коэф
фициент	по формуле (14.71)
А. =	5	53-10-5				10"3 -13,2)09-6 =
	,		. -24,6- (0,02-0,055)0'25 (0,5-
	0,5	10~3

= 0,0324 с/м 2’5

31. Продолжительность полного взвешивания парафинового осад ка по формуле (14.70)

2-3,14-13,2 6 Q 9450,5 = 196983с = 54,72ч

в0,0324

32.Стоимость электроэнергии, потребляемой на взвешивание осадка, и плата за установленную мощность по формуле (14.69)

Э2 =378,5	(36 + 0,009	54,72) = 13812,4 руб/год.
33. Приведенные годовые затраты на разовую зачистку резерву
ара по формуле (1.15)
П = 6681,8 +	13812,4 + 0,12	45677,3 = 25975,5 руб/ год.

Для другого количества сопел расчет выполняется аналогично. Результаты расчетов приведены в табл. 14.17.

Оптимальному количеству сопел соответствует минимальная ве личина приведенных годовых затрат. В рассматриваемом случае оп тимальным является число сопел равное 7.

626

4 тр .В .

4 -ф .н .

Vт тр .в .

v тр.н .

l^Tp.B.

^ т р .в .

^ т р .н .

Ь тр.В .

^ т р .н .

h метр а h м.слр.н

Таблица 14.17

Результаты расчета технико-экономических показателей системы взвешивания парафинового осадка при различном числе сопел

Расчетные величины

Радиус действия сопла Rc, м Скорость истечения нефти из сопла (о0, м/с Поправка 5Т

Число Рейнольдса при истечении нефти из сопла Re0

Расход нефти, подаваемый к веерным соплам Он, м3/с

Число Рейнольдса для сопла Rec Коэффициент расхода сопла цс Потери напора при истечении через сопло Нс, м

Диаметры трубопроводной обвязки,м

Скорости нефти в трубопроводной обвязке, м

Числа Рейнольдса,

Коэффициенты гидравлического сопротивления,

Потери напора, м

Коэффициент К„

Потери на местные сопротивления, м

Необходимый напор насоса Н„, М Мощность насоса N„, кВт Капиталовложения в систему К, руб Затраты на амортизацию и текущий ремонт Эь руб/год Коэффициент А|

Время полного взвешивания осадка тв, ч

Стоимость электроэнергии, затрачи ваемой на взвешивание осадка, и плата за установленную мощность Э2, руб/год Приведенные годовые затраты П, руб/год

Количество сопел в резервуа >е

1	4	6	7	8
22,8	16,1	13,2	12,65	12,34
42,04	29,8	24,6	23,6	23
0,823	0,82	0,816	0,814	0,815
71722	50413	41458	39750	38804
0,29	0,824	1,02	1,14	1,27
42040	29800	24600	23600	23000
0,83	0,827	0,824	0,823	0,82
108,14	54,7	37,4	34,5	32,9
0,418	0,369	0,317	0,317	0,317
0,418	0,706	0,806	0,906	0,906
	0,706	0,806	0,906	0,906
2,1	1,93	2,16	2,06	2
2,1	2,1	2	1,8	1,97
	2,1	2	1,8	1,97
43890	35609	41210	32651	31700
43890	74130	80600	81540	89241
	74130	80600	81540	89241
0,023	0,0245	0,024	J0,025	0,025
0,023	0,0205	0,02	0,02	0,0195
	0,0205	0,02	0,02	0,0195
0,28	0,203	0,24	0,216	0,2
6,3	3,3	2,53	1,823	2,13
-	1,23	1,3	1,314	1,33
-	0,13	0,162	0,173	0,16
1,03	0,93	0,84	0,68	0,8
117,65	61,26	43,2	39,4	38,2
1030,8	536,73	378,5	345,2	334,7
46154,7	45236,3	45677,3	44214,6	49715,7
8073,9	6950,1	6681,8	7161,44	7107
0,0151	0,0313	0,0324	0,035	0,038
58,4	56,2	54,72	54,27	54,4
37650,6	19593,8	13812,4	12595,8	12213,1
51263,1	31972,3	25975,5	25063	25286
			4 '

627

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение1.

Характеристики труб для нефтепроводов и нефтебаз

Таблица П1.1

Рабочее	Н аруж ны й	Н оминальная
давление,	ДИс1МС1р,	толщ ина
М Па	ММ	стенки, мм

Характеристики		Коэффициент	П оставщ ик
материала труб		надежности	труб, № №
М арка	^вр, стт,	по материалу,	технических
стали	М Па М Па	к,	условий

1	2			3				4	5	6	7	8
		10; И ; 12; 13;						08ГБЮ	510	350		ЧТЗ,
5,4...7,4	1220	14;		15;		16					1,4	ТУ -14-ЗР-03-
		10;	11;		12;		13;
								09ГБЮ	550	380		94
		14;15;				16

		10; 11; 12; 13;						12ГСБ	510	350		ЧТЗ,
5,4...7,4	1220	14;		15;16							1,4	ТУ -14-ЗР-04-
		10;	11;		12;		13;
								12ГСБ	550	380		94
		14;		15;16

6,3	1020	12,5; 12,9;						13	540	390	1,47	ЧТЗ, Т У -14-3-
			15,5; 16					Г1С-У				1698-90

6,3	1020			11,4				13	540	390	1,34	НМ ТЗ, Т У -14-
								Г1С-У				3-1424-86

6,3	1020	11; 11,5 12						17Г1С	510	363		ВТЗ, ТУ 1104-
5,4	1020	9,5; 10; 10,5						17Г1С	510	363	1,4	138100-357-
5,4	1020		8; 8,5; 9					К60	588	441		02-96

Таблица П1.1 (продолжение)

1	2	3	4	5	6	7	8
7,4	720	7,3; 8,7; 10,8;	К60	589	461	1,34	ВМЗ ТУ 14-
7,4	720	12; 14; 16; 20	К60	589	461	1,34	3P-01-93
		12; 14; 16; 20					3P-01-93
5,4...7,4	720	8; 9; 10; 11;	08ГБЮ	510	350	1,4	ЧТЗ 14-ЗР-ОЗ-
		12;13;14					94
5,4... 7,4	720	7,5; 8,1; 9,3;	17ГС	510	353	1,47	ЧТЗ 14-3-
5,4... 7,4	720	10;11; 12	17ГС	510	353	1,47	1270-84
		10;11; 12					1270-84
5,4...7,4	630	8; 9; 10; 11; 12	12Г2С	490	343	1,4	ХТЗ ТУ 322-8-
5,4...7,4	630	8; 9; 10; 11; 12	12Г2С	490	343	1,4	10-95
							10-95
5,4... 7,4	530	8; 9; 10	13ГС	510	353	1,34	ХТЗ ТУ 322-8-
5,4... 7,4	530	8; 9; 10	13ГС	510	353	1,34	10-95
							10-95
7,4	530	7; 7,5; 8; 9; 10	17ГС	510	353	1,47	ЧТЗ ТУ 14-3-
7,4	530	7; 7,5; 8; 9; 10	17ГС	510	353	1,47	1270-84
							1270-84
7,4	530	7,1; 8,8; 10;		529	392	1,34	ВМЗ ТУ 14-
7,4	530	12; 14; 16		529	392	1,34	3P-01-93
		12; 14; 16					3P-01-93
5,4...7,4	530	7; 8; 9; 10; 11;	8ГБЮ	510	350	1,4	ЧТЗ ТУ 14-ЗР-
		12; 13; 14					03-94
5,4...7,4	530	7; 8; 9; 10; 11;	12ГСБ	510	350	1,4	ЧТЗ ТУ 14-ЗР-
		12; 13; 14					04-94

Примечание. ЧТЗ - Челябинский трубный завод, НМТЗ - Новомосковский трубный завод, ВТЗ - Волжский трубный завод, ХТЗ - Харцызский трубный завод, ВМЗ - Выксунский металлургический завод

Таблица П1.2

Бесшовные трубы (ГОСТ 550-75)

						Характеристика			Коэффициент
Наружный	Номинальная					материала труб			Коэффициент
Наружный	Номинальная					материала труб			надежности
диаметр, мм	толщина стенки, мм					Марка	®вр>		надежности
	толщина стенки, мм							о,, МПа	поматериалу, К\|
								о,, МПа	поматериалу, К\|
						стали	МПа		6
1		2				3	4	5	6
48	4; 5					10	353	216
(57)*	4; 5					20	431	255
60	4; 5; 6
76	4; 5; 6; 8
(80)	4; 5								1,55
89	4; 5; 6; 7; 8								1,55
89	4; 5; 6; 7; 8					10Г2	470	265
	5; 6; 7; 8; 9;			10;		10Г2	470	265
(102)	5; 6; 7; 8; 9;			10;
(102)	11;	12; 14
	11;	12; 14
108	4; 5; 6; 7; 8
114	6; 7; 8; 9;		10;		11

629

Таблица П1.2 (продолжение)

1		2		3	4	5	б
127	6; 7; 8; 9;			10;
127	11;	12; 14
	11;	12; 14
133	5; 6; 7; 8; 9
146		11
152	6; 7; 8; 9;			10;
152	11; 14;			16	470	265	1,55
	11; 14;			16
	6; 7; 8; 9;			10Г2
159	6; 7; 8; 9;			10;
159	11;	14; 16
	11;	14; 16
168	11; 12
194	7, 8, 9,		10, 12
219	8; 9; 10;		11; 12;
219	14; 16; 18; 20
	14; 16; 18; 20

Трубы, размеры которых указаны в скобках —для ремонтных целей

Таблица П1.3

Трубы сварные для магистральных газонефтепроводов (ГОСТ 20295-85)

Наружный	Номинальная толщина	Характеристика			Коэффициент
Наружный	Номинальная толщина	материала труб			Коэффициент
диаметр,	стенки,	материала труб			надежности по
диаметр,	стенки,	марка	СТвр,	°т,	надежности по
мм	мм	марка	СТвр,	°т,	материалу, К]
		стали	МПа	МПа
159	4; 4,5; 5; 5,5	К34	340	210	1,47
168	4; 4,5; 5; 5,5; 6; 7	КЗ8	380	240
219	4; 4,5; 5; 5,5; 6; 7; 8	К42	420	250
273	4; 4,5; 5; 5,5; 6; 7; 8	К50	500	350
325	4; 4,5; 5; 5,5; 6; 7; 8; 9	К52	520	360
351	4; 4,5; 5; 5,5; 6; 7; 8; 9; 10	К55	650	380
377	4,5; 5; 5,5; 6; 7; 8; 9; 10	—//—	— И— — И—
426	5; 5,5; 6; 7; 8; 9; 10	— И—	— И— — И—

630

<<< < Предыдущая 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 6263 / 6663 64 65 66 > Следующая >>>

Соседние файлы в папке книги

#
20.11.2023579.62 Кб0Техносферная безопасность.-1.pdf
#
12.11.2023495.19 Кб2Техносферная безопасность..pdf
#
12.11.202314.64 Mб22Течения газа около тупых тел. Метод расчета и анализ течений А. Н. Любимов, В. В. Русанов.pdf
#
13.11.202323.15 Mб6Течения газа около тупых тел. Таблицы газодинамических функций А. Н. Любимов, В. В. Русанов.pdf
#
12.11.202319.07 Mб8Типовые задачи оперативного управления непрерывным производством..pdf
#
19.11.202327.88 Mб67Типовые расчёты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов..pdf
#
19.11.202335.35 Mб25Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов..pdf
#
12.11.20237.26 Mб2Типовые узлы на полупроводниковых логических и функциональных элементах серии ЭТ..pdf
#
12.11.2023369.29 Кб2Типы и формы организации производства в машиностроении..pdf
#
12.11.20238.57 Mб7Тиристорные генераторы ультразвуковой частоты..pdf
#
12.11.20234.52 Mб13Тиристорный электропривод для кранов..pdf