Расчет нефтепровода. Коршак, Любин - Расчёт нефтепровода. Учебное пособие по дисциплине Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов предназначено для студентов специальности 130501 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ
 Скачать 2.24 Mb.
|
10. Примеры расчетовПример 10.1. Рассчитать кинематическую вязкость ромашкинской нефти при температуре 275 К. Решение 1. Поскольку расчетная температура 275 К выходит за пределы температурного интервала, в котором известна вязкость ромашкинской нефти (см. табл.1.2), то для расчета выбираем формулу (1.3). 2. Согласно табл.1.2, для ромашкинской нефти при Т1 = 283 К ν1 = 30,7 мм2/с, а при Т1 = 293 К ν2 = 14,2 мм2/с. 3. Вычисляем величину эмпирических коэффициентов по формулам (1.4), (1.5):   4. Вычисляем кинематическую вязкость ромашкинской нефти при температуре 275 К по формуле (1.3):  .5. Плотность нефти для примера вычислим по формулам (1.1) и (1.2). Согласно табл.1.1 при ρ293 = 862 кг/м3 ξ = 0,686 кг/(м3·К) и βр = 0,000793 1/К. По формуле (1.1)  По формуле (1.2)  Так как расхождение результатов расчета по формулам (1.1) и (1.2) составляет 0,011 %, то можно сделать вывод о том, что пользоваться можно обеими. Пример 10.2. Рассчитать необходимое давление на входе в насос НПВ 1250-60 при перекачке автомобильного бензина, имеющего температуру кипения Тнк = 313 К. Перекачка ведется при температуре 283 К с расходом 1240 м3/ч. Плотность бензина равна 740 кг/м3, а кинематическая вязкость – 0,8 мм2/с. Решение 1. Давление насыщенных паров бензина при температуре перекачки определим по формуле  2. Соответствующий напор в метрах бензинового столба  3. Поправка кавитационного запаса насоса на температуру по формуле (9.5)  4. По табл.2 приложения 4, находим, что диаметр входного патрубка насоса Dвх = 0,8 м. 5. Скорость бензина и число Рейнольдса во входном патрубке насоса:   Так как Reвх > 9330, то ∆ht= 0. 6. По табл.1 приложения 4 находим кавитационный запас насоса на воде Δhдоп.в = 2,2 м и по формуле (9.4) вычисляем кавитационый запас насоса на бензине  7. Выполняем расчет по неравенству (9.3)  Таким образом, давление на входе в насос должно быть не менее Рвх=740 · 9,81 · 4,28 = 31070 Па. Пример 10.3. Вычислить коэффициенты А и Б, необходимые для аналитического решение задач трубопроводного транспорта при перекачке нефти, имеющей кинематическую вязкость 150 мм2/с, насосом НМ 1250-260 с ротором 0,7Qном и диаметром колеса 0,418 м. Коэффициент быстроходности ns= 59, число оборотов n= 3000 об/мин. Решение 1. Номинальная подача насоса при работе на высоковязкой нефти  где Qв – подача насоса на воде; kQ – коэффициент пересчета подачи с воды на нефть при двухстороннем входе в рабочее колесо насоса,  ;Reв, Reп – число Рейнольдса в насосе и переходное число Рейнольдса, соответственно,  ;  n – число оборотов ротора насоса; D2 – наружный диаметр колеса насоса; ns – коэффициент быстроходности насоса. Тогда числа Рейнольдса будут равны   Коэффициент пересчета  .Номинальная подача насоса  Границы рабочей зоны насоса Q1=0,8·1203,8=963 м3/ч, Q2=1,2·1203,8=1444,5 м3/ч. Полагая режим течения нефти ламинарным (m= 1), по формулам (1.15), (1.16) находим искомые коэффициенты:    апроксимационные коэффициенты при работе насоса на высоковязкой нефти    Если перекачка нефти осуществляется в зоне гидравлически гладких труб турбулентного режима (m= 0,25), то по формулам (1.14), (1.16)    Пример_10.4.'>Пример10.4. Определить приведенные затраты для транспортировки 7 млн т нефти в год из Сургутского месторождения на нефтеперерабатывающие заводы г. Омска. Расчетная плотность нефти равна 0,842 т/м3. Транспортировка по трубопроводу Сургут – Омск длиной 700 км. Решение 1.Для заданного грузопотока выбираем (см. раздел 1, 2) рекомендуемый диаметр трубопровода 530 мм, для которого себестоимость перекачки в ценах 1980 г. S= 0,13 коп/(т·км). По формуле 1.18 вычисляем эксплуатационные расходы Э = 0,13 · 700 · 7 · 106 = 6,37 · 106 руб./год. 2. Определяем капиталовложения в трубопроводный транспорт. Принимаем, что эксплуатационный участок один, т.е. nэ = 1. Вместимость резервуаров на конечном пункте по формуле (1.23):  где 0,84 – коэффициент использования емкости (табл.1.6). Трубопровод должен иметь одну головную и пять-шесть промежуточных перекачивающих станций. Зная, что трасса в основном пройдет по заболоченной местности, и используя формулы (1.19), (1.20), определяем капитальные вложения с учетом топографических коэффициентов (см. табл.1.4)   По территории Тюменской области проходит 55 % трассы, а по Омской – 45 %. С учетом территориальных коэффициентов капитальные затраты составят  3. Приведенные годовые затраты определим по формуле (1.17).  Аналогичные расчеты выполняются для нескольких альтернативных вариантов с целью выбора оптимального. Пример 10.5. Выполнить гидравлический расчет трубопровода для перекачки 8 млн т нефти в год. По гипсометрической карте и сжатому профилю трассы имеем следующие данные: оптимальная длина трассы 425 км, разность нивелирных отметок конца и начала трубопровода Δz= –125,5 м, перевальная точка отсутствует, глубина заложения трубопровода H0 = 1,6 м до оси, минимальная температура грунта на глубине заложения трубопровода соответствует средней температуре марта и составляет 272 К, кинематическая вязкость нефти при этой температуре равна 99,7 10–6 м2/с, плотность 878 кг/м3. Трубопровод II категории. Решение 1. Выбираем диаметр нефтепровода, равный 530 мм. Для трубы данного диаметра и протяженности 425 км расчетное число дней работы равно 356. 2. По формуле (2.2) находим расчетную производительность нефтепровода  .3. В соответствии с найденной производительностью выбираем насосы для оснащения насосных станций: подпорные – НПВ 1250-60 и основные – НМ 1250-260. По табл.2 и 4 приложения 2 выбираем насосы с наибольшим диаметром. Напор этих насосов при расчетной часовой подаче составляет  ; .4. Полагая число основных насосов mмн = 3, по формуле (2.4) рассчитываем рабочее давление на выходе головной насосной станции  Запорная арматура на нефтепроводах рассчитана на давление Pд = 6,4 МПа, поэтому условие (2.5) не выполняется. Необходимо принять к применению ротор меньшего диаметра. Излишний напор составляет  .Так как допустимый кавитационный запас насосов НМ 1250-260 составляет 20 м, то напор подпорных насосов можно существенно уменьшить. Принимая к использованию ротор с наименьшим диаметром (445 мм), находим  .С учетом данной замены суммарный избыточный напор составляет  ,т.е. избыточный напор одного основного насоса составляет 38 м. Полагая, что будет использован ротор с диаметром 395 мм, находим  .Таким образом, напор одного основного насоса уменьшен на 269,2 – 221,1 = 48,1 м > 38 м. Проверим возможность использования ротора диаметром 418 мм. Для него  .Уменьшение напора одного основного насоса составляет 250,3 – 221,1 = 29,2 м, что недостаточно. Таким образом, рабочее давление головной насосной станции составляет  .5. Полагая, что нефтепровод строится из труб Харцызского трубного завода (ТУ 322-8-10-95) по табл.1 приложения 1 находим, что для стали 13 ГС σвр = 510 МПа; σт = 353 МПа; k1 = 1,34; δн = 8,9 и 10 мм. Так как Dн < 1 м, то kн = 1. Так как трубопровод II категории, то m0 = 0,75. По формуле (2.8) вычисляем расчетное сопротивление металла труб  6. Расчетная толщина стенки нефтепровода по формуле (2.9)  .Округляем найденное значение до ближайшего большего стандартного значения δн = 8 мм. Предположим, что после проведения всех проверок согласно [3], окончательная толщина стенки δн = 9 мм. 7. Внутренний диаметр нефтепровода по формуле (2.13)  8. Секундный расход нефти и ее средняя скорость по формулам (2.14), (2.15):  9. Число Рейнольдса по формуле (2.17)  т.е. режим течения нефти турбулентный. 10. Относительная шероховатость трубы при kэ = 0,2 мм  .11. Первое переходное число Рейнольдса по формуле (2.19)  .Так как Re < Re1, то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб и коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по формуле (2.20):  .12. Гидравлический уклон в нефтепроводе по формуле (2.25)  .13. Так как L < 600 км, то Nэ = 1. По формуле (2.33) вычисляем полные потери в трубопроводе (полагаем Hкп = 30 м) H= 1,02 0,00704 425 103 – 125,5 + 1 30 = 2956,3 м. 14. Расчетный напор одной станции по формуле (2.35) Hст = 3 221,1 = 663,3 м. 15. Расчетное число насосных станций по формуле (2.37)  .Найденное количество станций округляем до пяти. 16. Выполняем расчеты для построения совмещенной характеристики нефтепровода и насосных станций, результаты которых сводим в табл.10.1. Таблица 10.1 Данные для построения совмещенной характеристики
На рис.10.1 приведена совмещенная характеристика нефтепровода и насосных станций при общем числе работающих насосов nн = 12, 13, 14 и 15. Видно, что при данном количестве работающих насосов производительность нефтепровода составляет соответственно 1036, 1071, 1105 и 1136 м3/ч.  Рис.10.1. Совмещенная характеристика нефтепровода и насосных станций для условий примера 10.5 1 – nн = 12, Q= 1036 м3/ч; 2 – nн = 13, Q= 1071 м3/ч; 3 – nн = 14, Q= 1105 м3/ч; 4 – nн = 15, Q= 1136 м3/ч Таким образом, проектная производительность нефтепровода обеспечивается при работе на станциях 13 насосов. При распределении этого количества насосов по станциям необходимо учитывать следующее: большее их число должно быть установлено на станциях, расположенных в начале трубопровода, меньшее – в конце; для удобства обслуживания линейной части четвертый и пятый перегоны между станциями должны быть примерно одинаковой длины. Таким образом, выбираем схему включения насосов на насосных станциях 3 – 3 – 3 – 2 – 2. Пример 10.6. Для условий примера 10.5 рассчитать необходимую концентрацию противотурбулентной присадки, обеспечивающую выполнение проектной производительности нефтепровода четырьмя насосными станциями. Длина последнего участка lп = 120 км. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
