Термические методы и средства обезвреживания, переработки и утилизации нефтесодержащих отходов по технологии EX SITU

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего образования

«Национальный исследовательский Томский политехнический университет»

Институт природных ресурсов

Специальность эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки

Кафедра Транспорта и хранения нефти и газа

Контрольная работа

«Термические методы и средства обезвреживания, переработки и утилизации нефтесодержащих отходов по технологии EX SITU»

(Индивидуальное задание по дисциплине «Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»)

Томск - 2015



Данные для технологического расчета магистрального нефтепровода

№ варианта	tПН, С°	сСТ=с20, кг/м3	мСТ=м20, мПа?с	Gг, млн т/год	L, км	n'Э	ДZ, м	Число НПС
24	6,5	835	165	32	1600	4	1600	>nНС

Данные для построения профиля трассы нефтепровода

Расстояние l, км	0	50	100	150	200	250	300	350	400	450	500	550	600
Отметка zi, м	50,0	125,0	187,5	250,0	287,5	275,0	250,0	300,0	375,0	500,0	550,0	600,0	650,0

Расстояние l, км	650	700	750	800	850	900	950	1000	1050	1100	1150	1200	1250
Отметка zi, м	700	750	800	850	900	950	1000	1050	1100	1150	1200	1250	1300

Расстояние l, км	1300	1350	1400	1450	1500	1550	1600
Отметка zi, м	1350	1400	1450	1500	1550	1600	1650



1. Расчет основного магистрального насоса

В соответствии с заданной пропускной способностью МНП G_г по табл. 4.1[1] выберем его ориентировочные параметры.

Таблица 1

Пропускная способность (грузопоток) Gг, млн т/год	Диаметр наружный DН, мм	Допускаемое давление Рдоп, МПа
23,0-50,0	1020	5,9

Определим расчетную толщину стенки трубопровода д (с округлением до номинальной толщины стенки в большую сторону):

Принимаем для расчета K_у.р = 0,9 для III категории трубопровода; К _н.м1= 1,4; К_Н = 1. Нормативное (предельное) сопротивление металла трубы и сварных соединений на разрыв (временное сопротивление на разрыв) принимается по табл.П1.2 [1].

Расчетное (допустимое) сопротивление стали на разрыв, МПа:

(1)

(2)

Принимаем

Определим внутренний диаметр трубопровода



Определим плотность перекачиваемой нефти

Таблица 2. Температурная поправка на плотность нефти

Плотность сСТ, кг/м3	Температурная поправка г, кг/(м3?°С)
830,0 - 839,9	0,725

=835-0,725*(6,5-20)=844,8г/м³(3)

Определим расчетный часовой Q_ч и секундный Q_с расходы нефти:

(4)

Принимаем К_п = 1,07 - для однотрубных (однониточных) нефтепроводов.

Таблица 3. Нормативная годовая продолжительность (в сутках) работы МНП

Протяженность L, км	Диаметр нефтепровода DH, мм
	до 820 (включительно)	свыше 820
L>700	352 (350)	349 (345)

Q_с = Q_ч/3600 = 4825,1/3600 = 1,34м³/с. (5)

Скорость перекачки V



(6)

В соответствии с расчетной часовой пропускной способностью Q_ч выберем марку основного магистрального насоса (НМ).

Таблица 4. Технические характеристики насосов серии НМ

Типо-размер насоса	Номинальный режим на воде	Число ступеней (рабочих колес), nк
	Подача Qo.h, м3/ч	Напор Но.н, м	Частота вращения, n, об/мин	Допуст. кавитац. запас Аh доп. Н, м	КПД зон,%	Мощость привода (эл/двиг.) NО.Н, кВт
Насосы секционные многоступенчатые, с рабочими колесами одностороннего входа nВС=1
НМ 7000-210 с ротором 0,7	4900	208	3000	42	87	5000	1

Рассчитаем подачу насоса в оптимальном режиме:

(7)

При которой максимальный к.п.д. на воде равен:

(8)

Определим границы рабочей области

Q _л = 0,8?Q _{м в опт} = 0,8?5096 = 4077;(9)

Q _п=1,2?Q _{м в опт} = 1,2?5096= 6115 м³/ч.(10)



Определим аналитическую зависимость напора, развиваемого насосом от его подачи по двум точкам (Q₁, H1) и (Q₂, H₂):

H_{м в}=h_{м в}-b_{м в} Q²=254,2-(13,96·10^-5?7000²) = 220,69 м,(11)

где h_{м в} = [231·6115 -202·4077]/[6115- 4077]=254,2 м;(12)

b_{м в} = [231-202]/[6115-4077] = 13,96·10^-5 ч²/м⁵.(13)

Напор, развиваемый насосом на воде в оптимальном режиме:

H_{м в опт}=h_{м в}-b_{м в} Q²_{м в опт}= 220,69-(13,96·10^-5?5096 ) = 217,95 м,(14)

Оценим правильность вычисления коэффициентов

(15)

2. Расчет подпорного магистрального насоса

Выбираем подпорный насос НПВ 2500-80.

Определим подачу подпорного насоса в оптимальном режиме

= -c _{1 в} /(2c_2в)= [6,93?10^-4]/[2(-14,4·10^-8)] =2406,3м³/ч.(16)

Определим максимальный к.п.д. на воде

(17)

Напорная характеристика подпорных насосов в оптимальном режиме



(18)

Определим аналитическую зависимость напора, развиваемого насосом от его подачи

(19)

3. Пересчет характеристик основного и подпорного насосов с воды на вязкую жидкость

Основной магистральный насос

Определим кинематическую вязкость нефти

(20)

Рассчитаем критическое значение вязкости перекачиваемой среды v_п.

(21)

(22)

(23)

следовательно, характеристики центробежного нагнетателя, построенные на воде, отличаются от характеристик нагнетателя, работающего на более вязкой жидкости, т.е. коэффициенты в уравнении: H_{м в опт}=h_{м в}-b_{м в} Q²_{м в опт} пересчитываются.

Критическое значение вязкости нефти н_п, выше которой необходимо пересчитать напорные характеристики рассчитываются по формуле:

Определим коэффициенты пересчета напора К_Н, подачи K_Q и к.п.д. , насоса с воды на вязкую нефть:

(24)

(25)

(26)

(27)

(28)

Определим аппроксимационные коэффициенты при работе насоса на высоковязкой нефти:

(29)

(30)

(31)

(32)

(33)

(34)

(35)



Определим подачу основного насоса в оптимальном режиме при работе на высоковязкой нефти:

Q _{м v опт} = ~c_1н/(2c_2н)= [2,84?10^-4]/[2*(- 2.96·10^-8)] = 4787,5м³/ч.

Определим максимальный к.п.д. основного насоса при работе на высоковязкой нефти:

(36)

Напорная характеристика в оптимальном режиме:

(37)

Определим кинематическую вязкость нефти

(38)

Рассчитаем критическое значение вязкости перекачиваемой среды н_п.

(39)

(40)

(41)

следовательно, характеристики центробежного нагнетателя, построенные на воде, отличаются от характеристик нагнетателя, работающего на более вязкой жидкости, т.е. коэффициенты в уравнении: H_{м в опт}=h_{м в}-b_{м в} Q²_{м в опт} пересчитываются. Критическое значение вязкости нефти н_п, выше которой необходимо пересчитать напорные характеристики рассчитываются по формуле:

Определим коэффициенты пересчета напора К_Н, подачи K_Q и к.п.д. , насоса с воды на вязкую нефть:

(42)

(43)

(44)

(45)

(46)

Определим аппроксимационные коэффициенты при работе насоса на высоковязкой нефти:

(47)

(48)

(49)

(50)

(51)

(52)

(53)



Определим подачу основного насоса в оптимальном режиме при работе на высоковязкой нефти:

Q _{п v опт} = ~c_1н/(2c_2н)= [6.1?10^-4]/[2*(- 1,41·10^-7)] =2168,9 м³/ч.

Определим максимальный к.п.д. основного насоса при работе на высоковязкой нефти:

(54)

Напорная характеристика в оптимальном режиме:

(55)

Таблица 5

Режим	Подача, м 3 /с	Напор, м	к.п.д.
Магистральный насос
номинальный	4900	208,6	0,88
Оптимальный на воде	5096	211	0,84
оптимальный на нефти	4788	209	0,71
Подпорный насос
номинальный	2500	80	0,82
оптимальный на воде	2406	82	0,83
оптимальный на нефти	2269	46	0,66

4. Определение числа насосных станций

магистральный насос нефтепровод гидравлический

Число Рейнольдса Re, характеризующее режим течения жидкости по трубопроводу:



(54)

Граничные значения Re: Re_I, Re_II.

(55)

Примем для расчетов сварные стальные трубы после нескольких лет эксплуатации (K_э = 0,2)

Так как 2300<Re<Re1, то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб:

(56)

Потери напора на трение в нефтепроводе:

(57)

Гидравлический уклон i:

(58)

Полные потери напора в трубопроводе, м:

Примем для расчетов Н_КП = 30 м.

(59)

Напор одной насосной станции:

(60)

Число насосных станций:

(61)

5. Расстановка насосных станций по трассе нефтепровода

Округление числа станций в сторону увеличения ()

Действительный напор одной станции:

(62)

Действительный напор одного насоса:



(63)

Проведем обрезку рабочего колеса насоса:

Q₁ = 4077,17 м³/ч = 1,13 м³/с; Н₁= 231м.

Q₂= 6115,76 м³/ч 1,69 м³/с; Н₂ =202 м.

=1,42 м³/с

(64)

Обрезаем рабочее колесо на 1,3%

Построим график совместной работы нефтепровода и всех НПС. Определим графически рабочую точку системы.

Таблица 6. Данные для построения графика совместной работы НПС и МНП

Q, м3/ч	Характеристика трубопровода	Характеристика нефтеперекачивающих станций при количестве основных насосов на всех станциях
		44	45	46	47	48
4000	7985	10312	10544	10776	11008	11239
9	8543	10176	10406	10635	10865	11094
4400	9122	10034	10261	10488	10715	10942
4600	9721	9884	10109	10334	10558	10783
4800	10340	9729	9951	10173	10395	10617
5000	10978	9566	89786	10005	10224	10444



Рис. 1. Совмещенная характеристика нефтепровода и насосных станций

При этом проектная производительность нефтепровода обеспечивается при работе на станциях 40 насосов. Выберем следующую схему включения насосов на насосных станциях: 3-3-3-3-3-3-3-3-3-3-3-3-3-3-3-1.

Выполним расстановку насосных станций по трассе нефтепровода, с округлением числа станций в большую сторону.

Таблица 7. Расчетные значения высотных отметок НПС и длин линейных участков нефтепровода

Нефтеперекачивающая станция	Высотная отметка zi, м	Расстояние от начала нефтепровода, км	Длина линейного участка li, км
ГНПС-1	50	0	95,83
НПС-2	166,7	95,83	102,34
НПС-3	270,8	198,17	127,1
НПС-4	269,8	325,27	92,51
НПС-5	420,1	411,78	94,29
НПС-6	557,4	512,07	101,15
НПС-7	665,5	613,22	101,59
НПС-8	771,1	714,81	104,26
НПС-9	869,7	819,07	103,16
НПС-10	964,7	922,23	150,76
НПС-11	822,4	1072,99	45,26
НПС-12	1205,1	1118,25	106,08
НПС-13	1267	1224,33	100,82
НПС-14	1369,2	1325,15	102,05
НПС-15	1470,9	1427,2	101,43
НПС-16	1582	1528,63	69,53
КС	1650	1600

Размещено на Allbest.ru