Проектирование нефтепровода

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное бюджетное общеобразовательное учреждение

Высшего профессионального образования

«Новосибирский государственный технический университет»

Кафедра «Электротехнические комплексы»

Расчетно-графическая работа

Оборудование нефтегазовых производств

Факультет: МА

Группа: ЭМА-02

Студент: Семин А.О.

Преподаватель: Бирюков В.В.

Новосибирск 2014г.

ОГЛАВЛЕНИЕ

1. ЗАДАНИЕ НА РАСЧЁТНО-ГРАФИЧЕСКУЮ РАБОТУ

2. ОСНОВНЫЕ РАСЧЕТЫ

2.1 Определение физических характеристик нефтепродуктов

2.2 Расчёт резервуарных парков нефтепродуктов

2.3 Расчёт параметров и выбор типа насоса

2.4 Расчёт трубопровода

ЛИТЕРАТУРА

1. ЗАДАНИЕ НА РАСЧЕТНО - ГРАФИЧЕСКУЮ РАБОТУ

Цель: Расчетно-графическая работа (РГР) предназначена для ознакомления студентов с методикой расчета параметров и выбора оборудования транспортировки нефти от месторождения до потребителя (нефтебазы).

В задачу технологического расчета трубопровода входят определение оптимальных параметров трубопровода (диаметр трубопровода, давление нагнетания насосных станций, толщина стенки трубы, количество насосных станций); расположение перекачивающих станций по трассе трубопровода расчет режимов эксплуатации трубопровода.

Поскольку для транспортировки нефти используется различное оборудование (резервуары, насосы, трубопроводы и т.д.), работающее в различных условиях и отвечающее своим специфическим требованиям, расчет параметров и выбор каждого элемента оборудования может рассматриваться как технологически независимые, но одновременно и взаимосвязанные задачи. На рис. 1 показана структурная схема нефтепродуктопровода.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Исходными данными для расчета нефтепровода являются:

-годовой объем перекачки нефтепродуктов и их состав;

-свойства перекачиваемых нефти и нефтепродуктов;

-температура грунта на глубине заложения нефтепровода;

-характеристики труб и насосного оборудования;

-сжатый профиль трассы нефтепровода.

Таблица 1.

№ варианта	Длина трубопровода	Годовой объем транспортировки Q, мдн.т.	Нефтепродукт	Регион	Категория трубопровода	Разность нивелирных отметок, Дz, м	Минимальная температура грунта, Т, 0К
4	628	3.4	Реакт. Топливо	Дальний Восток	IV	98	273

2. ОСНОВНЫЕ РАСЧЕТЫ

2.1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЗИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК НЕФТЕПРОДУКТОВ

Одним из наиболее важных показателей перекачиваемых жидкостей являются такие её физические характеристики, как плотность с и вязкость н, определяющие в конечном итоге энергетические затраты и производительность трубопроводов.

Известно, что на плотность и вязкость существенно влияет температура перекачиваемого нефтепродукта.

Поэтому при расчете и выборе оборудования необходимо руководствоваться теми параметрами жидкостей, которые соответствуют температурному режиму нефтепродукта.

Плотность нефти находится в пределах 700...1100 кг/м³, а изменение её величины с температурой определяется, например, по формуле Менделеева:

, (2.1)

где с_Т и с₂₉₃ - плотность нефтепродуктов соответственно при температурах Т и 293 К;

в_р - коэффициент объемного расширения, либо по формуле

с_Т = с₂₉₃+о(293 - Т). (2.2)

Рассчитаем кинематическую вязкость и плотность дизельного топлива - ДА при температуре Т=270⁰К.

Поскольку расчетная температура выходит за пределы температурного интервала, в котором известна вязкость дизельного топлива - ДА, то для расчета выбираем формулу Вальтера:

lglg(н+0.8)=a+blgТ, (2.3)

где эмпирические коэффициенты a и b определяются по формулам:

Для реактивного топлива - ТС-1 при Т₁ = 233⁰К, н₁=8мм²/с, а при Т₂ = 293⁰К, н₁=1.25мм²/с. Тогда величины эмпирических коэффициентов:

А кинематическая вязкость реактивного топлива - ТС-1 при температуре Т=273⁰К после преобразования формулы (2.3):

Плотность топлива при этой температуре согласно формуле (2.1)

Где =780 кг/м³; в_р=0,001010 1/⁰К.

2.3 РАСЧЕТ РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Резервуарные парки, входящие в систему магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов, а также нефтебаз, играют очень важную роль. Основное их назначение -- выполнение роли буфера между поставщиком и получателем, компенсирующего неравномерности поставок и потребления нефти и нефтепродуктов. К числу других функций резервуарных парков относятся: создание запасов на случай возникновении сбоев в транспортной цепи, доведение качества нефти и нефтепродуктов до требуемого уровня, их замер и учет.

На магистральных нефтепроводах резервуарные парки размещаются:

- на головной насосной станции;

- на границах эксплуатационных участков;

- в местах подкачки нефти с близлежащих месторождений или сброса нефти попутным потребителям.

Полезный суммарный объем резервуарных парков зависит от диаметра труб и протяженности нефтепроводов (табл. 1).

Таблица 1

Протяженность нефтепровода, км	Диаметр трубы, мм
	630 и менее
Свыше 600 до 800	3,5

Эти величины следует применять когда не менее 30% от протяженности трубопровода проходит в сложных условиях (заболоченные и горные участки).

При протяженности нефтепровода более 1000 км к размеру емкости по табл.1 добавляется объем резервуарного парка, соответствующего длине остатка.

Суммарный полезный объем резервуарных парков на головной и промежуточных насосных станциях (ПНС) нефтепровода ориентировочно (в частях) распределяется следующим образом:

-головная насосная станция (ГНС) -2…3;

-ПНС на границе эксплуатационных участков - 0,3…0,5;

-то же, при проведении на ПНС приемосдаточных операций - 1…1,5.

Общий объем резервуарных парков определяется на основе полезного с учетом коэффициенты использования емкости з_р, определяемого по табл. 2.

Суммарный объем резервуарных парков V_p в системе магистрального нефтепровода определяется через суточный расход V^сут:

, (2.4)

Где - количество эксплуатационных участков (протяженностью L_э =400..600 км); - количество насосных станций на границах эксплуатационных участков ( где выполняется приемосдаточные операции).

Таблица 2

Емкость резервуара, м3	Коэффициенты использования емкости зp
	Без понтона	С понтоном	С плавающей крышкой
До5000 включительно От 10 000 до 30 000	0,85 0,88	0,81 0,84	0,80 0,83

Рассчитываем объем резервуарных парков в системе магистрального нефтепродукта протяженностью L_м = 628 км, расположенного на Дальнем Востоке. Для длины нефтепродуктопровода, проходящей в сложных условиях, составляет 40%. На границе эксплуатационных участков не производятся приемо-сдаточные операции.

Количество эксплуатационных участков нефтепровода такой протяженности

Поскольку на границе эксплуатационных участков не производятся приемо-сдаточные операции, то = 0, задаваясь верхними пределами рекомендуемых объемов резервуарных парков, по формуле (2.4) определяется их суммарный объем

=

=3.5

Найденная величина не должна быть меньше трехсуточного объема перекачки нефти по трубопроводу.

Найдем суточную пропускную способность:

Вместимость резервуарного парка нефтебазы находится как

(2.5)

Где - годовой расход нефти; - коэффициент неравномерности потребления нефти, выбираемый согласно таблице 4; - величина страхового запаса i-го нефтепродукта в % выражении, выбираемая по таблице 3.

Таблица 3

Тип нефтебазы	Месторасположение нефтебазы	Норма страхового запаса, %
Железнодорожные, водные (речные)	Севернее 600 северной широты в европейской части страны, в Сибири, на Урале и Дальнем Востоке	До 50

Таблица 4

Характеристика районов потребления
Сельскохозяйственные районы	Все виды топлива
	1.7

Определим необходимый полезный объем резервуарных парков головной насосной станции и конечного пункта магистрального нефтепровода для перекачки 3,4 млн. т нефтепродукта (реактивное топливо - ТС-1) в год. Плотность нефтепродукта при расчётной температуре t =273⁰К равна кг/м³.

Годовой объем перекачиваемого при расчетной температуре нефтепродукта составляет

Необходимая вместимость резервуарного парка головной насосной станции (ГНС) вычисляется по формуле и должна составлять 3

Необходимая вместимость резервуарного парка промежуточной насосной станции (ПНС) равна

Принимаем для хранения реактивного топлива - ТС-1 резервуары типа РВС-5000 (з_р=0,85) со щитовой кровлей с фактическим объемом 4832 . Внутренний диаметр нижнего пояса 22790 мм, высота корпуса 11845 мм.

Расстояние между стенками резервуаров принимается равным 0,75D, где D - диаметр резервуара. Для проектируемой насосной станции с резервуарами РВС-5000 расстояние между стенками

Таким образом, на ГНС необходимо установить не менее восьми резервуаров вместимостью по 5000 м³, а на ПНС - не менее двух.

Определим вместимость резервуарного парка нефтебазы по реактивному топливу - ТС-1.

Величина страхового запаса дизельного топлива - ДА согласно таблице 3,

Тогда полезный объём резервуаров в соответствии с формулой (2.5)

Требуемый общий объём резервуаров :

2.4 РАСЧЁТ ПАРАМЕТРОВ И ВЫБОР ТИПА НАСОСА

Для перекачки нефти и нефтепродуктов в основном используются центробежные и шестерёнчатые насосы.

Их характеристики - зависимости напора Н_н, мощности N_н, КПД з_н в функции расхода Q насоса - приводятся в справочной литературе. Важным показателем свойств жидкости является кавитационный запас Дh_доп, определяющий ограничение зоны рабочих режимов насоса.

Иногда удобно пользоваться аналитическими выражениями этих зависимостей, полученных эмпирическим путём.

Так, в частности, аналитические зависимости напора, кавитационного запаса и КПД центробежных насосов можно представить в виде:

. (2.6)

Для шестеренчатых насосов эти зависимости

. (2.7)

где Q_ш и р_ш - расход и давление, создаваемые шестерёнчатым насосом.

Необходимо помнить, что в области малых давлений (р<р_ш) зависимость Q(р) носит линейный характер (b_ш=1), а при р<р_ш - криволинейный (b_ш >1).

При транспортировке маловязких нефтей и нефтепродуктов характеристики центробежных насосов изменений не претерпевают. Однако с ростом вязкости перекачиваемой жидкости они ухудшаются.

Определим тип и количество насосов ГНС трубопровода длиной L_тр= =628 км для перекачки 3.4 млн. т нефти в год (плотность с_н=796,081 кг/м³).

Исходной величиной при выборе диаметра трубопровода является годовой план перекачки. В табл. 5 приведены основные рекомендуемые параметры магистральных трубопроводов при изотермической перекачке. Верхние пределы пропускной способности соответствуют меньшей кинематической вязкости, а рабочее давление определяется характеристикой насосов, их количеством и способом соединения. Высоковязкие нефтепродукты перед перекачкой необходимо предварительно подогревать.

Расчётное количество рабочих дней в году для магистральных трубопроводов приводится в табл. 6.

По табл. 5 выбираем диаметр трубы нефтепровода, равный 426 мм. Для нефтепровода протяжённостью 628 км с трубой данного диаметра расчётное количество дней работы в году в соответствии с табл. 6 равно 352.

Таблица 5

Нефтепроводы	Нефтепродуктопроводы
Нагруженный диаметр и толщина стенки, мм	Рабочее давление, МПа	Пропускная способность, млн т/год	Нагруженный диаметр и толщина стенки, мм	Рабочее давление, МПа	Пропускная способность, млн т/год
529(4…10) 630(5…12) 720(…) 820(…) 920(…) 1020(…) 1220(…)	5,4…6,5 5,2…6,2 5…6 4,8…5,8 4,6…5,6 4,6…5,6 4,4…5,4	6…8 10…12 14…18 22…26 32…36 42…50 70…78	219(4…7) 273(4…8) 325(4…8) 377(4…9) 426(4…9) 529(4…10)	9…10 7,5…8,5 6,7…7,5 5,5…6,5 5,5…6,5 5,5…6,5	0,7…0,9 1,3…1,6 1,8…2,2 2,5…3,2 3,5…4,8 6,5…8,5

Протяженность, км	Диаметр нефтепровода, мм
	До 820 включительно	Свыше 820
До 250 Свыше 250 до 500 Свыше 500 до 700 Свыше700	357 356/355 354/352 352/350	355 353/351 351/349 349/350

Часовая пропускная способность трубопровода определяется по формуле

В соответствии с найденной производительностью выбираем насосы для оснащения насосных станций:

основные - НМ 710 - 280

подпорные - НПВ 600 - 60.

Напор этих насосов при расчетной часовой подаче в соответствии с формулой (2.6) составляет:

Рабочее давление p_ГНС на выходе головной насосной станции

Где - принятое количество основных насосов на станции.

Запорная арматура на нефтепроводах рассчитана на давление (5,5…6,5 МПа). Условие непревышения давления, создаваемого насосами над допустимым давление запорной арматуры (), выполняется.

Определим величины коэффициентов в формулах пересчёта (2.6)-(2.7) при перекачке реактивного топлива - ТС-1, имеющего кинематическую вязкость н= 1.947 мм²/с, насосом НМ 710-280.

Так как в насосе НМ 710-280 колесо имеет двусторонний вход жидкости, то число Рейнольдса в насосе вычисляем по формуле:

Переходное и граничное числа Рейнольдса, а также коэффициент а_з рассчитываются по формулам:

Так как Re>Re_п и Re>Re_гр, то пересчёт напора, расхода и КПД с воды на нефть не нужен.

Для нормальной работы насоса необходимо, чтобы минимальное давление р_вх на входе в него превышало давление р_п, при котором происходит парообразование перекачиваемой жидкости, на величину, соответствующую разности допустимого кавитационного запаса Дh_доп и скоростного напора на входе в насос:

(2.8)

Где - скорость жидкости во всасывающем патрубке насоса.

Давление насыщенных паров перекачиваемых жидкостей может быть определено по следующим формулам

где Т_кип - температура начала кипения (парообразования) жидкости, ⁰К.

(2,9)

где Т_кип - температура начала кипения (парообразования) жидкости, ⁰К.

Допустимый кавитационный запас насоса при перекачке нефти и нефтепродуктов

Дh_{доп н}= Дh_{доп в}- k_h(Дh_t-Дh_н), (2.10)

где k_h=1,1…1,15 - коэффициент запаса; Дh_t и Дh_н - поправки на температуру и вязкость жидкости, определяемые согласно

; ; (2.11)

h_п - напор, соответствующий давлению насыщенных паров жидкости; о_вх - коэффициент сопротивления на входе в насос, вычисляемый при 565 < Re_н ? 9330 по формуле

о_вх=16 - 13,1(lgRe_н - 2,75)^0,354,

а при Re_н > 9330 принимается равным о_вх=0.

Рассчитаем необходимое давление на входе в насос НПВ 600-60 при перекачке дизельного топлива - ДА, имеющего температуру начала кипения Т_кип=423⁰К. Перекачка ведётся при температуре t = 273⁰К, расход составляет Q= 505.554м³/ч, плотность бензина с=796.081 кг/м³, вязкость н=1.947 мм²/с, диаметр входного патрубка d_вх =0,408 м, кавитационный запас по воде Дh_{доп в} =4 м.

Давление насыщенных паров при температуре перекачки по формуле (2.9)

р_п =65000?exp[- 0,0303?(423 - 270)]= 690.311 Па.

Соответствующий этому давлению напор столба нефтепродукта

Поправка на температуру по кавитационному запасу согласно (2.11)

Дh_t = 0,471?^0,45 = 0.158 м.

Скорость дизельного топлива - ДА и число Рейнольдса во входном патрубке насоса согласно (2.8) и (2.15)

,

Так как , то

о_вх=

Определим поправки на температуру и вязкость жидкости по формуле (2.11)

Давление с учётом кавитационного запаса на входе согласно (2.8)

Определим количество насосных станций на нефтетрубопроводе, если трубопровод относится к IV категории, в вязкость реактивного топлива - ТС-1 н=1.947•10^-6 м²/с.

Полагая что для нефтепровода использованы трубы из стали К55 по таблице Приложения 10находим, что для труб у_вр=650 МПа; у_т=380 МПа; коэффициент надежности по материалу k₁=1,47; а трубы диаметра 377 мм выпускаются с толщинами стенок д=4;4,5;5;5,5;6;7 и 8 мм.

Коэффициент надежности по назначению трубопровода k₂=1 (при D_нар ? 1000 мм k₂=1, для D_нар = 1200 мм k₂=1,05), а поскольку трубопровод относится к IV категории, то согласно табл. 8 Приложения коэффициент условий работы m₀=0,9.

Величина расчётного напряжения у, возникающего в металле трубы при перекачке определяется как:

(2.11)

Расчетную толщину стенки трубопровода определяют по формуле:

(2.12)

Где p - рабочее (избыточное) давление; - наружный диаметр трубы; - коэффициент надежности по нагрузке (= 1,15 для нефте- и нефтепродуктопроводов, работающих по системе «из насоса в насос», = 1,1 во всех остальных случаях).

Принимаем окончательную толщину стенки =4 мм. Тогда внутренний диаметр трубы нефтепровода

Для выяснения характера протекания нефти в трубопроводе необходимо рассчитать число Рейнольдса по формуле:

Поскольку >2320, течение - турбулентное.

Для определения гидравлического сопротивления трубы нефтепровода необходимо определить первое переходное число Рейнольдса, для чего предварительно необходимо рассчитать относительную шероховатость



Где - эквивалентная шероховатость (таблица П11 приложения).

Первое переходное число Рейнольдса:

Так как , то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких треб. Поэтому коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле:

Поскольку потери напора вследствие наличия гидравлического сопротивления принято заменять условным гидравлическим уклоном i, его значение в зависимости от характера протекания нефти можно рассчитывать по формуле:

(2.13)

Где м/с - скорость перемещения нефти в трубе.

Полные потери в трубопроводе рассчитываются по формуле:

Где = 1,02 - коэффициент учета местных сопротивлений в трубопроводе; = 98 разность нивелирных отметок конечной и начальной точек трассы нефтепровода; = 30 м - величина напора в конечной точке трассы нефтепровода.

Расчетное количество насосных станций на трубопроводе определяется по формуле

Принимаем =23.

Поскольку принятое количество станций превышает расчетное значение, целесообразно определить количество основных насосов на них с целью корректировки комплектации ими насосных станций. Для этого необходимо построить зависимости и , точка пересечения которых и определит оптимальное суммарное количество насосов.

Результаты расчетов для построения характеристик нефтепровода и насосных станций сведены в табл. 6

Табл. 6

Q,	, м	, м при
		44	45	46	47
100	623.304	13438.1	13741.8	14045.5	14349.2
200	2019.217	13200.5	13498.8	13797.1	14095.4
300	4345.737	12804.5	13093.8	13383.1	13672.4
400	7602.867	12250.1	12526.8	12803.5	13080.2
500	11790.604	11537.3	11797.8	12058.3	12318.8
600	16908.95	10666.1	10906.8	11147.5	11388.2

На рис. 2 приведена совмещенная характеристика нефтепровода и насосных станций при общем количестве работающих насосов = 44, 45, 46, и 47. Видно, что при данном количестве работающих насосов производительность нефтепровода составляет соответственно 490, 500, 510 и 515 . Таким образом, проектная производительность нефтепровода обеспечивается при работе на станциях 46 насосов.

При распределении этого количества насосов по станциям необходимо руководствоваться следующим:

- большее их число должно быть установлено на станциях, расположенных в начале трубопровода, а меньшее - на его конце;

- для удобства обслуживания линейной части четвертый и пятый перегоны между станциями должны быть примерно одинаковой длины.

Исходя из сказанного выбираем следующую схему комплектования насосных станций магистральными насосами: 2-2-2-2-2-2-2-2-2-2-2-2-2-2-2-2-2-2-2-2-2-2-2.

Рис. 2

Выполним расстановку насосных станций по трассе нефтепровода с учетом того, что разность нивелирных отметок концы и начала трубы ?Z=98 м, перевальная точка отсутствует.

Вычисляем длину первого перегона, на который хватило бы напора магистральных насосов головной станции при условии, что нефтепровод был бы горизонтальным, по формуле



Дальнейшие расчеты целесообразно произвести графическим путем, для чего обратимся к рис. 3. В начале нефтепровода (точка А1) по оси ординат откладывается отрезок А1-Б1, пропорциональный напору магистральных насосов головной станции а по оси абсцисс в некотором масштабе - отрезок А1-А2, пропорциональный длине первого перегона Линия Б1-А2 и есть гидравлический уклон нефтепровода с учетом местных сопротивлений.

Рис 3.

В точке пересечения линии гидравлического уклона с профилем трассы (точка А2) располагается промежуточная насосная станция НС2. Восстанавливая из этой точки перпендикуляр и откладывая на нем отрезок А2-Б2, пропорционально напору магистральных насосов этой станции получают точку Б2, из которой проводится прямая А3-Б2 гидравлического уклона нефтепровода, параллельная прямой А2-Б1. В точке пересечения прямой с трассой трубопровода находится промежуточная насосная станция НС3. Положение промежуточных станций НС4 и НС5 определяется аналогично, т.е.

.

Определим возможность использования первого по ходу (подпорного) насоса для схемы перекачивающей станции, приведенной на рис. 3. Перекачивается реактивное топливо - ТС-1, имеющее плотность с_н=796.081 кг/м³ и кинематическую вязкость н=1.947?10^-6 м²/с, с расходом Q=505.554 м³/ч насосами НПВ 600-60. Принять, что наиболее удаленный резервуар находится на расстоянии L_c=597 м от подпорного насоса, а остальные величины: z_р=5 м, z_пн=-1,5 м, k_э=0,014 мм. реактивное топливо - ТС-1 с температурой начала кипения Т_кип=423⁰К перекачивается при температуре Т=273⁰К.

Как известно, для нормальной работы насоса необходимо, чтобы минимальное давление р_вх на входе в него превышало давление р_п, при котором происходит парообразование нефти, на величину, соответствующую разности допустимого кавитационного запаса Дh_доп и скоростного напора её на входе в насос согласно формуле (2.8). Поэтому следует проверить, обладает ли установленный подпорный насос необходимой всасывающей способностью в условиях преодоления потоком дизельного топлива - ДА местных сопротивлений трубопроводной сети станции.

Величина давления на входе насоса связана с потерями напора в элементах сети соотношением

где z_р=5 м и z_пн=-1,5 м - геодезические высоты соответственно днища резервуара и оси входного патрубка насоса; Н_взл=0,3 м - высота взлива (уровень) дизельного топлива - ДА в резервуаре; v_вх- скорость дизельного топлива - ДА на входе в насос; D₁=0,408 м - диаметр входного отверстия насоса; Уh_т - потери от действия сил трения в трубопроводе; Уh_мс - потери от действия местных сопротивлений в трубопроводе.

Для определения скорости дизельного топлива - ДА на входе в насос воспользуемся правилом неразрывности потока, в соответствии с которым

Где скорость дизельного топлива - ДА в трубопроводе.

Потери, обусловленные гидравлическим уклоном i, определяются коэффициентом гидравлического сопротивления л, зависящим от числа Рейнольдса

где число Рейнольдса для трубопровода равно:

Величина гидравлического уклона согласно (2.13)

а потери напора - Уh_т=iL_c=5,8?10^-3?597=3.454м.

Согласно технологической схеме (см. рис. 4) на пути реактивного топлива - ТС-1 от резервуара до насоса местные сопротивления возникают в следующих элементах сети:

- на выходе нефти из резервуара;

- в однолинзовом компенсаторе;

- в шести задвижках;

- в тройнике на слияние;

- в четырёх тройниках с поворотом;

- в двух отводах на 90⁰;

- в двух фильтрах;

- на входе в вертикальный насос.

Величины местных сопротивлений являются функцией числа Рейнольдса и вычисляются через коэффициенты о:

- для выхода из резервуара о_рез=0,92;

- для однолинзового компенсатора

о_комп1=0,153+5964/Re=0.153+5964/(160200.407)=0,19;

- для полностью открытой задвижки о_задв=0,15;

- для тройника:

- с поворотом о_{тр пов}=1,3;

- на проход о_{тр пр}=1,1;

- на слияние о_{тр пр}=3;

- для отвода на 90⁰

о₉₀=0,35+3,58?10^-3exp[3,56?10^-5(150000-Re)=

=0,35+3,58?10^-3exp[3,56?10^-5(150000-160200.407)=0,352;

- для фильтра:

- светлых нефтепродуктов о_{тр пр}=1,7;

- тёмных нефтепродуктов о_{тр пр}=2,2;

- на входе в вертикальный насос двустороннего всасывания



- для диффузоров

- для конфузоров ориентировочно можно принять

о_конф= 0,5о_диф.

Для рассчитываемого варианта

о_диф=0,147Re/(Re-16700)=0,174?160200.407/(160200.407- 16700)=0,144

и о_конф= 0,5о_диф=0,5?0,144=0,072.

Таким образом, сумма величин местных сопротивлений

Уо=0,92+0,19+6?0,15+3+4?1,3+2?0,352+2?1,7+0,072+5=19,387

а суммарные потери от местных сопротивлений

Величина давления на входе в насос по условию парообразования согласно (2.8)



А соответствующий ему напор

Допустимый кавитационный запас согласно (2.10) и (2.11)

Дh_{доп н}=Дh_{доп в}- k_h(Дh_t-Дh_н)=4-1,1?(0,158 - 0,059)=3.891 м,

где Дh_{доп в}=4 м - допустимый кавитационный запас по воде (см. табл. 5 Приложения);

где о=1, т.к. согласно (2.15)

Так как величина входного давления, рассчитанного по формуле (2.14) превышает величину давления по парообразованию (2.15), всасывающая способность подпорного насоса обеспечивается.



Рис 4.

2.5 РАСЧЁТ ТРУБОПРОВОДА

В задачу технологического расчета трубопроводов входит определение оптимальных параметров трубопровода (диаметр трубопровода, давление нагнетания насосных станций, толщина стенки трубы, количество насосных станций); расположение перекачивающих станций по трассе трубопровода; расчет режимов эксплуатации трубопровода.

Расчетную толщину стенки трубопровода определяют по формуле

, (2.16)

где

, (2.17)

где - напряжения в трубе от продольных усилий, обусловленных перепадом температур; б=12?10^-6 град^-1; Е=2,06?10⁵ МПа - модуль упругости стали; ДТ - расчётный температурный перепад; d_вн - внутренний диаметр трубы.

Абсолютные значения величин положительного и отрицательного перепада определяются по формулам

(2,18)

где м=0,3 - коэффициент Пуассона.

Полученное расчётное значение толщины трубы округляется до ближайшего большего стандартного значения.

Определим толщину стенки нефтепродуктопровода диаметром 377 мм и длиной 628 км без промежуточных насосных станций, рассчитанного на рабочее давление р=4.551 МПа. Температура перекачиваемого нефтепродукта Т_н=273 ⁰К.

По табл. 7 Приложения находим, что для нефтепровода можно использовать бесшовную трубу, изготовленную из стали марки К55 (у_вр=650 МПа, у_т=380 МПа).

При этом способе изготовления согласно таблице k₁=1,47. Для диаметра трубопровода 377 мм k₂= 1, а коэффициент условий работы т₀=0,9.

Расчётное сопротивление металла для стали К55

где k₂=1 - коэффициент надёжности по назначению нефтепровода (для труб с D_н?1000 мм k₂=1, при D_н>1000 мм k₂=1,05).

Поскольку в нефтепроводе нет промежуточных перекачивающих насосных станций, то коэффициент надёжности по нагрузке k_нагр =1,15. Тогда по формуле (2.16), полагая ш=1, определяется предварительное расчётное значение толщины стенки трубопровода

Полученное расчётное значение толщины стенки округляется до ближайшего большего по сортаменту равного, например, д=0,004 м.

Значения максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов по формуле (2.17):

В дальнейшем расчете используется бульшая из величин ДТ= 112.691 град.

Величина продольных осевых сжимающих напряжений определяется:

Знак минус указывает на наличие напряжений от осевых сжимающих усилий. Поэтому необходимо скорректировать принятое ранее значение коэффициента ш по формуле (2.17):



Тогда в соответствии с формулой (2.16) расчётная величина толщины стенки трубопровода:

Таким образом, толщина стенки д=0,004 м может быть принята как окончательный результат.

нефть резервуарный насос трубопровод

ЛИТЕРАТУРА

1. Бирюков В.В. Оборудование нефтегазовых производств. Методическое руководство. / В.В. Бирюков, Н.И. Горлов. - Новосибирск: НГТУ, 2009- 54 с.

Размещено на Allbest.ru