Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология
Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии


Проверка работы трубопровода в летних условиях



 

Поскольку летом из-за понижения вязкости нефти смещается рабочая точка на совмещенной характеристике, то возникает необходимость проверки работы трубопровода в летних условиях на предмет непревышения напорами на нагнетательных линиях станций предельно допустимых напоров из условия прочности и непревышения минимально допустимыми подпорами перед станциями реальных подпоров, приходящих на станции.

Для этого на ранее построенную совмещенную характеристику насосных станций и трубопровода наносят, предварительно рассчитав, координаты трех-четырех точек, напорную характеристику трубопровода при летних условиях. Затем по методу В.Г. Шухова проводят соответствующие линии пьезометрических напоров (гидравлических уклонов). Если напоры или подпоры на какой-либо станции вышли за допустимые пределы, следует изменить ее местоположение, чтобы и в зимних и в летних условиях напоры и подпоры находились в допустимых пределах.

Определение плотности

Произведём перерасчёт плотности на заданную температуру:

 

,

 

где: t = tmax= 10 °С;

r20 - плотность нефти при 20 °С, кг/м3 (852 кг/м3);

x - температурная поправка, кг/(м3 × °С)

x = 1,825 - 0,001315 r20 = 1,825 - 0,001315 × 852 = 0,705 [кг/(м3 × °С)],

тогда плотность при t = 10 °С:

rt = 852 - 0,705× (10 - 20) = 859,05 (кг/м3).

Определение вязкости

Вязкость при температуре t определится по формуле:

 

,

 

где: - коэффициент кинематической вязкости при температуре t1;- коэффициент, значение которого определяется по известным значениям вязкостей при двух других температурах.

 

.

n10 =15×e - 0,017 × (10 - 20) = 17,78 (cСт).

 

Определение расчетной часовой пропускной способности нефтепровода

 

 

где: NР - расчетное число суток работы нефтепровода (355 сут, [3]);

G - годовая пропускная способность нефтепровода, млн т/год.

 

.

.

 

Определение режима потока

Определим число Рейнольдса:

 

 

Переходные значения числа Рейнольдса:

 

 

Так как 2320<Re<Re1пер, то режим течения турбулентный (зона гидравлически гладких труб).

Определение гидравлического уклона

Определим гидравлический уклон по формуле:

 

,

 

Для построения характеристики сети запишем зависимость между гидравлическими потерями и расходом:

 

где Hr - геодезическая высота, м;п - напор необходимый для преодоления гидравлических потерь, м.


 

Таблица 5. Характеристика работы сети

Q, м3 0 500 1000 1500 2000 2322,69 2500 3000
Hс, м -59 60,73 343,72 759,78 1295,58 1700,9 1942,69 2695

 

Рисунок 7. Совмещенная характеристика работы насосных станций и сети

 

Сводная таблица расчётов

№п/п Параметр Ед. изм

Вариант

1 2 3
1 Dн м 0,529 0,72 0,82
2 Марка стали - 17Г1С 17Г1С 17Г1С
3 R1н МПа 510 510 510
4 m - 0,9 0,9 0,9
5 k1 - 1,47 1,47 1,47
6 kн - 1 1 1,05
7 R1 МПа 312,24 292,36 292,36
8 p МПа 5,4 5,4 5,4
9 n - 1,15 1,15 1,15
10 d мм 5,16 7,49 8,53
11 d (станд.) мм 6 7,5 9
12 σ N МПа 35,37 47,54 39,95
13 Dвн м 0,517 0,705 0,802
14 Re - 70190 51473 45247
15 Re1пер - 103400 141000 160400
16 Re2пер - 5170000 7050000 8020000
17 kэ м 0,00005 0,00005 0,00005
18 i м/м 0,0167 0,0038 0,0021
19 Перевальная точка - нет нет нет
20 Lp км 440 440 440
21 Δz м -59 -59 -59
22 H м 7392,48 1659,72 904,24
23 Hстдоп м 634,53 634,53 634,53
2 4 Δh м 45 45 45
2 5 nст - 13 3 2
2 6 кт - 1,18 1,18 1,18
2 7 ктер - 0,99 0,99 0,99
28 К тыс. у. е. 71483,33 56876,15 61331,69
29 Cэ у. е./кВт ч 0,0128 0,0128 0,0128
30 Зэ тыс. у. е. 6686,41 1543,017 1028,678
31 Э тыс. у. е. 13113,395 4822,963 4438,427
32 S тыс. у. е. 23835,89 13354,386 13638,18

 

 



Заключение

 

В результате выполнения работы разработан проект магистрального нефтепровода для перекачки нефти на расстояние 440 км с производительностью 17 млн. т./год в условиях перепада температур от -2 °С до 10 °С.

Технологический расчет нефтепровода проведен для самых невыгодных условий (какими являются условия с наиболее низкими температурами), т. к. при низких температурах вязкость нефти, а, следовательно, и гидравлические потери максимальны.

Для определения экономически наивыгоднейшего проекта нефтепровода выполнены гидравлический и механический расчеты для 3-х конкурирующих диаметров нефтепровода: 529 мм, 720 мм, 820 мм; определяющие число нефтеперекачивающих станций и толщину стенки нефтепровода.

Оптимальным оказался диаметр 720 мм, для него же был произведен выбор основного оборудования.

Для определения рабочей точки произведено построение совмещенной характеристики трубопровода и насосных станций в летних и зимних условиях, что позволяет проверить работу трубопровода при изменении климатических показателей, и как следствие свойств нефтепродуктов.



Список использованной литературы

 

1. Коваленко П.В., Пистунович Н.Н. Методические указания для курсового проектирования по дисциплине «Машины и оборудование газонефтепроводов». Новополоцк, ПГУ, 2007.

. Коваленко П.В., Рябыш Н.М. Машины и оборудование газонефтепроводов. Часть 1. Новополоцк, ПГУ, 2005.

. Липский В.К. Методические указания к курсовому проекту по дисциплине «Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов». Новополоцк, ПГУ, 2006.

. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы.


Поделиться:



Последнее изменение этой страницы: 2019-06-19; Просмотров: 192; Нарушение авторского права страницы


lektsia.com 2007 - 2024 год. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав! (0.014 с.)
Главная | Случайная страница | Обратная связь