Загрузил vitya.liebiediev

Albert

реклама
ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 5
Вариант 12
Исходные данные:
G = 30 млн. т/год
L = 390 км
∆Z = 95 м
ρ20 = 845 кг/м3
ν20 = 27 сСт
ν50 = 16 сСт
tрасч = 13 °С
k = 3 шт.
Решение:
Определение свойств транспортируемой жидкости
1. Определение плотности при расчетной температуре
Для диапазона изменения плотности нефти при температуре 20oC:
ρ20 = (840 ÷ 849)
кг
м3
Коэффициент объемного расширения составляет - βр = 0,000841 °С−1 . Рассчитываем
плотность нефти при расчетной температуре t расч = 13°С:
ρ20
845
кг
ρt =
=
= 850 3
1 + βp ⋅ (t − 20) 1 + 0,000841 ⋅ (13 − 20)
м
2. Определение вязкости при расчетной температуре
u=
1
ν1
1
27
⋅ ln =
⋅ ln
= 0,0174 °С−1
t 2 − t1
ν2 50 − 20
16
∗
ν13 = ν∗ е−u(t−t ) = 27 е−0,021(13−20) = 30,5 сСт
3. Наружный диаметр трубопровода для производительности G = 30
млн. т
год
. Внешний
диаметр – D = 1020 мм.
В зависимости от внешнего диаметра D = 1020 мм, длины трубопровода L = 390 км,
для нормальных условий находим расчетное число рабочих дней нефтепровода в год –
Np = 353 дня.
4. Определение расчетной производительности
Q расч(ч)
G
30 ⋅ 109
м3
=
=
= 4166
ρt ⋅ Np ⋅ 24 850 ∗ 353 ∗ 24
ч
Q расч(сек)
Qч
4166
м3
=
=
= 1,1572
3600 3600
с
Подбор насосно-силового оборудования
5. Определение марки насоса и нахождение напора насоса при верхнем и нижнем
роторе, приняв число рабочих насосов равным 3. Напор основных насосов 3Носн.
Выбираем насос НМ 5000-210 по Qраб (м3/час)
H1 = 150 м (нижний ротор)
H2 = 210 м (верхний ротор)
Выбираем насос НМ 7000-210 по Qраб (м3/час)
H1 = 200 м (нижний ротор)
H2 = 270 м (верхний ротор)
Выбираем насос НПВ 2500-80 по Qраб (м3/час)
H1 = 65 м (нижний ротор)
H2 = 85 м (верхний ротор)
Выбираем насос НПВ 3600-90 по Qраб (м3/час)
H1 = 90 м (нижний ротор)
H2 = 110 м (верхний ротор)
Pраб = (Нп + 3Носн ) ∙ ρt ∙g
1) Pраб = (65 + 3 ∙ 210) ∙ 850 ∙ 9,81 = 5,79 МПа;
2) Pраб = (85 + 3 ∙ 200) ∙ 850 ∙ 9,81 = 5,71 МПа;
3) Pраб = (90 + 3 ∙ 210) ∙ 850 ∙ 9,81 = 6 МПа;
4) Pраб = (75 + 3 ∙ 275) ∙ 850 ∙ 9,81 = 5,27 МПа;
5) Pраб = (110 + 3 ∙ 150) ∙ 850 ∙ 9,81 = 4,67 МПа;
6) Pраб = (90 + 3 ∙ 200) ∙ 850 ∙ 9,81 = 5,75 МПа;
Для расхода в нефтепроводе G = 30
млн. т
год
и внешнего диаметра D = 1020 мм рабочее
давление в трубопроводе находится в переделах Рраб = (5,3 ÷ 5,9) МПа. Выбираем
вариант 2.
Определение толщины стенки трубопровода
6. Толщина стенки трубы при Pраб = 5,71 МПа
δ=
n1 ∙ P ∙ Dн
2(n1 ∙ P + R1 )
Где n - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в
трубопроводе: n1=1,1
R1 = R н1 ∙
m0
0,9
= 500 ∙
= 292,2
К1 ∙ Кн
1,4 ∙ 1,1
Для расчета принимаем Rн1= 500 МПа; m0 = 0,9; k1 = 1,4; kн = 1,1.
1,1 ∙ 5,79 ∙ 1020
δ =
= 11,2 мм
2(1,1 ∙ 5,79 + 292,2)
Принимаем δ = 12 мм, как ближайшую большую по сортаменту.
Dвн = Dн - 2δ
Dвн = 1020 − 2 ∙ 12 = 996 мм
7. Режим течения нефти в нефтепроводе
Re =
Re =
4⋅Q
π ⋅ D ⋅ νt
4 ∙ 1,1572
= 48518
3,14 ∙ 1,02 ∙ 30,5 ∙ 10−6
8. Граничные значения Re:
Абсолютную шероховатость трубопровода, принимаем по ВНТП-2-86, е= (0,1÷0,2) мм
RеI =
RеII=
10D
e
500D
e
=
=
10 ∙ 1020
0,1
500∙1020
0,1
= 99600
= 4980000
Так как 2320 < 48518 < 99600, то режим течения – турбулентный (зона Блазиуса).
Тогда коэффициент гидравлического сопротивления определяем по формуле Блазиуса:
λ=
0,3164
0,3164
=
= 0,021
(48518)0,25
Re0,25
m = 0,25; β = 0,0246
9. Потери напора на трение в нефтепроводе по формуле Дарси-Вейсбаха
hтр
L V2
=λ∗ ∗
D 2∗g
Скорость течения нефти:
V=
hтр
4∗Q
4 ∗ 1,1572
=
= 1,49 м/с
π ∗ D2 3,14 ∗ 0, 9962
390 ∗ 103 1, 492
= 0,021 ∗
∗
= 939,5 м
0,996
2 ∗ 9,81
10. Полные потери напора в трубопроводе и гидравлический уклон
H = 1,01 ∗ hтр + ΔΖ + Hk = 1,01 ∗ 939,5 + 95 + 30 = 1073,9 м
Гидравлический уклон:
1
V2
1
1, 492
i=λ∗ 2∗
= 0,021 ∗
∗
= 0,0024
D 2∗g
0, 9962 2 ∗ 9,81
11. Напор одной станции
Принимаем внутристанционные потери напора hвн = 15 м, по ВНТП 2-86.
Нст = K ⋅ hосн − hвн = 3 ⋅ 200 − 15 = 585 м
12. Определение числа станций
n=
1,01 ∗ i ∗ L + ΔΖ + Hk − Hп
k ∗ Hосн − hвн
1,01 ∗ 0,0024 ∗ 390 ∗ 103 + 95 + 30 − 85
n=
= 2,1
3 ∗ 200 − 15
А) При округлении в большую сторону n = 3
Б) При округлении в меньшую сторону n = 2
Расстановка станций методом В.Г.Шухова при округлении в большую сторону
Действительно необходимый напор одной станции
′
Hст
=
′
Hст
1,01 ∗ i ∗ L + ΔΖ + Hk − Hп
n
1,01 ∗ 0,0024 ∗ 390 ∗ 103 + 95 + 30 − 85
=
= 330 м
3
Действительный напор одного насоса
Н′нас
Н′ст + hвн 494 + 15
=
=
= 115 м
K
3
Обточка рабочего колеса насоса
′
′
D′2
Hнас
+ b ⋅ Q2
Hнас
∗ (Q 2 2 − Q1 2 ) + (H1 − H2 ) ∗ Q2
=√
=√
D2
a
H1 ∗ Q 2 2 − H2 ∗ Q1 2
D′2
115(1,332 − 0,9842 ) + (100 − 80) ∗ 1,15722
=√
= 0,943
D2
100 ∗ 1,332 − 80 ∗ 0,9842
D′2 – внешний диаметр обточенного рабочего колеса:
D′2 = ε′ ⋅ D2 = 0,96 ⋅ 423 = 399 мм
То есть обтачивание рабочего колеса основного насоса необходимо сделать на величину
ε = 100 ⋅ (1 − ε′ ) = 100 ⋅ (1 − 0,96) = 4 %
13. Расстановку по трассе, с округлением числа станций в большую сторону
Рисунок 1 - Расстановка числа НПС n = 3,
округленных в большую сторону
Таблица 1 - Характеристика НПС на трассе при n1 > n
№ НПС
L, км
Li, км
Zi, м
Z, м
1
0
0
0
0
2
126
126
30,7
30,7
3
252
126
61,4
30,7
КП
390
140
95
33,6
Аналитическая проверка режима работы при расстановке станций с округлением в
большую сторону
2 ⋅ δ ⋅ R1 2 ⋅ 12 ⋅ 292,2
=
= 6,4 МПа
n⋅d
1,1 ⋅ 996
6,4 ⋅ 106
[Рдоп ]
=
= 767,5 м
[Ндоп ] =
ρt ⋅ g 850 ⋅ 9,81
[Рдоп ] =
[Δhдоп ] = |hS | + hвс
hS =
hS =
Pa − Py
− Δhпрот.кав. ,
ρt ⋅ g
(760 − 500) ⋅ 133,3
− 42 = −36,84 м,
850 ⋅ 9,81
[Δhдоп ] = |−36,84| + 10 = 46,84 м.
Проверка режима работы станций из условий:
h′ст ≤ [hдоп ];
Δh′ст ≥ [Δhдоп ], при hк = 30 м;
h′ст1 = hn + K ⋅ h′осн − hвн ≤ [hдоп ]
h′ст1 = 85 + 3 ⋅ 115 − 15 = 414,6 м ≤ 767,5 м
Δh′ст2 = h′ст1 − 1,01 ⋅ i ⋅ L1−2 − ΔZ2−1 ≥ [Δhдоп ]
Δh′ст2 = 414,6 − 1,01 ⋅ 0,0024 ⋅ 126 ⋅ 1000 − 30,7 = 77,4 м ≥ 46,84 м
h′ст2 = Δh′ст2 + K ⋅ h′осн − hвн ≤ [hдоп ]
h′ст2 = 77,4 + 3 ⋅ 115 − 15 = 407 м ≤ 767,5 м
Δh′ст3 = h′ст2 − 1,01 ⋅ i ⋅ L2−3 − ΔZ3−2 ≥ [Δhдоп ]
Δh′ст3 = 407 − 1,01 ⋅ 0,0024 ⋅ 126 ⋅ 1000 − 30,7 = 69,7 м ≥ 46,84 м
h′ст3 = Δh′ст3 + K ⋅ h′осн − hвн ≤ [hдоп ]
h′ст2 = 69,7 + 3 ⋅ 115 − 15 = 404,7 м ≤ 767,5 м
Δh′к = h′ст2 − 1,01 ⋅ i ⋅ L2−к − ΔZк−2 ≥ hк
Δh′к = 404,7 − 1,01 ⋅ 0,0024 ⋅ 140 ⋅ 1000 − 33,6 = 30,5 м ≥ 30 м
Условия проверки выполнились, следовательно, станции расставлены правильно
Построение Q-H характеристики
Для Qрасч = 4166 м3 /час
Ннас = 115 м
Для Qрасч +15% = 4790,9 м3 /час
′
Hст
1,01 ∗ 0,0024 ∗ 390 ∗ 103 + 95 + 30 − 74,4
=
= 342 м
3
Н′нас =
342 + 15
= 119 м
3
Для Qрасч -15% = 3541,1 м3 /час
′
Hст
1,01 ∗ 0,0024 ∗ 390 ∗ 103 + 95 + 30 − 125,4
=
= 315 м
3
Н′нас =
315 + 15
= 110 м
3
Суммарный напор всех станций:
∑ Нст = Нп + Ннас’∙ K ∙ n - 15 ∙ n
Q2−m ∗ νm
t ∗L
Н = 1,01 ∗ β ∗
+ ΔΖ + Нк
D5−m
Характеристика станций
1) Для Qрасч = 4166 м3 /час
ΣHст = 85 + 115 ∗ 3 ∗ 3 − 15 ∗ 3 = 1075 м
2) Для Qрасч +15% = 4790,9 м3 /час
ΣHст = 125,4 + 119 ∗ 3 ∗ 3 − 15 ∗ 3 = 1151,4 м
3) Для Qрасч -15% = 3541,1 м3 /час
ΣHст = 74,4 + 110 ∗ 3 ∗ 3 − 15 ∗ 3 = 1019,4 м
Характеристика трубопровода
1) Н = 1,01 ∙ 0,0246
2) Н = 1,01 ∙ 0,0246
3) Н = 1,01 ∙ 0,0246
1,15722−0,25 (30,5∗10−6 )0,25 ∗390∗103
0,9965−0,25
1,332−0,25 (30,5∗10−6 )0,25∗390∗103
0.9965−0,25
0,984 2−0,25(30,5∗10−6 )0,25 ∗390∗103
0.9965−0,25
+ 95 + 30 = 1072,6 м
+95 + 30 = 1333,94 м
+ 95 + 30 = 838,52 м
Технологический расчет нефтепровода при округлении числа станций в меньшую
сторону
1. Гидравлический уклон нефтепровода на участке с лупингом
iл = i ∗ ω, если Dл = D, то
Где ω – коэффициент, который приводит параметры лупинга к параметрам основной
магистрали:
ω=
iл
i
= 0,296 в зоне Блазеуса
iл = 0,0024 ∗ 0,296 = 0,000713
h100км = i ∗ 105 = 0,0024 ∗ 105 = 240 м
hл = iл ∗ 105 = 0,000713 ∗ 105 = 71,3 м
2. Длина лупинга
x=
Hст(n − n2)
585(2,1 − 2)
=
= 83846 м = 83,85 км
i(1 − ω)
0,0024(1 − 0,296)
Уточненный расчет НПС, при n2 < n; n2 = 2; лупинг проложен на 1-ом перегоне – 26,3
км и последнем перегоне – 57,6 км.
Таблица 2 - Характеристика НПС на трассе при n2 < n
№ НПС
L, км
Li, км
Zi, м
Z, м
1
0
0
0
0
2
176
176
42,88
42,88
КП
390
214
95
52,12
Рисунок 2 - Расстановка числа НПС n = 2,
округленных в меньшую сторону
Аналитическая проверка режима работы НПС
Нст ≤ [Ндоп] = 767,5 м
∆Нст ≥ [∆Ндоп] = 46,84 м, при Нк = 30 м
Нст1 = Нп + k * Hосн – hвн ≤ [Ндоп]
Нст1 = 85 + 3 * 200 – 15 = 698 ≤ 767,5 м
∆Нст2 =Нст1 – 1,01 * i(l1-2 – X1л) – 1,01 * iл * X1л - ∆Z ≥ [∆Ндоп]
∆Нст2= 698 - 1,01 * 0,0024(176*103 – 26,3*103) - 1,01* 0,000713 * 26,3*103 – 42,88 =
243,9 ≥ 46,84 м
Нст2 = ∆Нст2 + k * Hосн – hвн ≤ [Ндоп]
Нст2 = 243,9 + 3 * 200 - 15= 828,9 ≤ 767,5 м
Нкп = Нст2 – 1,01 * i (l2-к – X2-к) – 1,01 * iл * X2л - ∆Z ≥ Нк
Нкп = 828,9 - 1,01*0,0024(214*103– 57,6*103) - 1,01*0,000713*57,6*103 – 52,12 = 35,6 ≥ 30м
Условия проверки выполнились, следовательно, станции расставлены правильно.
Построение Q-H характеристики
Для Qрасч = 4166 м3 /час: Ннас = 104,4 м
Для Qрасч +15% = 4790,9 м3 /час: Ннас = 106,3 м
Для Qрасч -15% = 3541,1 м3 /час: Ннас = 92,5 м
Характеристика станций
∑ Нст = Нп + Ннас’∙ K ∙ n - 15 ∙ n
Для Qрасч = 4166 м3 /час
ΣHст = 85 + 104,4 ∗ 3 ∗ 3 − 15 ∗ 3 = 980 м
Для Qрасч +15% = 4790,9 м3 /час
ΣHст = 85 + 106,3 ∗ 3 ∗ 3 − 15 ∗ 3 = 997 м
Для Qрасч -15% = 3541,1 м3 /час
ΣHст = 85 + 92,5 ∗ 3 ∗ 3 − 15 ∗ 3 = 873 м
Характеристика трубопровода
Q2−m ∗ νm
t ∗L
[L − Xл (1 − ω)] + ΔΖ + Нк
Н = 1,01 ∗ β ∗
D5−m
Н = 1,01 ∙ 0,0246
30 = 977 м
Н = 1,01 ∙ 0,0246
= 1179 м
Н = 1,01 ∙ 0,0246
30 = 840 м
1,15722−0,25(30,5∗10−6 )0,25 ∗390∗103
0,9965−0,25
1,3312−0,25 (30,5∗10−6 )0,25 ∗390∗103
0.9965−0,25
[390 ∗ 103 − 83846 (1 − 0,296)] +95 + 30
0,98362−0,25 (30,5∗10−6 )0,25 ∗390∗103
0.9965−0,25
[390 ∗ 103 − 83846 (1 − 0,296)] + 95 +
[390 ∗ 103 − 83846 (1 − 0,296)] + 95 +
Рисунок 3 – Q-H характеристика
1 – характеристика Q-H нефтепровода при n1 = 3; 2 – характеристика Q-H нефтепровода при n2 = 2; 3
– характеристика Q-H НПС при n1 = 3; 4 – характеристика Q-H НПС при n2 = 2; Qp - рабочая
производительность МН
Рабочая точка:
При n1> n
Qраб1 = 4166 м3/час
Нраб1 = 1075 м
При n> n2
Qраб2 = 4166 м3/час
Нраб2 = 977 м
Скачать