Гидравлический расчет технологических нефте- и нефтепродуктопроводов.
Практическое занятие №9
Расчет компенсаторов и опор технологических трубопроводов.
Литература. [5], стр. 191-211, [10], стр.35-67, 155-164, [11], стр.204-208, 252-274; [26], стр.25-61, [45], стр.241-247, 263-293, [64], стр.64-121
Методические указания
Целью гидравлического расчета технологического нефтепровода (нефтепродуктопровода) является определение суммарных потерь напора в нефтепроводе (нефтепродуктопроводе) и гидравлического сопротивления нефтепровода (нефтепродуктопровода).
При расчете всасывающего трубопровода производится проверка неразрывности струи с учетом упругости паров перекачиваемых нефти или нефтепродуктов, т.е. проверка надежности всасывания.
Напор насоса для перекачки нефти или нефтепродукта по технологическому трубопроводу, м
Нн ≥ Н0вс + Н0нг + hк
где Н0вс - общие потери напора во всасывающем трубопроводе (сопротивление всасывающего трубопровода), м,
Н0нг - общие потери напора в нагнетательном трубопроводе (сопротивление нагнетательного трубопровода), м;
hк - требуемый конечный напор, то есть напор в конце трубопровода, необходимый по условиям перекачки, м
hк=Рк/(ρg),
где Рк - требуемое конечное давление, то есть давление в конце трубопровода, необходимое по условиям перекачки, Па
ρ - плотность нефти или нефтепродукта, кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м/с2 .
Для подбора насосного оборудования по данным гидравлического расчета трубопровода строится его характеристика Q — Н. Наложение характеристики Q - Н соответствующего насоса на характеристику трубопровода дает точку пересечения, которая определяет параметры (подачу, напор) системы насос - трубопровод. В тех случаях, когда требуемые подача и напор не обеспечиваются одним насосом, устанавливают два (и более) насоса и соединяют их трубопроводами параллельно (для увеличения подачи) и последовательно (для увеличения напора).
Наибольшее применение для технологических трубопроводов на ПС получили гнутые гладкие П-образные компенсаторы ([11], стр. 207, рис. 118). Наружный диаметр, толщину стенки и марку стали труб для изготовления П-образных компенсаторов принимают такими же, как и для основных участков трубопровода. Расчет П-образных компенсаторов ведется по номограмме в зависимости от теплового удлинения ([64], стр. 83, рис. 5.12; [11], стр. 208, рис. 119).
Вопросы для самоконтроля
1 Что является целью гидравлического расчета технологического нефтепровода или нефтепродуктопровода?
2 Какие режимы движения нефти или нефтепродукта наблюдаются в нефтепроводе или нефтепродуктопроводе?
3 Какой режим движения называется ламинарным? турбулентным? Их отличие.
4 С какой целью производится проверка надежности всасывания?
5 Что является целью расчета П-образного компенсатора?
Тема 3.5 Расчет БСГ
Студент должен:
| знать: методику расчетов резервуарных парков и приемо-раздаточных устройств БСГ | уметь: производить расчеты резервуарных парков и приемо-раздаточных устройств БСГ |
Определение вместимости резервуарного парка БСГ. Обоснование выбора резервуаров БСГ. Расчет приемо-раздаточных устройств БСГ.
Литература. [5], стр.219-221, 225, 314-333, [27], стр. 124-138, [28], стр.205-232, 258-273, 335-358, [30], стр.231-246, 264-267, 298-338
Методические указания
Сжиженные углеводородные газы (СУГ) широко используют в различных отраслях народного хозяйства: моторные топлива; сырье для производства городского газа; баллонные газы; газ промышленного назначения.
Состав и свойства СУГ используемых в качестве топлива, должны отвечать требованиям потребителей. В зависимости от применения установлены следующие марки СУГ: ПТ - пропан технический для коммунально-бытового потребления, СПБТЛ - смесь пропан - бутан технический летний для коммунально-бытового потребления, энергетических и других целей, БТ - бутан технический для коммунально-бытового потребления и других целей. Основные требования, предъявляемые к СУГ, применяемым в качестве топлива см. [28], стр. 230, табл. 6.3.
Упругость насыщенных паров сжиженного углеводородного газа (СУТ) определяется по закону Дальтона и Рауля. В процессе испарения жидкости происходит переход ее в парообразное состояние. Степень насыщения парового пространства зависит от состава жидкости и температуры. Давление, при котором жидкость при данной температуре находится в равновесном состоянии со своими парами называется упругостью насыщенных паров жидкости.
Каждой жидкости соответствует определенное давление (упругость) паров, зависящее от температуры. Кривая изменения давления в зависимости от температуры называется кривой испарения.
Равновесная система жидкость - пар характерна для сжиженных углеводородных газов (СУГ), которые хранятся в замкнутом пространстве, т.е. когда пары находятся в насыщенном состоянии над поверхностью жидкости и одновременно существуют две фазы: жидкая и паровая.
Упругость паров Руi, (Па, МПа) чистых компонентов при температуре Т определяется по графику упругости паров ([5], стр. 220, рис. 10.2). Затем рассчитывается состав паровой фазы.
Вместимость резервуарного парка определяется в зависимости от суточной производительности БСГ или ГНС, степени заполнения резервуаров и количества резервируемого для хранения сжиженного углеводородного газа (СУГ).
По проектной вместимости Vп подбирают строительную вместимость резервуарного парка для СУГ Vс, которая обычно больше проектной. Допускается строительная вместимость резервуарного парка для СУГ меньше проектной, т.к. СУГ хранятся под давлением для уменьшения испарения СУГ.
Металлические (стальные) резервуары для СУГ изготовляют четырех типов:
- цилиндрические передвижные вместимостью 600, 1000 и 1600 л для наземной установки,
- цилиндрические стационарные вместимостью 2,5, 5 и 10 м3 для подземной установки;
- цилиндрические стационарные вместимостью 25, 50, 100, 160 и 200 м3 для наземной и подземной установки,
- шаровые вместимостью 300, 600, 900, 2000 и 4000 м3 для наземной установки.
При выборе типа и числа резервуаров для хранения СУГ учитывают следующие рекомендации.
1. Резервуары должны быть по возможности однотипными, т.к. это снижает расходы по их монтажу и эксплуатации.
2. Как правило, стремятся устанавливать меньшее число резервуаров большей вместимости, что снижает расход металла на единицу вместимости, уменьшает площадь резервуарного парка, длину трубопроводов и обвалования.
3. Расход металла (масса металла) на сооружение резервуаров должен быть минимальным.
Резервуары выбирают при сравнении технико-экономических показателей. Для обоснованного выбора резервуаров сравнивают не менее трех типов резервуаров ([27], стр. 128, табл 41; стр. 129, табл. 42; [28], стр. 264, табл. 8.1; стр. 265, табл. 8.2).
Результаты расчетов сводят в таблицу.
Таблица - Расчетные данные резервуарного парка
| Проектная вместимость резервуаров Vn. м3 | Тип резервуаров | Действительная вместимость одного резервуара Vм3 | Расчетное число резервуаров п' = VП /(V∙η) | Число установленных резервуаров п | Строительная вместимость (объем) резервуарного парка Vс = п∙V∙η м3 | Общая масса одного резервуара С, т | Масса установлен ных резервуаров (общий расход металла) Собщ=пG, т |
На основании таблицы делают вывод о том, какие резервуары целесообразнее выбрать для хранения СУГ с учетом выше приведенных рекомендаций.
В целях пожарной безопасности и охраны окружающей среды для каждой группы надземных резервуаров по периметру предусматривают замкнутое обвалование или ограждающую стенку из несгораемых материалов (из кирпича, бутобетона, бетона и др.) высотой не менее 1 м, рассчитанное на 85 % вместимости группы резервуаров. Ширина земляного вала поверху должна быть не менее 0,5 м. Расстояния от резервуаров до подошвы обвалования или ограждающей стенки должны быть равны половине диаметра ближайшего резервуара, но не менее 1 м.
При эксплуатации резервуаров со сжиженным углеводородным газом (СУГ) в них может повышаться давление. Повышение давления вызывают следующие причины: нагревание резервуара; расширение СУГ от повышения температуры; отсутствие или недостаток парового пространства, наполнение резервуаров СУТ с давлением насыщенных паров, большим чем предусмотрено, ошибки в работе персонала и т.д. Для предотвращения разрушения резервуара от повышенного давления устанавливают предохранительные клапаны, пропускная способность которых, согласно правилам Госгортехнадзора РФ, должна быть такой, чтобы давление паров СУГ в резервуаре не превышало рабочее более чем на 15%.