Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 [ 6 ] 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84

характеристике к основным нефтепродуктам или другой жидкости, если ато-вызываотся необходимостью осуществления контроля последовательной перекачки или акономически целесообразно для сокращения потерь от смешения. Число циклов последовательной перекачки определяется технико-вкономическими расчетами. При проведении предварительных расчетов ро1;пмендуотся принимать от 52 до 72 циклов в год для нефтепроводов и от 24 до 35 циклов в год для нефтепродуктов.

Сброс нефтепродуктов на путевых пунктах должен производиться без остановки работы трубопровода во избежание излишнего образования смеси. Прием смеси осуществляется на конечных НПС магистральных трубопроводов, д.тя чего на них устанавливаются аппаратура автоматического переклю-чеиия резервуаров для разделения смеси и необходимые резервуары. Объем их определяется количеством смеси, поступающей за один цикл перекачки.

Для реализации смеси иутем подмешивания ее к нефтя.м или нефтепродуктам с запасом качества рекомендуется иметь несколько резервуаров для выделения основных сортов с небольшой примесью смежных сортов от смеси с большой взаимной концентрацией, реализация которой затруднительна. Объем смеси, образующейся в трубопроводе при последовательной перекачке нефтой или нoфтeнpoдJтoв, м, определяется из формулы

Ig Vcu = Ig tTp-0,4 Ig (Lid) + C,

(2.45>

где FcM - объем смеси, м; Ftp- объем трубопровода, м; L - длина трубопровода, м; d - внутренний диаметр трубопровода, м; С - коэффициент, зависящий от среднего значения числа Рейнольдса для смежных, последовательно перекачиваемых нефтепродуктов (табл. 2.17).

ТАБЛИЦА 2.IT

Коэффициент С в зависимости от числа Рейнольдса (при пределах симметричных концентраций 98-2%)

Для контроля концентрации смеси на всех промежуточных НПС, располагающих резервуарам, и на наливных станциях магистральных нефтенродукто-проводов должны предусматриваться соответствующие приборы контроля концентрации смеси. Анализ нефтей и нефтепродуктов проводится в лабораториях, которые располагаются на наливных и на головных ППС.

Гидравлический расчет магистрального трубопровода прн последовательной перекачке нефтепродуктов ведут на основании следующих исходных расчетных данных:

- загрузки трубопровода (общей и но каждому продукту в отдель-иости);

- температуры нефтепродуктов, принимаемой для условий перекачки в зимнее время;

- кинематической вязкости и плотности нефтепродуктов;

- цикличности перекачки;

- диаметра трубопровода (на основании предварительных технико-экономических расчетов по выбору оптимального диаметра).

Объем перекачки за цикл определяют путем деления заданной годовой нагрузки на количество циклов. Здесь же определяют, будет ли иметь место сквозная перекачка но каждому продукту в отдельности.

§ 2.13. Всасывающая способность центробежных насосов при перекачке нефти и нефтепродуктов

Всасывающую способность насоса характеризует абсолютное давление во всасывающе.м патрубке, гарантирующее работу без кавптагщп. Отрггца-тельиое значение всасывающей способности указывает на необходимость создания подпора к насосу. Всасывающая способность насосов, м ст. жидкости, для условий перекачки нефти и нефтепродуктов с учетом их вязкости и упругости паров

д = Яб/у-Яу/у-Ь«>,/(2в)-ДЛдоп. „, (2.46)

Где Яб - давление на свободную поверхность перекачиваемой жидкости, атмосферное давление, м вод. ст.; Ну - упругость паров нефти или нефтепродуктов нри расчетной температуре перекачки, м вод. ст.; wbx - скорость во входном патрубке насоса, м/сок; Ддоп. н- Допустимый кавитационный запас, гарантирующий работу насоса на нефти и нефтепродукте без кавитации, м ст. жидкости; у - удельный вес нефти или нефтепродуктов, кгс/м.- f

Атмосферное давление на свободную поверхность перекачиваемой жидкости, м вод. ст., в зависимости от абсолютной отлтегки насоса

6 = 10,3-0,00122,

(2.47)

где Z - абсолютная отмотка насосной, м.

При отсутствии даииых об абсолютной отметке насосов для невысокогорных районов б следует принимать не более 10 м вод. ст. Упругость паров следует принимать но данным лабораторных исследований при соотиошении паровой и жпдкой фаз, бли.зком к нулю. В случае отсутствия лабораторных данных упругость паров, м вод ст.,

Яу=[лР(1,558-Ь0,0063<)]-0,0136, (2.48>

где Яу - давление насыщенных паров по Рейду при температуре перекачки, мм рт. ст.; t - температура перекачиваемой жидкости, "С.

Допустимый кавитационный запас центробежного насоса при норекачк& Нефти пли нефтепродуктов, м ст. жидкости.

ДАдоп. н = ДЛдоп -1,1. (ДЯ( кр-б А,),

(2.49)

Ддоп - допустимый кавитационный запас насоса, м, принимаемый по рабочей характеристике насосов при работе на воде; АН( кр - тормодипампче-ская поправка к величине критического кавитацпонного запаса, определяемая По графику (рис. 2.14) в зависимости от упругости паров, м ст. жидкости; "Лу - изменение кавитацпонного запаса, обусловленное влиянием вязкости, ст. жидкости.

. При отсутствии рабочей характеристики насоса допустимый кавитационный запас насоса, м,

ДАдоп=-10,3-Ядоп. ВС, (2.50)

i"" Рдоп. ВС - пакууммотрическая высота всасывания насосов (но ката-"огу), м.

Изменение навигационного запаса, обувиввленное влиянием вязкости, м ст. жидкости,

4 = 5

(2.51)

где g - коэффициент гидравлического сопротивления во входном патрубке насоса, определяемый по графику (рис. 2.15) в зависимости от критерия Репнольдса.

1,4 1,2 1,0 0.8 0,6

8 10 12 HJj

Рас. 2.14. ЗависвнооФЬ термодиоани-геской витациониому запасу от упругости паров.

t 14 12 10 8 6 4 2 О

поправка АН к кавитациониому запасу

J 3,4 3,8 4,2 4,6 LgRe

Рве. 2.15. Зависимость вовффяцмевта гидравлического еопротявлеияа \ « входном патрубке ваооса от критерия Рейиольдва.

При критериях Рейнольдса от 100 ООО и выше влияние вязкости на величину кавитациоЕШОго запаса не учитывается.

§ 2.14. Мощность электродвигателей центробежных насосов и расход электроэнергии на нпс

Мощность, потребляемая насосами, квт,

Л„ = <?Яр/(367г]),

(2..52)

где Q - расчетная подача насоса, м/ч; - расчетный напор насоса, м ст. нсидкости; р - плотность перекачиваемой жидкости, т/м; х\ - к. п. д. насоса.

Расчетная подача и напор насоса, а также соответствующий им к. п. д. должны приниматься по совмещенной характеристике трубопроводов и насоса с учетом поправочных коэффициентов на вязкость перекачиваемой жидкости, характеризующих влияние вязкости на уменьшение подачи, напора и к. п. д. насоса. Значения поправочных коэффициентов к подаче (Л), напору {kjj) и к. п. д. (fe) следует принимать по табл. 2.18 в зависимости от критерия Рейнольдса, который для насосов записывается в виде

Ке = 146()/(уКад), (2.53)

g Q - расчетная подача насвса, принимаемая одинаковой для насосов одинарного и двойного всасывания, м/ч; v - кинематическая вязкость жидкости, смЧсск; DTi соответственно внешний диаметр и ширина лопатки рабо-

„огп колеса на внешнем диаметре (табл. 2.19 и 2.20).

чего к ТАБЛИЦА 2.18

Поправочные коэффициенты к подаче, напору и к. п. д.

в зависимости от числа Рейнольдса насосов

ТАБЛИЦА 2.19

Внешний диаметр и ширина лопаток рабочих колес

магистра.чьных насосов

Примечание. Различные значения подачи для насоса одной «арки приведены Для случаев установки различных роторов (с номинальными размерами ротора 0,7 Q и ротора 0,5 0), обеспечивающих 100-, 70-и 50%-ную подачу (от номинального значения, "Риведенвого в марке насоса).

ТАБЛИЦА 2.20

Внешний диаметр и ширина лопаток рабочих колес

подпорных насосов

Поправочные коэффициенты на вязкость к подаче и напору насосов нри Re 8000 и к. и. д. при Re 800 ООО не учитываются. Предельноезначение

си Усе» см Усек i п

0,8 0,6 0,4

0.2-2

-10 8 -6 - 4

2000

4000

Рис. 2.16. График грани!) продольной вязиости, выше которой следует учитывать уменьшение подачи и напора (шкала /) и уменьшение н. п. д. насосов (шкала ). Насосы: i - магистральные: 2 - подпорные.

вязкости, см/сек, при котором следует учитывать поправочные коэффициенты к расходу и напору насосов.

к к. и д.

v = 1.85.1l)-8(>/)/S.

(2.54) (2.55)

Предельные .чначении вязкости, выше KOTopoil следует учитывать уменьшение подачи. ва!1ора и к. ». д. магистральных и полп(рн),1Х насосов, приведены ва графиках (риг. ,16).

Мощность Ш1ект[111двиатоле" к !ентроГ>ежвы.м nai-ocas!. кит.

Л,* = ЛяА,. (2.56)

где Аз - К1>-.ф(}11)1Иснг iii!ficii. \111ты!1,чи1щим ii(i;iM()m!ii.ii (ткл<шения фактическою рижим.) (lau.M.i BacoiiMi от расчртвО!о. imTfion.THcMoii МОЩ-

„ости электродвигателей до 500 квт следует принимать = 1,15, 5 500 квт - 1,10.

Годовые расходы электроэнергии на работу НПС должны определяться Q нормам расхода электроэнергии, топлива и воды на магистральных нефте-и нефтепродуктоироводах. Для случаев, не предусмотренных нормами, годовой расход электроэнергии на перекачку нефти или нефтепродуктов, квт- ч.

ЛГг = (?Яср-1,03/(367т1„Т1,л)-ЬЛГс. н.

(2.57>

g Q - расчетная подача, т/год; Нср - средний напор насосной, определяемый с учетом колебаний подачи в зависимости от сезонного изменения вязкости перекачиваемой жидкости, м ст. жидкости; 1,03 - коэффициент, учитывающий возможные отклонения фактического напора насосов (ГОСТ 12124-74); т]„ - средний к. п. д. насосов; т)., - к. п. д. электродвигателей магистральных насосов; Nc. н - расход электроэнергии на собственные-нужды перекачивающей станции, квт-ч/год.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Айзенштейн М. Д. Центробежные насосы для нефтяной промышленности. М., Гостоитехиздат, 1957. 363 с.

2. Бурных В. С. О скорости движения газа в магистральных газопроводах и очистных аппаратах. - «Газовая нром-сть», 1964, 5, с. 41--42.

3. Вольский Э. Л., Константинова И. М. Режим работы магистрального газопровода. Л., «Недра», 1970. 167 с.

4. СН 202-76. Временная инструкция но разработке проектов и смет для промышленного строительства. М., (тройиздат, 1970. 65 с.

5. Губин В. е., Новоселов В. Ф., Тугунов Л. И. Типовые расчеты при проектировании п экcнлyaтa!ии нефтебаз и нефтепродуктопроводов. М., «Недра», 1968. 154 с.

6. Зарембо К. С. Справочник но транспорту горючих газов. М., Гостоитехиздат, 1962. 888 с.

7. Идельчик И. е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. Изд. 2-е, иерераб. и дои. М., «Машиностроение», 1975. 559 с.

8. Нефти СССР. Справочник в 4-х т. Т. 2, 3. М., «Химия», 1972. 391 и 616 с.

9. Новые нефти восточных районов СССР. Справочник. М., «Химия», 1967. 670 с.

10. Проектирование, эксплуатация и ремонт нефтепродуктопроводов. М., «Недра», 1965. 410 с. Авт.: В. С. Яблонский, В. Ф. Новоселов, В. Б. Га-леев, Г. 3. Закиров.

11. Смирнов А. С, Ширковский А. И. Добыча и транспорт газа. Учеб. пособие. М., Гостоитехиздат, 1951. 557 с.

12. Стаскевич Н. Л. Справочное руководство но газоснабжению. Л., Гостоитехиздат, 1960. 875 с.

13. СНиП П-А.6-72. Строительная климатология п геофизика. М., Стройиздат, 1973. 320 с.

14. Товарные нефтепродукты, их свойства и применение. Справочник. М., «Химия», 1971. 414 с.

15. Черникин В. И- Сооружение и эксплуатация нефтебаз. Изд. 2-е» перераб. и доп. М., Гостоитехиздат, 1955. 522 с.