Другой способ - налив нефтепродуктов в автоцистерны непосредственно на НПЗ и доставка груза в них напрямую потребителям. В этом случае исключаются перегрузка нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой, а, следовательно, и их потери при этом. Однако чем больше дальность транспортировки, тем больше нефтепродуктов уходит на собственное потребление автоцистерн. Поэтому автомобильный транспорт применяется преимущественно при небольшой дальности перевозок.

Два других способа в общем случае в пути предусматривают перевалку с одного вида транспорта на другой (с железнодорожного на водный или наоборот). Перевалка осуществляется с использованием резервуаров перевалочной нефтебазы. В конце пути нефтепродукты поступают на распределительную нефтебазу, с которой они автотранспортом доставляются близлежащим потребителям. Данные способы также не имеют ограничений на расстояние транспортирования. Однако чем выше дальность перевозок, тем больше требуется железнодорожных цистерн, танкеров и барж для доставки одного и того же количества нефтепродуктов. Кроме того при перевалках возникают дополнительные потери грузов.

Таким образом, хотя трубопроводный транспорт нефтепродуктов в нашей стране не является основным, он имеет большие перспективы для своего дальнейшего развития, т.к наиболее удобен и допускает наименьшие потери транспортируемых продуктов.

3. Определение экономически наиболее выгодного диаметра трубопровода

Теоретически перекачку нефти с заданным расходом G можно осуществлять по трубопроводу любого диаметра D. Причем каждому диаметру трубы соответствуют вполне определенные параметры транспортной системы (толщина стенки трубы, число насосных станций, рабочее давление и т.д.).

Капитальные затраты К и эксплуатационные расходы Э зависят от диаметра трубопровода D. Поэтому возникает вопрос об отыскании оптимального диаметра трубопровода (оптимальный вариант трубопровода). По действующей в настоящее время методике оптимальный диаметр трубопровода определяют по минимуму приведенных расходов.

Для достижения экономически наиболее выгодного диаметра трубопровода по приведенным расходам необходимо произвести гидравлический расчет по нескольким вариантам.

Заданные данные:

Расчет:

1. Зная годовую пропускную способность трубопровода G =3,0 млн. т/год определяем наружный диаметр трубопровода

DHap = DH2 = 377 мм.

К нему добавляем из таблицы№1 еще два ближайшие по ГОСТу диаметра - больший DНз = 426мм и меньший - DH1=325 мм. Дальнейший расчет осуществляется по трем стандартным диаметрам.

2. Для каждого диаметра вычисляется толщина стенки трубы по формуле

δ = n ρ D нар / 2 (n ρ + R1), (мм), (1)

где: δ - толщина стенки трубы, мм;

n - коэффициент надежности по нагрузке, п =1, 1;

DHap - наружный диаметр трубопровода, мм;

R1 - нормативное сопротивление сжатию, МПа;

ρ - давление в трубопроводе, МПа. (необходимо подсчитать среднее арифметическое давление из таблицы №1)

Значение R1 определяется из выражения:

R1 = 0,7 σв, (МПа) (2)

где: σв - предел прочности при сжатии, МПа.

Значения σв для различных видов трубных сталей приведены в таблице№2.Т. к у нас сталь марки 10Г2ФБ, то σв = 590 МПа.

Следовательно, R1 = 0,7*590 = 413 МПа.

Теперь подсчитаем среднее арифметическое давление для каждого диаметра:

ρ 1 = 7,0

ρ 2 = 5,9

ρ 3 = 5,9

Отсюда, δ1= 1,1*7,0*325/2 (1,1*7,0 + 143) = 9 мм

δ2= 1,1*5,9*377/2 (1,1*5,9+143) = 9 мм

δ3= 1,1*5,9*426/2 (1,1*5.9+143) = 10 мм

3. Определяется внутренний диаметр трубопровода по формуле:

Dвн = DHap - 2 δ (3)

Dвн1 = 325-2*9 = 307 мм

Dвн2 = 377-2*9 = 359 мм

Dвн3 = 426-2*10 = 406 мм

4. В соответствии с расчетной пропускной способностью производим выбор магистральных нефтеперекачивающих насосов.

Тип насоса определяется по значению средней пропускной способности в год в таблице №4. (Средняя пропускная способность - средняя арифметическая пропускная способность из таблицы №1)

Итак, средняя пропускная способность G1 = 2,0 млн. т/год; G2 = 2,8 млн. т/год; G3 = 3,8 млн. т/год.

Отсюда, тип насоса 1 -НМ-250-475, 2 - НМ-360-460, 3 - НМ500-300.

5. Скорость движения нефти в трубопроводе в зависимости от диаметра трубопровода выбирается по следующей таблице.

Рекомендуемые скорости движения нефти в магистральных

трубопроводах

Для диаметра DH1 = 325 мм, W1 = 1,1 м/с;

Для диаметра DH2 = 377 мм, W2 = 1,1 м/с;

Для диаметра DH3 = 426 мм, W1 = 1,2 м/с;

6. Для каждого варианта расчета определяется гидравлический уклон:

i = λ W2/2g DBH. (6)

Здесь: g - ускорение силы тяжести (= 9.8 м/с2)

W - скорость движения нефти в трубопроводе, м/с; (определяемая в пункте №6)

λ - коэффициент гидравлического сопротивления, определяемый в зависимости от режима течения жидкости (в зависимости от числа Рейнольдса Re) следующим образом:

Число Рейнольдса определяется по следующей формуле:

Re =W Dbh / n,

Где n - это заданный коэффициент кинематической вязкости

Исходя из полученного значения числа Рейнольдса определяем режим течения:

Для ламинарного режима течения жидкости (Re < 2300)

λ = 64/Re.

Для турбулентного режима течения нефти

λ = 0,3164/Re 0,25 при (3500 < Re < 15/КЭ).

Для смешанного трения λ = 0,11 8/Re+КЭ

при 15/КЭ <Re < 560/Кэ.

Коэффициент эквивалентной шероховатости трубопровода (КЭ) может приниматься ориентировочно на уровне от 0,0005 до 0,0001 для диаметров трубопроводов от 200 до 1200 мм соответственно.

Итак, подсчитаем число Рейнольдса:

Re1 = 1,1*0,325/0,00033 = 10833

Re2 = 1,1*0,377/0,00033 = 12567

Re3 = 1,2*0,426/0,00033 = 15491

Т. к 3500 < Re < 15/КЭ,

следовательно режим течения жидкости турбулентный, отсюда:

λ = 0,3164/Re 0,25.

λ 1= 0,3164/10833 0,25 = 0,031

λ 2 = 0,3164/12567 0,25 = 0,03

λ3 = 0,3164/15491 0,25 = 0,028.

Отсюда,

i1 = 0,031*1,21/2*9,8*0, 325 = 0,0059 м

I2 = 0,03*1,21/2*9,8*0, 377 = 0,0049 м

I3 =0,028*1,44/2*9,8*0, 426 = 0.0052 м

7. Определение полного напора, необходимого при перекачке нефти по трубопроводу с конкретным значением гидравлического уклона производится по формуле

Н = 1,02 i L + ΔZ + N hост KП, (7)

где i - гидравлический уклон;

L - длина трубопровода; (м)

ΔZ - разность геодезических высот начала и конца трубопровода; (м)

N - число эксплуатационных участков, на границах которых расположены промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС) (при данных расчетах этим значением мы можем пренебречь);

hост KП - остаточный подпор, который должен быть передан на конечный пункт или промежуточную НПС, оснащенную резервуаром (при данных расчетах этим значением мы можем пренебречь);

1,02 - коэффициент, учитывающий потери на местные сопротивления.

В формуле (7) слагаемое N hост KП должно определяться, исходя из задаваемой сжатой трассы трубопровода и мест расположения НПС. В данном курсовом проекте этим слагаемым можно пренебречь.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6