Деструктивные процессы глубокой переработки нефти. Определение экономически наиболее выгодного диаметра трубопровода

                                    n p Dнар         1,1 * 7,85 * 273                

• d ₁ =  ------------- =   ---------------------     = 4,92 ≈ 5(мм)                                

                                   2 (np + R₁)      2 (1,1 * 7,85 + 231)          

                             _      

                             Р= 7,85       R₁ =231        
 

•                 1,1 * 7 * 325             

                           d ₂ =  --------------------  = 5,24 ≈ 6(мм)

                                      2 (1,1 * 7 + 231)      

                             _      

                             Р= 7    R₁ =231         
 

•                 1,1 * 5,9 * 377            

                           d ₃ =  --------------------  = 5,15 ≈ 6 (мм)

                                     2 (1,1 * 5,9 + 231)      

                             _      

                             Р= 5,9    R₁ =231          
 

отсюда d ₁ = 5мм; d ₂ = 6мм; d ₃ = 6мм;

      n – коэффициент надежности по нагрузке, n = 1, 1

      D_нар – наружный диаметр трубопровода

      Dн₃ – больший диаметр трубопровода ближайший по ГОСТу

      R₁ – нормативное сопротивление сжатию

      R₁ = 0,7 * s_в   = 0,7 * 330 МПа = 231 МПа

      s_в    - предел прочности при сжатии (из табл. 2, приложение 2)

     р – давление в трубопроводе, МПа.(необходимо подсчитать среднее арифметическое давление из табл. 1, приложения 2) 
 
 

3. Определяется внутренний диаметр трубопровода:

D’_вн= D_нар - 2 d ₁ = 273мм – 2*5мм = 263мм

D’’_вн = Dн₃ – 2 d ₂ = 325мм – 2*6мм = 313мм

D’’’_вн = Dн₃ – 2 d ₃ = 377мм – 2*6мм = 365мм 
 

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

     Тип насоса определяется по значению средней  пропускной способности в год  в таблице №4 приложения №2. (G-среднее арифметическое пропускной способности из табл. 1, приложения 2)

     G(1)=1,45, соответственно для диаметра Dн₁ = 273мм насос будет марки HM-180-500

     G(2)=2, соответственно для диаметра Dн₂ = 325мм насос будет марки HM-250-475

     G(3)=2,8, соответственно для диаметра Dн₃ = 377мм насос будет марки HM-360-460 

5. Для каждого варианта расчета определяется гидравлический уклон

                     i  =   l W ² / 2 g Dвн

где W – скорость движения нефти в трубопроводе, м/с

(W = 1,0 м/с для Dн₁= 273мм, а для Dн₂= 325мм и Dн₃= 377мм  W = 1,1 м/с)

l - коэффициент гидравлического сопротивления, определяемый в зависимости от режима течения жидкости (в зависимости от числа Рейнольдса Re )

• Произведем расчет для D’_вн= 267мм = 0,267м

                          Re   = W Dвн / n .

                          Re(1)   = 1*0,263 / 0,000022 = 11 955

       Исходя из полученного значения числа Рейнольдса определяем режим течения: 

Для ламинарного  режима течения жидкости (Re < 2 300), полученное нами значение не подходит. Необходимо определить теперь какой из двух оставшихся режимов подходит: 

Турбулентный  режим течения нефти   λ = 0,3164 \Re^0,25 при   (3 500 < Re < 15\К_Э), нам подходит, так как значение числа Рейнольдса попадает в заданный промежуток.(3 500 < 11 955 < [20 000; 5 000]) 

     (Здесь коэффициент эквивалентной шероховатости трубопровода (К_Э ) может приниматься ориентировочно на уровне от 0,0005 до 0,0001 для диаметров трубопроводов от 200 до 1 200 мм соответственно.) 
 

    Для турбулентного режима течения нефти (характеризуется быстрым течением с перемешиванием нефтепродуктов и образованием вихрей)

                            l  =   0,3164 / Re ^0,25  , отсюда

                         l  =   0,3164 / 11 955 ^0,25  = 2,6*10^-5     

    (При  этих расчетах степень 0,25 настолько  мала, что мы можем её не учитывать).

    На  основании полученных данных определим  гидравлический уклон

            i(1)  =   2,6*10^-5 * 1 / 2*9,8*0,263 = 2,6*10^-5  / 5,1548 = 0,5*10^-5

• Произведем расчет для D’’_вн = 313мм

                          Re   = 1*0,313 / 0,000022 = 14 227. По значению числа Рейнольдса мы определяем, что режим течения у нас турбулентный. (см. пункт выше).  

    Для турбулентного режима течения нефти

                         l  =   0,3164 / 14 227 ^0,25  = 2,2*10^-5

             i (2)=2,2*10^-5 * (1,1)² / 2*9,8*0,313 = 2,2*10^-5  / 6,2132= 0,36*10^-5  

• Произведем  расчет для D’’’_вн = 365мм

                          Re   = 1*0,365 / 0,000022 = 16 591. По значению числа Рейнольдса мы определяем, что режим течения у нас турбулентный. (см. пункт выше).  

    Для турбулентного режима течения нефти

                         l  =   0,3164 / 16 591 ^0,25  = 1,9*10^-5

             i (3)=1,9*10^-5 * (1,1)² / 2*9,8*0,369 = 1,9*10^-5  / 7,2324 = 0,32*10^-5  
 
 

6. Определение  полного напора, необходимого при  перекачке нефти по трубопроводу  с конкретным значением гидравлического уклона производиться следующим образом:

          H   =  1,02 i L  +  D Z   

              1,02    -  коэффициент,  учитывающий   потери  на  местные  

                        сопротивления. 

• H(1) =  1,02 * 0,5*10^-5 * 850 000 + 1 200 = 4,34 + 1 200 = 1 204 (м)

        L   -    длина    трубопровода

       L = 850 км = 850 000 м

          D Z   -    разность  геодезических высот начала  и конца

                 трубопровода (данные из Приложения3)

• H(2) =  1,02 * 0,36*10^-5 * 850 000 + 1 200 = 3,12 + 1 200 = 1 203(м)
• H(3) =  1,02 * 0,32*10^-5 * 850 000 + 1 200 = 2,7 + 1 200 =1 203 (м)

 

7. Вычисляем  расчетный напор НПС

 H _ст  =  m h_нас   

      H _ст  (1) =  3 * 500 м = 1 500 м

      H _ст  (2) =  3 * 475 м = 1 425 м

      H_ст (3) =  3 * 460 м = 1 380 м 

    где   m    -   число насосов на  НПС   (обычно  принимается m  =  3  );

                h_нас   -   номинальный напор,  развиваемый насосом НМ-180-500 для Dн₁= 273мм;  НМ-250-475 для Dн₂ = 325мм; НМ-360-460 для Dн₃ = 377мм;

8. расчетное  число насосных станций будет

                    n₀  =  ( H  - N h_пн  )/ H _ст    .                  

                   n₀’ =  ( 1204- 0 ) /1500 ≈ 1                  

                   n₀'' =  ( 1203 - 0 ) / 1425 ≈ 1     

                   n₀''' =  ( 1203 - 0 ) / 1380 ≈ 1      

    Мы  округляем расчетное число насосных станций в большую сторону, соответственно нам необходимо сооружение лупинга.

9. Капитальные затраты на сооружение трубопроводов с лупингами¹ определяется из выражения:

         К = CL + CпХл + Сгнс + ( n_о - 1)Спнс + СрVр 

К (1) =  50 000 *850 + 40 000 * 850 + 1 924 + (1 – 1) * 1 290 + 33 * 4,6*10^-5 =  42 500 000 + 34 000 000 + 1 924 + 15,18 * 10^-4 = 76 500 000 + 1 924 = 76 501 924 
 

К (2) =58 000 * 850 + 45 000 * 850 + 2 043 + 33 * 6,5*10^-5 = 49 300 000 +

+ 38 250 000 + 2 043 + 2,1  * 10^-3 = 87 550 000 + 2 043 = 87 552 043 

К (3) = 65 000 * 850 + 55 000 * 850 + 2 551 + 33 * 8,8*10^-5 = 55 250 000 +

+ 46 750 000 + 2 551 = 102 002 551 

   где:

       С - стоимость единицы длины  основного трубопровода, тыс.руб/км

(из  табл. 3, приложение 2);

       L – длина трубопровода, км (см. приложение 3);

     Сп   -   стоимость   единицы   длины   параллельного   трубопровода (лупинга)(табл. . приложение №2);

     Х_Л - длина лупинга;

     С - стоимость единицы длины основного  трубопровода;

     Спнс, Сгнс - стоимость соответственно промежуточной  и головной

     насосной  станции;

     Ср - стоимость единицы резервуара. Стоимость 1 куб.м. емкости принимают равной 33 руб.;

     Vp - суммарная установленная вместимость на трубопроводе.

     Затраты    (стоимость)    на    строительство    линейной    части трубопровода   приведены в таблице 3, приложение 2.

     Стоимости сооружения головной и промежуточных (линейных) насосных станций приведены в таблице 4, приложение 2.

                        Vр = π R² L

                        π = 3,14

              R (1) = D^’_BH     / 2 = 263 / 2 = 131,5 мм= 1,315 * 10^-4 км

              R (2) = D^’’_BH     / 2 = 156,5 мм = 1,565*10^-4  км

              R (3) = D^’’’_BH     / 2 = 182.5 мм = 1,825*10^-4  км 

             Vр (1)   = 3,14 (131,5 * 10^-3)²  * 850 * 10³  = 46 174 м³  = 4,6 * 10^-5