Принцип последовательной перекачки бензина и дизельного топлива и основные ее параметры

Применение различных веществ в качестве индикаторов позволяет осуществлять контроль последовательной перекачки жидкостей независимо от различия их физических свойств.

К индикаторам предъявляется ряд общих требований: они не должны вступать в химическую реакцию с нефтепродуктами, выпадать в осадок, оседать на внутренней стенке трубопровода, вредно воздействовать на эксплуатационный персонал; должны быть дешевыми, применение их для контроля не должно вызвать усложнения и значительного удорожания перекачки.

Имеются также приборы контроля смеси, основанные на различии вязкости, температуры вспышки и иных параметров последовательно перекачиваемых нефтепродуктов.

В таблице 5 приведена сравнительная характеристика методов контроля смеси.

Таблица 5 - Характеристика известных методов контроля смеси

Параметр	Метод контроля
	по оптической плотности	по плотности	по вязкости	по скорости распростра-нения ультразвука	По диэлектри-ческой проницае-мости
Максимальный диапазон изменения показателей нефтепродуктов для смеси, ед. измерения показателя: бензин – дизтопливо бензин – бензин дизтопливо–дизтопливо	0,925–1,155 0,025–0,430 0,755–1,155	705 – 860 705 – 750 825 – 860	0,55 – 8,00 0,55 – 0,67 2,20 – 8,00	1130 – 1390 1130 – 1190 1375 – 1390	1,82 – 2,10 1,82 – 1,94 2,05 – 2,10
Относительная погрешность , % по объему: бензин – дизтопливо бензин – бензин дизтопливо– дизтопливо	1,1 1,1 3,0	1,4 4,2 6,1	2,6 18,9 3,4	13,3 49,0 50,0	18,7 40,0 50,0

 

Как видно из таблицы 5, наибольшей точностью обладает спектрофотометрический метод, несколько уступает ему метод контроля смеси по плотности, наименее точны определение концентрации нефтепродуктов друг в друге по скорости распространения ультразвука и по диэлектрической проницаемости[2].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 Расчет последовательной перекачки

 

3.1 Гидравлический расчет  нефтепродуктопровода «Черкассы-Камбарка»

 

Определим число насосных станций для последовательной перекачки 6,1 млн.т нефтепродуктов в год, в том числе: 80% дизельного топлива, 20% автомобильного бензина АИ-92. Сведения о нефтепродуктопроводе: внутренний диаметр м, длина км, разность нивелирных высот конца и начала трубопровода м, остаточный напор м.

Характеристика нефтепродуктов:

Дизтопливо зимнеее (ДТЗ):

 

Автобензин АИ-92:

 

Расчетная температура транспортируемой принимается равной минимальной среднемесячной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода с учетом начальной температуры на головных сооружениях, тепловыделений в трубопроводе, обусловленных трением потока, и теплооотдачи в грунт [3]. Допускается принимать расчетную температуру равной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на уровне оси трубопровод. Расчетную температуру примем равной 253,67 К[7].

 Произведем расчет свойств  нефтепродуктов при температуре  перекачки. Для ДТЗ вычисляем  плотность по формуле

x

где  x – температурная поправка, x×r;

         Т – расчетная температура перекачки,

       x×,

 

Расчетную кинематическую вязкость нефтепродуктов определим по формуле Вальтера

                           

где  – эмпирические коэффициенты, определяемые следующим образом

 

                          

Для ДТ

 

 

 

Для бензина находим аналогично

 

 

Годовые объемы перекачиваемых нефтепродуктов

 

 

Выбор насосного оборудования начнем с нахождения расчетной часовой пропускной способности нефепродуктопровода по формуле:

                              

где , – соответственно годовой план перекачки и расчетная плотность i-го нефтепродукта;

          – число последовательно перекачиваемых продуктов.

 

В соответствии с расчетной часовой производительностью выбираем насосы[6]:

- магистральный насос       НМ 1250-260 (n = 3000 об/мин, D2 = 395 мм);

- подпорный насос              НПВ 1250-60 (n = 1500 об/мин, D2 = 475 мм).

Определим напоры, развиваемые насосами при расчетной производительности перекачки. Для этого воспользуемся уравнением напорной характеристики насоса

                                            H = a – b×Q2,                                                         (9)

где a и b – постоянные коэффициенты напорной характеристики насосов;

- напор магистрального насоса(D=395):

 hМ = 268,9 – 4,2540×10–5×858,2082 = 237,568 м,

- напор подпорного насоса(D=475):  

 hП = 61,2 – 9,3754×10–6×858,2082 = 54,295м.

Определим рабочее давление при условии, что число последовательно работающих магистральных насосов на НПС mМ=2.

.             (10)

P = 4,35 МПа £ PДОП = 6,4 МПа [2] – расчетное давление в нефтепродуктепроводе не превышает допустимое.

Для определение диаметра и толщины стенки трубопровода сначала найдем значение ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле

                                                            (11)

где  wo – рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки.

Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычислим как

Для дальнейших расчетов принимаем ближайший стандартный наружный диаметр трубопровода DН = 530 мм [3].  Согласно        требованиям СП 36.13330.2012[4], нефтепродуктопроводы диаметром от 500 мм до 700 мм включительно следует относить ко второй категории (коэффициент условий работы m = 0,825).

Примем для сооружения нефтепродуктопровода трубы ВМЗ, изготавливаемые по         ТУ 14-3-1573-99  из стали марки 17ГС (временное сопротивление стали на разрыв sВ = 510МПа; коэффициент надежности по материалу k1=1,4), данные взяты из ТУ 14-3Р-04-94.

Так как перекачку нефтепродуктов предполагается производить по системе «из насоса в насос» и диаметр нефтепродуктопровода попадает в интервал DУ = (500-700)мм, согласно СП 36.13330.2012, значения коэффициентов надежности по нагрузке принимается np=1,10 и надежности по назначению kН = 1,0 [4].

Определим расчетное сопротивление металла трубы R1 по формуле:

          

Расчетное значение толщины стенки трубопровода по формуле:

                                (13)

Полученное значение d округляем в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной d = 7 мм согласно ТУ 14-3Р-04-94.

 Внутренний диаметр нефтепродуктопровода равен:

                                          D = Dн – 2d,                                                                (14)

D =530– 27= 516мм=0,516 м.

   Средняя скорость течения  нефтепродуктов определяется по формуле : 

 

                                   

                   (15)

Режим течения нефтепродуктов характеризуется числом Рейнольдса Re, значение которого составляет:

                                         ,                              (16)

Значения переходных чисел Рейнольдса Re1 и Re2 определяют по формулам:

                                                                                                            (17)

                                                                                                             (18)

где    k= kЭ /D – относительная шероховатость трубы;      

kЭ – эквивалентная шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от ее состояния. Для сварных стальных новых чистых труб можно принять kЭ = 0,05 мм [3].

,

Так как Re1 < Re, режим течения турбулентный в зоне гидравлически гладких труб. Коэффициент гидравлического сопротивления l определим по формуле Блазиуса

                        .                                           (19)

Потери напора на трение в трубопроводе вычислим по формуле   Дарси-Вейсбаха:

                                                           (20)

Величина гидравлического уклона вычисляется как:

                                                        (21)

Суммарные потери напора в нефтепродуктопроводе определяются по формуле:

                             ,                                               (22)

где  1,02 – коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части трубопровода;

         NТ – число технологических участков (назначается согласно протяженности технологического участка, в пределах до  600 км, при регулировании давления на входе и выходе НПС методом дросселирования с применением регулирующей заслонки)  [5];

         hост – остаточный напор в конце технологического участка, hост = 30 - 40 м [3].

В расчетах принимаем NТ=1, hост = 40 м. Тогда суммарные потери напора составят:

Необходимое число перекачивающих станций для условий обеспечения расчетной производительности нефтепродуктопровода найдем по формуле:

                                                       (23)

где HСТ = mМ×hМ – расчетный напор перекачивающей станции.

При округлении числа перекачивающих станций в большую сторону предусмотрим вариант циклической перекачки. При циклической перекачке эксплуатация нефтепродуктопровода осуществляется на двух режимах: часть планового времени τ2 ведется на повышенном режиме с производительностью Q2 > Q. Остаток времени τ1 трубопровод работает на пониженном режиме с производительностью Q1 < Q .

Построим совмещенную характеристику нефтепродуктопровода и перекачивающих станций (с числом НПС = 1, НПС = 2 при работе 1 насосов, НПС = 2 при работе 2 насосов). Для этого выполним гидравлический расчет в диапазоне расходов  от 700 до 1000 м3/ч.  Результаты вычислений представлены в таблице 6.

 

 

 

 

Таблица 6 – Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций

Расход, м3/ч	Напор насосов		Характеристика НПС
	hм	hп	постоянного диаметра	n=1,m=2	n=2,m=2	n=2,m=3
700	261,60952	124,72604	612,50139	647,94509	1171,1641	647,94509
750	261,47777	124,52275	677,62839	647,47829	1170,4338	647,47829
800	261,33693	124,30544	746,09611	646,9793	1169,6532	646,9793
850	261,187	124,07411	817,85103	646,44811	1168,8221	646,44811
900	261,02799	123,82876	892,84368	645,88473	1167,9407	645,88473
950	260,85989	123,56939	971,02808	645,28916	1167,0089	645,28916
1000	260,6827	123,296	1052,3614	644,6614	1166,0268	644,6614