Термические методы и средства обезвреживания, переработки и утилизации нефтесодержащих отходов по технологии EX SITU

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

«Национальный исследовательский Томский политехнический университет»

Институт природных ресурсов Специальность эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки Кафедра Транспорта и хранения нефти и газа

Контрольная работа

«Термические методы и средства обезвреживания, переработки и утилизации нефтесодержащих отходов по технологии EX SITU»

(Индивидуальное задание по дисциплине «Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»)

Томск — 2015

Данные для технологического расчета магистрального нефтепровода

Данные для построения профиля трассы нефтепровода

1. Расчет основного магистрального насоса

В соответствии с заданной пропускной способностью МНП G_г по табл. 4.1[1] выберем его ориентировочные параметры.

Таблица 1

Определим расчетную толщину стенки трубопровода д (с округлением до номинальной толщины стенки в большую сторону):

Принимаем для расчета K_у.р = 0,9 для III категории трубопровода; К _н.м1= 1,4; К_Н = 1. Нормативное (предельное) сопротивление металла трубы и сварных соединений на разрыв (временное сопротивление на разрыв) принимается по табл. П1.2.

Расчетное (допустимое) сопротивление стали на разрыв, МПа:

(1)

(2)

Принимаем

Определим внутренний диаметр трубопровода Определим плотность перекачиваемой нефти Таблица 2. Температурная поправка на плотность нефти

=835−0,725*(6,5−20)=844,8г/м³(3)

Определим расчетный часовой Q_ч и секундный Q_с расходы нефти:

(4)

Принимаем К_п = 1,07 — для однотрубных (однониточных) нефтепроводов.

Таблица 3. Нормативная годовая продолжительность (в сутках) работы МНП

Q_с = Q_ч/3600 = 4825,1/3600 = 1,34 м³/с. (5)

Скорость перекачки V

(6)

В соответствии с расчетной часовой пропускной способностью Q_ч выберем марку основного магистрального насоса (НМ).

Таблица 4. Технические характеристики насосов серии НМ

Рассчитаем подачу насоса в оптимальном режиме:

(7)

При которой максимальный к.п.д. на воде равен:

(8)

Определим границы рабочей области

Q _л = 0,8?Q _{м в опт} = 0,8?5096 = 4077;(9)

Q _п=1,2?Q _{м в опт} = 1,2?5096= 6115 м³/ч.(10)

Определим аналитическую зависимость напора, развиваемого насосом от его подачи по двум точкам (Q₁, H1) и (Q₂, H₂):

H_{м в}=h_{м в}-b_{м в} Q²=254,2-(13,96· 10^-5?7000²) = 220,69 м,(11)

где h_{м в} = [231· 6115 -202· 4077]/[6115- 4077]=254,2 м;(12)

b_{м в} = [231−202]/[6115−4077] = 13,96· 10^-5 ч²/м⁵.(13)

Напор, развиваемый насосом на воде в оптимальном режиме:

H_{м в опт}=h_{м в}-b_{м в} Q²_{м в опт}= 220,69-(13,96· 10^-5?5096) = 217,95 м,(14)

Оценим правильность вычисления коэффициентов

(15)

2. Расчет подпорного магистрального насоса

Выбираем подпорный насос НПВ 2500−80.

Определим подачу подпорного насоса в оптимальном режиме

= -c _{1 в} /(2c_2в)= [6,93?10^-4]/[2(-14,4· 10^-8)] =2406,3 м³/ч.(16)

Определим максимальный к.п.д. на воде

(17)

Напорная характеристика подпорных насосов в оптимальном режиме

(18)

Определим аналитическую зависимость напора, развиваемого насосом от его подачи

(19)

3. Пересчет характеристик основного и подпорного насосов с воды на вязкую жидкость

Основной магистральный насос

Определим кинематическую вязкость нефти

(20)

Рассчитаем критическое значение вязкости перекачиваемой среды v_п.

(21)

(22)

(23)

следовательно, характеристики центробежного нагнетателя, построенные на воде, отличаются от характеристик нагнетателя, работающего на более вязкой жидкости, т. е. коэффициенты в уравнении: H_{м в опт}=h_{м в}-b_{м в} Q²_{м в опт} пересчитываются.

Критическое значение вязкости нефти н_п, выше которой необходимо пересчитать напорные характеристики рассчитываются по формуле:

Определим коэффициенты пересчета напора К_Н, подачи K_Q и к.п.д. , насоса с воды на вязкую нефть:

(24)

(25)

(26)

(27)

(28)

Определим аппроксимационные коэффициенты при работе насоса на высоковязкой нефти:

(29)

(30)

(31)

(32)

(33)

(34)

(35)

Определим подачу основного насоса в оптимальном режиме при работе на высоковязкой нефти:

Q _{м v опт} = ~c_1н/(2c_2н)= [2,84?10^-4]/[2*(- 2.96· 10^-8)] = 4787,5 м³/ч.

Определим максимальный к.п.д. основного насоса при работе на высоковязкой нефти:

(36)

Напорная характеристика в оптимальном режиме:

(37)

Определим кинематическую вязкость нефти

(38)

Рассчитаем критическое значение вязкости перекачиваемой среды н_п.

(39)

(40)

(41)

следовательно, характеристики центробежного нагнетателя, построенные на воде, отличаются от характеристик нагнетателя, работающего на более вязкой жидкости, т. е. коэффициенты в уравнении: H_{м в опт}=h_{м в}-b_{м в} Q²_{м в опт} пересчитываются. Критическое значение вязкости нефти н_п, выше которой необходимо пересчитать напорные характеристики рассчитываются по формуле:

Определим коэффициенты пересчета напора К_Н, подачи K_Q и к.п.д. , насоса с воды на вязкую нефть:

(42)

(43)

(44)

(45)

(46)

Определим аппроксимационные коэффициенты при работе насоса на высоковязкой нефти:

(47)

(48)

(49)

(50)

(51)

(52)

(53)

Определим подачу основного насоса в оптимальном режиме при работе на высоковязкой нефти:

Q _{п v опт} = ~c_1н/(2c_2н)= [6.1?10^-4]/[2*(- 1,41· 10^-7)] =2168,9 м³/ч.

Определим максимальный к.п.д. основного насоса при работе на высоковязкой нефти:

(54)

Напорная характеристика в оптимальном режиме:

(55)

Таблица 5

4. Определение числа насосных станций

магистральный насос нефтепровод гидравлический Число Рейнольдса Re, характеризующее режим течения жидкости по трубопроводу:

(54)

Граничные значения Re: Re_I, Re_II.

(55)

Примем для расчетов сварные стальные трубы после нескольких лет эксплуатации (K_э = 0,2)

Так как 2300

(56)

Потери напора на трение в нефтепроводе:

(57)

Гидравлический уклон i:

(58)

Полные потери напора в трубопроводе, м:

Примем для расчетов Н_КП = 30 м.

(59)

Напор одной насосной станции:

(60)

Число насосных станций:

(61)

5. Расстановка насосных станций по трассе нефтепровода

Округление числа станций в сторону увеличения ()

Действительный напор одной станции:

(62)

Действительный напор одного насоса:

(63)

Проведем обрезку рабочего колеса насоса:

Q₁ = 4077,17 м³/ч = 1,13 м³/с; Н₁= 231 м.

Q₂= 6115,76 м³/ч 1,69 м³/с; Н₂ =202 м.

=1,42 м³/с

(64)

Обрезаем рабочее колесо на 1,3%

Построим график совместной работы нефтепровода и всех НПС. Определим графически рабочую точку системы.

Таблица 6. Данные для построения графика совместной работы НПС и МНП

Рис. 1. Совмещенная характеристика нефтепровода и насосных станций При этом проектная производительность нефтепровода обеспечивается при работе на станциях 40 насосов. Выберем следующую схему включения насосов на насосных станциях: 3−3-3−3-3−3-3−3-3−3-3−3-3−3-3−1.

Выполним расстановку насосных станций по трассе нефтепровода, с округлением числа станций в большую сторону.

Таблица 7. Расчетные значения высотных отметок НПС и длин линейных участков нефтепровода