МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Дальневосточный федеральный университет» ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ (ШКОЛА) Инженерный департамент Департамент нефтегазовых технологий и нефтехимии Практическая работа №1 на тему: «Гидравлический расчет сливной коммуникации площадки железнодорожных эстакад» по дисциплине: Нефтебазы и резервуарные парки Вариант 7 Выполнил: студент гр. Б3120 – 21.03.01срстт __________________Назакатов В.Т. Проверил: старший преподаватель __________________Гришин И. Я. Владивосток 2024 Условие Выполнить гидравлический расчет технологических коммуникаций для слива нефтепродуктов из железнодорожных цистерн через нижнее сливное устройство при следующих исходных данных: 𝐺МЕС.МАХ = 30400 т – максимальный месячный грузооборот; 𝜈 = 3,8 мм2 /𝑐 – кинематическая вязкость при температуре слива; 𝜌 = 824 кг/м3 – плотность нефтепродукта при температуре слива; 𝛥𝑧 = 5 м – разность геодезических отметок; ℎВЗЛ = 10,5 м– максимальный уровень взлива нефтепродукта в резервуаре; 𝑙ВС = 60 м – длина всасывающей коммуникации; 𝑙НАГ = 140 м – длина нагнетательной коммуникации; 𝑉ц = 60 м3 – объем цистерны; Рисунок 1 – Принципиальная схема установки нижнего слива: 1 – основание; 2 – труба коренная; 3 – шарнир горизонтальный; 4 – пружинное устройство; 5 – трубка концевая; 6 – присоединительная головка; 7 – шарнир вертикальный; 8 – сливной прибор цистерны Выбор типа эстакады Определяем суточный грузооборот нефтепродукта: 𝐺сут = 𝐺сут = 𝐺мес.𝑚𝑎𝑥 30 30400 30 (1) = 1014 т. Определяем требуемое количество сливных устройств. Общая весовая норма (брутто) группы цистерн 𝐺сут < 700 т. Вышло больше 700 т, следовательно, двухсторонняя эстакада. Число маршрутов: 𝑁Э = 𝑁Э = где 1014 3000 𝐺сут 𝐺М (2) = 0,337. 𝐺М = 3000 т. –грузоподъемность маршрутов. Следовательно, число маршрутов – 1. Определяем необходимое число сливных устройств: 𝑁=𝑘 где 𝐺сут 𝜌 ∙ 𝑉ц (3) 𝑘 – коэффициент, учитывающий количество маршрутов, поступающих нефтебазу в сутки, по таблице 1 коэффициент равен k = 1/3. Таблица 1 – Рекомендуемое значение коэффициента 𝑘 № п/п Количество маршрутов Значение коэффициента 𝑘 1 от 0,35 до 1 включительно на 1/3 маршрута 1 𝑁= ∙ 1014 3 824∙60 = 6,83, следовательно, число сливных устройств = 7. Далее необходимо выбрать тип эстакады, опираясь на грузоподъемность маршрута. Выбираем тип эстакады КС-4. Определяем необходимое число эстакад: Э= 𝑁Э ∙ 𝜏 24 (4) где 𝜏 – время занятия эстакады маршрутом с учетом времени на технологические операции, подачу и уборку цистерн, ч. Для четырехосных цистерн = 2 ч. Э= 1∙2 24 = 0,083. Следовательно, 1 эстакада. Таблица 2 – Перечень местных сопротивлений и значения их коэффициентов Наименование местного сопротивления Сливной прибор Плавный поворот на 90 Поворотное устройство Тройник на слияние Задвижка Фильтр Вход трубы в резервуар Плавный переход Всего Значение i УСН Коллектор Линия всасывания Кол i во Линия нагнетания Кол i во Колво i Колво i 1,3 24 31,2 - - - - - - 0,23 48 62,4 4 0,23 1 0,23 2 0,46 2,0 48 62,4 - - - - - - 3,0 - - 20 3 - - - - 0,5 1,7 - - - - 3 1 1,5 1,7 4 - 1 - 1,0 - - - - - - 2 1 0,26 0 24 31,2 - - 0 - 0 - - 156 - 62,4 - 15,6 - 10,4 Гидравлический расчет установки нижнего слива Определяем расход нефтепродукта: 𝑞УСН = 𝑉ц 𝜏сл (5) 60 0,75 м3 м3 𝑞УСН = = = 0,0125 . 80 мин с где 𝜏сл – время слива маршрута или группы цистерн не должно превышать 80 мин. Определяем ориентировочный диаметр установки нижнего слива: 4 ∙ 𝑞УСН 𝑑УСН = √ 𝜋 ∙ 𝜔0 𝑑УСН = √ где (6) 4 ∙ 0,0125 = 103 мм. 𝜋 ∙ 1,5 𝜔0 – ориентировочная скорость течения жидкости, которая зависит от вязкости нефтепродукта и назначения трубопровода, таблица 3. Примем ближайший диаметр для трубопровода нижнего слива 150 мм. Таблица 3 – Рекомендуемые значения средней скорости нефтепродукта Кинематическая вязкость нефтепродукта, мм2/с 1 менее 11,5 от 11,5 до 27,7 от 27,7 до 72,5 от 72,5 до 145,9 от 145,9 до 438,5 от 438,5 до 877,2 Средняя скорость, м/с на линии всасывания на линии нагнетания 2 3 1,5 2,5 1,3 2,0 1,2 1,5 1,1 1,2 1,0 1,1 0,8 1,0 Определяем скорость течения жидкости: 𝜔УСН = 𝑤УСН = 4 ∙ 𝑞УСН 2 𝜋 ∙ 𝑑УСН (7) 4 ∙ 0,0125 м = 0,71 . 𝜋 ∙ 0,152 с Определяем параметр Рейнольдса: 𝑅𝑒 = 𝑅𝑒 = 𝑤УСН ∙ 𝑑УСН 𝑣 (8) 0,71 ∙ 0,15 = 27922 3,8 ∙ 10−6 Определяем переходные числа Рейнольдса: 𝑅𝑒𝐼 = 10 𝐾Э (9) 𝑅𝑒𝐼𝐼 = 500 𝐾Э (10) где 𝐾Э – относительная эквивалентная шероховатость стенки трубы (таб. 4): Таблица 4 – Эквивалентная шероховатость 𝐾Э стальных труб 𝐾Э , мм Вид труб Состояние труб 1 2 диапазон измерения 3 Бесшовные Новые и чистые 0,001-0,02 0,014 Новые и чистые С незначительной коррозией после очистки После нескольких лет эксплуатации умеренно заржавленные 0,03-0,12 0,05 0,1-0,2 0,15 0,15-0,3 0,2 0,3-0,7 0,5 Старые заржавленные 0,8-1,5 1 Сварные среднее значение 4 Исходя из таблицы 4 примем, что на всех участках площадки железнодорожных эстакад (ПЖДЭ) установлены сварные трубы нескольких лет эксплуатации, то есть эквивалентная шероховатость равна 𝐾Э = 0,2 мм = 2 ∙ 10−4 м. ̅̅̅Э = 𝐾 𝐾Э 𝑑УСН (11) 2 ∙ 10−4 = 13,33 ∙ 10−4 . 0,15 10 500 𝑅𝑒𝐼 = = 50 000; 𝑅𝑒 = = 375 000. 𝐼𝐼 13,33 ∙ 10−4 13,33 ∙ 10−4 ̅̅̅ 𝐾Э = Так как 𝑅𝑒𝐼 < 𝑅𝑒 < 𝑅𝑒𝐼𝐼 , режим течения нефти является турбулентным в зоне смешанного трения. Коэффициент гидравлического сопротивления 𝜆 согласно таблице 5 вычисляется по формуле Альтшуля. 𝜆 = 0,11 ∙ ( 68 𝑅𝑒 0,25 ̅̅̅Э ) +𝐾 (12) 0,25 68 −4 𝜆 = 0,11 ∙ ( + 13,33 ∙ 10 ) = 0,02310. 27922 Таблица 5 – Значения коэффициентов λ и m для различных режимов течения жидкости Режим течения 𝜆 m ламинарный 64/𝑅𝑒 1 0,3164/𝑅𝑒 0,25 0,25 гидравлически гладкие трубы турбулентный смешанное трение квадратичное трение 0,11 ∙ ( 0,25 68 + 𝑘̅ ) 𝑅𝑒 0,11 ∙ 𝑘̅ 0,25 0,123 0 Определяем приведенную длину УСН: 𝑙пр.УСН = 𝑙Г + 𝑑УСН ∙ ∑ 𝜉𝑖 𝜆 (13) где 𝑙Г = 3,4 м. 𝑙пр.УСН = 3,4 + 0,15 ∙ 6,68 = 40,16 м 0,02310 Определяем потери напора в УСН: 2 𝑙пр.УСН 𝑤УСН ℎУСН = 𝜆 ∙ 𝑑УСН 2𝑔 (14) 39,4 0,712 ℎУСН = 0,02310 ∙ ∙ = 0,186м 0,15 2 ∙ 𝑔 Гидравлический расчет коллектора Расход нефтепродукта в половине коллектора: 𝑛 𝑞𝐾 = 𝑞УСН ∙ , 2 где (15) 𝑛 – число УСН, подключенных к коллектору. 𝑞𝐾 = 0,0125 ∙ 7 = 0,04375 м3 /с. 2 По формуле (6) ориентировочный диаметр коллектора равен: 𝑑𝑂𝐾 = √ 4 ∙ 0,04375 = 0,192 м. 3,14 ∙ 1,5 По таблице 6 определяем диаметр трубопровода коллектора. Ближайшим к рассчитанному диаметру является 𝑑К = 194 мм = 0,194 м с толщиной равной 𝛿 = 7 мм. Таблица 6 – Трубы сварные (ГОСТ 20295-85 Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов) Наружный диаметр, мм Номинальная толщина стенки 𝛿, мм 1 2 159 4;4,5;5;5,5 168 4;4,5;5;5,5;6;7 219 4;4,5;5;5,5;6;7;8 273 4;4,5;5;5,5;6;7;8 325 4;4,5;5;5,5;6;7;8;9 351 4;4,5;5;5,5;6;7;8;9;10 377 4,5;5;5,5;6;7;8;9;10 426 5;5,5;6;7;8;9;10 Внутренний диаметр коллектора определяется по формуле: 𝑑𝐾 𝐵𝐻 = 𝑑𝐾 𝐻 − 2 ∙ 𝛿, где (16) 𝑑𝐾 𝐻 – диаметр коллектора наружный, м; 𝛿 – толщина трубопровода коллектора, м. 𝑑𝐾 𝐵𝐻 = 0,194 − 2 ∙ 0,004 = 0,18 м. Определим расчетную скорость течения жидкости по формуле (7): 𝑤𝐾 = 4 ∙ 0,04375 = 1,71 м/с. 3,14 ∙ 0,2652 Определяем параметр Рейнольдса (9): 𝑅𝑒 = 1,24 ∙ 0,265 = 81439. 3,8 ∙ 10−6 Определим переходные зоны. По формуле (10) относительная эквивалентная шероховатость внутренней стенки трубы равна: 2 ∙ 10−4 ̅̅̅Э = 𝐾 = 1,11 ∙ 10−4 . 0,18 Определяем переходные числа Рейнольдса по формуле (9): 𝑅𝑒𝐼 = 10 = 9000; 1,11 ∙ 10−4 𝑅𝑒𝐼𝐼 = 500 = 450000. 1,11 ∙ 10−4 Так как 𝑅𝑒𝐼 < 𝑅𝑒 < 𝑅𝑒𝐼𝐼 , режим течения нефти является турбулентным в зоне смешанного трения. Коэффициент гидравлического сопротивления 𝜆 согласно таблице 6 вычисляется по формуле Альтшуля (11): 0,25 68 −4 𝜆 = 0,11 ∙ ( + 1,11 ∙ 10 ) = 0,0231. 81439 Как правило, расстояние между УСН равно 12 метров. Тогда в соответствии с технологической схемой (Приложение А) 𝑙г𝐾 = 12 ∙ 6 = 72 м. Определяем приведенную длину коллектора (12): 𝑙ПР𝐾 = 72 + 0,265 ∙ 3,23 = 97,16 м. 0,0231 Определяем потери напора в коллекторе: 𝑙ПРК 𝑤К2 ℎК = 𝑘 ∙ 𝜆 ∙ ∙ , 𝑑К 2 ∙ 𝑔 где (17) 𝑘 – коэффициент, учитывающий неравномерность расхода по длине коллектора: а. 𝑘 = 1/2 – при ламинарном режиме течения жидкости; б. 𝑘 = 1/3 – при турбулентном режиме течения жидкости. 1 97,1 1,242 ℎК = ∙ 0,0231 ∙ ∙ = 0,62 м. 3 0,265 2 ∙ 9,81 Гидравлический расчет всасывающей линии Расход нефтепродукта во всасывающей линии равен: 𝑞ВС = 𝑞УСН ∙ 𝑛, где 𝑛 – общее число УСН на одной стороне эстакады. (18) 𝑞ВС = 0,0125 ∙ 7 = 0,0875 м3 /с. По формуле (6) ориентировочный диаметр всасывающей линии равен: 4 ∙ 0,0875 𝑑𝑂ВС = √ = 0,272 м. 3,14 ∙ 1,5 По таблице 6 определяем диаметр трубопровода всасывающей линии. Ближайшим к рассчитанному диаметру является 𝑑ВС = 273 мм = 0,273 м с толщиной равной 𝛿 = 4 мм. Внутренний диаметр всасывающей линии определяется по формуле (15): 𝑑ВНВС = 0,273 − 2 ∙ 0,004 = 0,265 м. Определим расчетную скорость течения жидкости по формуле (7): 𝑤ВС = 4 ∙ 0,0875 = 1,58 м/с. 3,14 ∙ 0,2652 Определяем параметр Рейнольдса по формуле (8): 𝑅𝑒 = 1,58 ∙ 0,265 = 110634. 3,8 ∙ 10−6 Определим переходные зоны. По формуле (10) относительная эквивалентная шероховатость внутренней стенки трубы равна: ̅̅̅Э = 𝐾 2 ∙ 10−4 = 7,5 ∙ 10−4 . 0,265 Определяем переходные числа Рейнольдса по формуле (9): 𝑅𝑒𝐼 = 10 = 13 250; 7,5 ∙ 10−4 𝑅𝑒𝐼𝐼 = 500 = 662 500. 7,5 ∙ 10−4 Так как 𝑅𝑒1 < 𝑅𝑒 < 𝑅𝑒2 , режим течения нефти является турбулентным в зоне смешанного трения. Коэффициент гидравлического сопротивления 𝜆 согласно таблице 6 вычисляется по формуле Альтшуля (11): 𝜆 = 0,11 ∙ (110 634 + 7,5 ∙ 10−4 )0,25 = 0,0211. Определяем приведенную длину всасывающей линии (12): 𝑙ПРВС = 60 + 0,265 ∙ 3,43 = 103 м. 0,0202 Определяем потери напора во всасывающей линии по формуле (13): 117 1,582 ℎВС = 0,0202 ∙ ∙ = 1,05 м. 0,265 2 ∙ 9,81 Гидравлический расчет нагнетательной линии Расходы в нагнетательной и всасывающей линии равны между собой. Также стоит отметить, что ориентировочная скорость в нагнетательной линии согласно таблице 3 равна 𝑤𝑜 = 2,5 м/с. Тогда по формуле (6) ориентировочный диаметр нагнетательной линии равен: 4 ∙ 0,0875 𝑑𝑂Н = √ = 0,211 м. 3,14 ∙ 2,5 По таблице 6 определяем диаметр трубопровода. Ближайшим к ориентировочному диаметру является 𝑑Н = 219 мм = 0,219 м с толщиной равной 𝛿 = 4 мм. Внутренний диаметр нагнетательной линии определяется формуле (15): 𝑑ВНН = 0,219 − 2 ∙ 0,004 = 0,211 м. Определим расчетную скорость течения жидкости по формуле (7): 𝑤Н = 4 ∙ 0,0875 = 2,5 м/с. 3,14 ∙ 0,2652 по Определяем параметр Рейнольдса по формуле (8): 𝑅𝑒 = 2,5 ∙ 0,265 = 138 948. 3,8 ∙ 10−6 Определим переходные зоны. По формуле (10) относительная эквивалентная шероховатость внутренней стенки трубы равна: ̅̅̅Э = 𝐾 2 ∙ 10−4 = 9,4 ∙ 10−4 . 0,265 Определяем переходные числа Рейнольдса по формуле (9): 𝑅𝑒𝐼 = 10 = 10 550; 9,4 ∙ 10−4 𝑅𝑒𝐼𝐼 = 500 = 527 500. 9,4 ∙ 10−4 Так как 𝑅𝑒1 < 𝑅𝑒 < 𝑅𝑒2 , режим течения нефти является турбулентным в зоне смешанного трения. Коэффициент гидравлического сопротивления 𝜆 согласно таблице 6 вычисляется по формуле Альтшуля (11): 0,25 68 −4 𝜆 = 0,11 ∙ ( + 7,5 ∙ 10 ) = 0,021. 138 948 Определяем приведенную длину нагнетательной линии (12): 𝑙ПРН = 120 + 0,211 ∙ 2,46 = 164,23 м. 0,021 Определяем потери напора на нагнетательной линии по формуле (13): 164,23 2,52 ℎН = 0,021 ∙ ∙ = 5,32 м. 0,211 2 ∙ 9,81 Расчет полных потерь напора в сливной коммуникации Полные потери напора в сливной коммуникации равны: при пустом резервуаре: 𝐻 = ℎУСН + ℎК + ℎВС + ℎН + ∆𝑧, где (19) ℎУСН…Н – потери напора на соответствующих участках трубопроводных коммуникаций, м; ∆𝑧 – разность геодезических отметок, м. 𝐻 = 0,186 + 0,62 + 1,05 + 5,32 + 5 = 12,18 м. при полном резервуаре: 𝐻1 = ℎУСН + ℎК + ℎВС + ℎН + ∆𝑧 + ℎВЗЛ , где (20) ℎВЗЛ – максимальный уровень взлива нефтепродукта в резервуаре, м. 𝐻1 = 0,186 + 0,24 + 0,78 + 3,71 + 5 + 10,5 = 22,68 м. При подходящим 𝐻1 = 22,68 м и 𝑄 = 0,0875 м3 ⁄с = 315 м3 /ч насосом является 12НДс с диаметром ротора наиболее 𝐷 = 400 мм (Рисунок 3). Рисунок 3 – Характеристика насоса 12НДс Построение совмещенной характеристики насоса и сливной коммуникации ПЖДЭ В основном большинство насосов удовлетворяют следующему уравнению: 𝐻 = 𝑎 − 𝑏 ∙ 𝑄2 , где (21) 𝑎 и 𝑏 – коэффициенты насоса; 𝑄 – рабочий расход насоса, м3 /ч. Определим коэффициенты насоса по графику насоса (Рисунок 3): в точке 𝑄 = 0 м3 /ч находим, что 𝐻 = 25 м, откуда следует: 25 = 𝑎 − 𝑏 ∙ 02 , то есть 𝑎 = 25 м; При 𝑄 = 400 м3 /ч находим, что 𝐻 = 22,5 м, откуда следует: 22,5 = 20 − 𝑏 ∙ 4002 ; 𝑏= 25 − 22,5 = 9 ∙ 10−6 м/(м3 ⁄ч)2 . 2 400 Тогда пользуясь формулой (20), получим выборку данных, которую представим в виде таблицы 7. Таблица 7 – Параметры Q-Hхарактеристики насоса 𝑄, м3 /ч 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900 950 1000 𝐻, м 24,98 24,91 24,80 24,64 24,44 24,19 23,90 23,56 23,18 22,75 22,28 21,76 21,20 20,59 19,94 19,24 18,50 17,71 16,88 16,00 Для построения совмещенной характеристики насоса и трубопроводных коммуникации площадки железнодорожных эстакад, необходимо рассчитать потери напора на каждой коммуникации в зависимости от расхода в системе. Расчеты выполняются аналогично методике, используемой в предыдущих пунктах работы. По результатам решений представим данные в таблице 8. Таблица 8 – Результаты расчета потерь напора в трубопроводной коммуникации 𝑞УСН , м3 /ч ℎУСН , м 𝑞К , м3 /ч ℎК , м Линия всасывания 𝑞ВС , ℎВС , м м3 /ч 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100 0,02 0,04 0,06 0,08 0,11 0,15 0,19 0,23 0,28 0,33 0,39 0,45 0,51 0,58 0,66 0,74 0,82 0,91 52,5 70 87,5 105 122,5 140 157,5 175 192,5 210 227,5 245 262,5 280 297,5 315 332,5 350 0,08 0,13 0,20 0,29 0,39 0,50 0,63 0,77 0,92 1,09 1,27 1,47 1,68 1,91 2,14 2,40 2,66 2,94 105 140 175 210 245 280 315 350 385 420 455 490 525 560 595 630 665 700 УСН Коллектор 0,13 0,22 0,34 0,48 0,65 0,84 1,05 1,29 1,56 1,84 2,15 2,49 2,85 3,23 3,64 4,07 4,52 5,00 Линия нагнетания 𝑞Н , ℎН , м м3 /ч 105 140 175 210 245 280 315 350 385 420 455 490 525 560 595 630 665 700 0,66 1,13 1,73 2,45 3,28 4,24 5,32 6,52 7,84 9,28 10,84 12,52 14,33 16,25 18,29 20,46 22,74 25,14 Полные потери напора 𝐻, м Полные потери напора 𝐻1 , м 5,89 6,53 7,33 8,30 9,43 10,73 12,19 13,81 15,60 17,54 19,66 21,93 24,37 26,97 29,73 32,66 35,75 39,00 11,39 12,03 12,83 13,80 14,93 16,23 17,69 19,31 21,10 23,04 25,16 27,43 29,87 32,47 35,23 38,16 41,25 44,50 По результатам таблиц 7 и 8 строим совмещенную характеристику насоса и сливной трубопроводной коммуникации (Рисунок 4), по которой определяем расходы нефтепродукта в трубопроводной коммуникации при пустом (𝑄1 ) и полном (𝑄2 ) резервуаре. Из рисунка 4 следует, что 𝑄2 = 420 м3 /ч, а 𝑄1 = 500 м3 /ч. H, м 50,00 45,00 40,00 35,00 30,00 25,00 20,00 15,00 10,00 5,00 0,00 0 200 400 600 800 1000 1200 Q, м3/ч Характеристика насоса При пустом резервуаре При полном Рисунок 4 – Совмещенная характеристика насоса и сливной трубопроводной коммуникации: 1 – характеристика насоса 12НДс (𝐷 = 400 мм); 2 – характеристика трубопроводной коммуникации при полном резервуаре; 3 – характеристика трубопроводной коммуникации при пустом резервуаре Вывод В результате выполнения практической работы была усвоена методика гидравлического расчета технологической коммуникации для слива нефтепродукта из железнодорожной цистерны. На основании определения необходимых параметров был выбран насос марки 12НДс с диаметром рабочего колеса 400 мм. Была построена совмещенная характеристика насоса и сливной трубопроводной коммуникации. В процессе слива нефтепродукта из цистерн расход изменяется от 420 м3 /ч до 500 м3 /ч. Полученные значения расходов соответствуют нормативному времени слива нефтепродукта.
