Табиғи газдарды, мұнай және мұнай өнімдерін тасымалдау тақырыбына қысқаша шолу
жүктеу/скачать 4,12 Mb.
|
каз ДӘРІСТЕР 1-15
=600∙(1,1631-0,4333)≈ 437,880 м3; =300∙(2,35575-1,10022)≈ 376,659 м3; =300∙(0,23362-0,02955)≈ 61,221 м3. 376,659+61,221=437,880 – баланс объемов выполнен. Если С>50%=0,5, то функции вероятностей находится так. Например, пусть С=68%=0,68. Тогда = =- =-0,3307. То есть искомое значение всегда в табл.14 есть (заметим, что 0,68+0,32=1). Ф(-0,3307)= Ψ(0,3307)= 0,95549 и Ψ(-0,3307)= Ф(0,3307)= 0,29409.
Таблица 14. Таблица функции вероятностей
Во многих книгах (учебниках) вместе таблицы используют соответствующие графики (номограммы). Следующая задача расчета последовательной перекачки есть определение объема смеси, образующейся при вытеснении одной жидкости другой. Для этой цели находятся коэффициенты гидравлического сопротивления при перекачках различных нефтепродуктов по отдельности: , , ,…Тогда объем смеси, образующей в контакте 1 и 2 нефтепродуктов по формуле Съенитцера будет равен: Здесь объем трубы Vтр= . Аналогично вычисляются остальные объемы смеси всевозможных контактах. Выбор числа циклов Ц производится из следующих соображений. Весь годовой объем i-ro нефтепродукта можно перекачать за один раз. В этом случае Цi=1. Однако все остальные нефтепродукты в это время должны накапливаться в резервуарах головной перекачивающей станции, что потребует значительных объемов резервуарной емкости. Максимально возможное число циклов перекачки i-ro нефтепродукта из условия материального баланса составляет: где Vi min –минимально требуемый объем i-ro нефтепродукта из условия реализации образовавшейся смеси. Минимально требуемый объем партии i-ro нефтепродукта в цикле определяется вместимостью резервуарного парка на головной насосной станции нефтепродуктопровода и выбранным способом раскладки смеси на конечном пункте. При решении учебных задач наиболее предпочтительным способом раскладки образующейся смеси является ее деление пополам. В этом случае отсутствует пересортица (уменьшение объема одного нефтепродукта и увеличение объема другого) и объемы подмешиваемых нефтепродуктов строго определены. Минимальный объем чистого нефтепродукта , необходимый для приема половины объема смеси в контакте нефтепродуктов i и j, равен: , где - допустимая концентрация (j-продукта в i - м) примеси. Минимальный объем партии чистого нефтепродукта определяется как сумма минимальных объемов, требуемых для реализации половин смеси, образующейся во всех смежных контактах. Например, если в партии i - продукт контактирует в 4-х местах с j-продуктом и - в 2-х местах с k-продуктом, то . Недостатком данного способа раскладки смеси является необходимость создания больших (порядка 10000 м3 ) запасов чистых нефтепродуктов на головной насосной станции магистрального нефтепродуктопровода. При приеме всей смеси в один нефтепродукт минимально необходимый объем i - нефтепродукта , необходимый для приема половины объема смеси в контакте нефтепродуктов i и j, равен: . В этом случае минимально необходимый объем в несколько раз больше, чем при делении пополам. На практике смесь делят на три части: «голову», «хвост» и «тело», концентрация отсечек которых, зависят от объемов чистых нефтепродуктов в принимающем смесь резервуарном парке и от их запаса качества. Решение этой задачи требует дополнительной информации и здесь не рассматривается. Максимально возможное число циклов перекачки всех m нефтепродуктов в общем случае неодинаково. Чтобы сохранить принятую структуру (схему) цикла и обеспечить возможность реализации образовавшейся смеси принимают: Ц = min{Ц1,Ц2, ...,Цm}, то есть равным наименьшему целому из найденных для каждого нефтепродукта числа циклов. С учетом этого продолжительность перекачки одного цикла составит: . Суммарный объем i-ro нефтепродукта в цикле равен: . Здесь поясним понятия структуру цикла и партии нефтепродуктов. Совокупность нефтепродуктов, перекачиваемых в 1-цикле, называется партией. Определенный порядок перекачки нефтепродуктов в партии, называется структурой цикла. Если, нефтепродукты например, 1, 2 и 3, перекачиваются в порядке -1-2-3-2-1-2-3-2-1-…, то структура цикла имеет вид: -1-2-3-2-, а минимальные объемы: , , . Если же смесь нельзя раскладывать по резервуаром чистых нефтепродуктов, то оптимальное число цикла определяется по другому методу. Если число циклов мало, то суммарное время ожидания остальных нефтепродуктов (кроме перекачиваеого в данный момент времени) тоже много и для их хранения требуется большой объем резервуаров. Если же число циклов много, то продолжительность цикла мала и суммарная время ожиданий тоже немного, следовательно, объем резервуаров для хранения также небольшой. Зато с увеличением количество циклов увеличивается количество контактов между нефтепродуктами и увеличивается объем смеси. Оптимальное число циклов определяется из формулы: (110) Здесь а - потеря от смесоообразования за один цикл, Vсм.нр - объем нереализованной смеси за один цикл, , где qi - объемные суточные расходы каждого из нефтепродуктов, Тi - суммарная время годовой перекачки каждого нефтепродукта. , здесь b, и - приведенные затраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы, рассчитанные за каждый 1 м3 объема дополнительного резервуарного парка для хранения нефтепродуктов, - нормативный коэффициент капитальных вложений (для нефтегазовой промышленности Е = 0,12 1/год). Технологическая задача последовательной перекачки похожа с задачой обычной перекачки. Только в этом случае есть несколько продуктов. Расчет проводят сначала согласно предположению, что весь груз состоит из наиболее вязкого нефтепродукта. После получения напорной характеристики НПС, для каждого продукта находят напорную характеристику трубопровода и рабочую точку. При помощи этих данных определяет число дней перекачки каждого из нефтепродуктов. Сумма дней перекачки всех нефтепродуктов не должна превышать числа рабочих дней в году, в противном случае число магистральных насосов уменьшает на одну и расчеты проводят повторно, пока не выполняется вышеназванное условие рабочих дней. В ходе расчета последовательной перекачки решаются следующие задачи: -определение числа насосных станций; -определение объема смеси, образующейся при вытеснении одной жидкости другой; -определение объема партий нефтепродуктов; -определение числа циклов последовательной перекачки; -определение диаметра отвода от магистрали и др. Определение числа насосных станций. Исходными данными для расчета нефтепродуктопровода являются данные о годовом объеме (Gгод - годовой план перекачки (млн.т/год) и α1, α2, α3,…- массовая доля каждого продукта в общей массе) и свойствах нефтепродуктов (расчетная плотность и вязкость каждого из продуктов ρ1, ν1, ρ2, ν2, ρ3, ν3,…), предназначенных к транспорту, дальности перекачки Lтр, допустимых концентрациях нефтепродуктов друг в друге ( - 1-продукта во второй, - 2-продукта в первом, и. т. д.), а также профиль трассы (в частности разность нивелирных высот Δz). При гидравлическом расчете нефтепродуктопроводов сохраняется то же правило, что и при расчете нефте- и трубопроводов: он выполняется для наиболее неблагоприятных условий. Расчетная (средняя) часовая пропускная способность нефтепродуктопровода определяется как сумма объемных расходов каждого из нефтепродуктов: , где 8400=350∙24 - количество рабочих часов в году. Гидравлический расчет выполняется с определением потерь напора на всех расчетных участках, определением числа насосных станций, подбором насосов. Если на нефтепродуктопроводе по расчету должны быть промежуточные насосные станции, то расчет потерь напора следует вести по нефтепродукту с наибольшей вязкостью, так как при последовательной перекачке партия наиболее вязкого нефтепродукта на участке между двумя соседними насосными станциями будет «лимитировать» пропускную способность всего нефтепровода. Если нефтепродуктопровод по расчету не имеет промежуточных насосных станций, то его пропускная способность будет плавно меняться по мере замещения нефтепродукта одной вязкости нефтепродуктом другой вязкости. Поэтому при подборе насосов в этом случае должна быть обеспечена возможность их работы при перекачке каждого нефтепродукта в зоне максимального коэффициента полезного действия. Рассмотрим случай, когда по расчету будут промежуточные насосные станции, по этому определение экономически целесообразного диаметра нефтепродуктопровода производится, исходя из необходимости перекачки с расходом Qчac.ср наиболее вязкого из нефтепродуктов, то есть, сначала будет считаться, что весь Gгод состоит из самого вязкого нефтепродукта. Исходя из этого соображения, по известному часовому расходу подбираются основные и подпорные насосы, таким образом, чтобы Qчac.ср была максимально близка к их номинальной подаче, удовлетворяя условию: 0,8Qном< Qчac.ср При этом, рабочее давление на выходе головной насосной станции при трех последовательных включенных основных насосах не должно превышать предела прочности закрепляющнй арматуры: Р ≤ Рарм . Здесь Р=ρg(3hмн+H2), hмн = Н0-b Qчac.ср 2 , H2 = Н02-b2· Qчac.ср 2, где hмн, H2 -напоры, создавемые основным и подпорным насосами с параметрами a, b, a2 , b2, ρ - плотность наиболее вязкого нефтепродукта. Если это условие не выполняется, то надо выбирать другой насос. После выполения условий прочности закрепляющнй арматуры можно определить расчетный напор одной станции для подобранных насосов: Нст =3hмн. Как мы говорили, в нефтепродуктопроводе по расчету будут промежуточные насосные станции, и по этому гидравлический расчет будем выполнять по наиболее вязкому нефтепродукту по следующему алгоритму. Найдем средние значения секундного Q объемного расхода: и средняя скорость потока: . Число Рейнольдса: , где ν - кинематическая вязкость наиболее вязкого нефтепродукта. Вычислим потери напора на трение: и полные потери напора в трубопроводе: , где iL=hτ (i-гидравлический уклон, λ - коэффициент гидравлического сопротивления от трения), пэ - количество эксплуатационных участков в трассе, пэ=L/(400÷600), Нкп - остаточный напор в конечных пунктах эксплуатационных участков, этот напор расходуется при перекачке нефти, или нефтепродуктов в резервуары. Коэффициент 1,02 учитывают потери напора в местных сопротивлениях (в ответвлениях трубопровода, на задвижках, и т. д.). Отсюда число НПС: . Округляем его до следующего большого числа. Далее строится совмещенная характеристика насосных станций и трубопровода при работе на каждом из нефтепродуктов. По совмещенной характеристике определяют соответствующие рабочим точкам производительности перекачки каждого из нефтепродуктов Эти числа показывают, что какой объем каждого нефтепродукта за час перекачивает станция с выбранными насосами. Тогда фактическое число суток перекачки каждого нефтепродукта: Так, как суммарная продолжительность перекачки всех нефтепродуктов в течение года не превышает 350 суток, то должно выполняться условие: . Проверку выполнения данного неравенства целесообразно выполнить не только для найденного числа насосных станций, но и для меньшего n-1, n-2, и т. д. Это связано с тем, что гидравлический расчет нефтепродуктопровода при принятых допущениях выполняется, как правило, с большим запасом. К дальнейшему расчету принимается то количество насосных станций, которому соответствует суммарное число дней перекачки нефтепродуктов, ближайшее меньшее по отношению к 350. Таким образом, можем найти наименьшее количество насосных станций nmin. В этой задаче наиболее трудоемкими вычислениями являются построения совмещенных характеристик насосных станций и трубопровода при работе на каждом из нефтепродуктов. Построения графиков и нахождения рабочих точек чреваты большими погрешностями (такая постановка решении задач устарела). С этой задачей легко справится любая компьютерная программа типа Fortran, Pascal, или Visual Basic. Даже Excel. И эта задача по силам любого среднего студента технического учебнего заведения. Приведем решения задачи нахождения рабочих точек. Определим следующих три функций. 1. Функция коэффициента гидравлического сопротивления от трения λ=λ(ν,Qчac): , , , , где kэ-шероховатость внутренней стенки трубы. Тогда , если Re≤2320, , если 2320 , если ReI ≤ Re < ReII , и при Re≥ ReII. 2. Функция полной потери напора в трубопроводе Н=Н (ν, Qчac): , . 3. Функция полного напора всех перекачивающих станций трубопровода ННПС=ННПС (n, Qчac): ННПС=3n(Н0-bQчас2)+ пэ (Н02-b2·Qчас2). Тогда рабочие точки, определяющие производительности перекачки каждого из нефтепродуктов есть решения уравнений: Н (ν1, Qчac)= ННПС (n, Qчac) при , Н (ν2, Qчac)= ННПС (n, Qчac) при , Н (ν3, Qчac)= ННПС (n, Qчac) при ,…, и т.д. Нахождение решений уравнений можно по любым приближенными методами, такими, как метод хорд, метод касательных и пр. В трубопроводе большой протяженности с промежуточными насосными станциями обычно находится несколько чередующихся партии нефтепродуктов, так как объем каждой партии в несколько раз меньше объема всего трубопровода. Так, в магистральном нефтепродуктопроводе протяженностью 1000 км могут одновременно находиться 5-6 партий разнородных нефтепродуктов, например бензин и дизельное топливо. Пропускная способность такого трубопровода будет ограничиваться (лимитироваться) пропускной способностью одного из участков, занятого партией более вязкого нефтепродукта. И хотя на участках, занятых менее вязким нефтепродуктом, будет при этом оставаться неиспользуемый напор, передать его на участки с более вязким нефтепродуктом полностью не удается из-за ограничения максимального давления в трубопроводе прочностью труб. По мере перемещения партий нефтепродуктов по трубопроводу лимитирующая пропускная способность может изменяться. Определить максимальную пропускную способность трубопровода с промежуточными насосными станциями в этом случае можно методом последовательных приближений, который заключается в следующем. При известном расположении партий нефтепродуктов, полагая включенными все насосы на насосных станциях, из уравнения баланса давлений определяют пропускную способность трубопровода (нулевое приближение). Затем при найденной таким образом пропускной способности проверяют выполнение ограничений по максимальному давлению нагнетания после каждой насосной станции и по минимальному давлению подпора перед каждой насосной станцией, начиная с первой. При первом же невыполнении этих ограничений давление на данной насосной станции принимают равной предельно допустимой и определяют новое значение пропускной способности, после чего повторяют процедуру проверки ограничений. В результате расчета определяют «лимитирующий» участок трубопровода, где давления нагнетания и подпора равны предельно допустимым и определенная для этого случая пропускная способность всего трубопровода будет максимально возможной при данном расположении партий нефтепродуктов. жүктеу/скачать 4,12 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|