Физико-химические свойства нефтепродуктов

Приведем основные физические свойства нефти: плот­ность ρ, вязкость ν, сжимаемость, испаряемость и др.

Плотность нефти - это масса единицы объема, при тем­пературе 20°С и атмосферном давлении колеблется от 700 до 1040 кг/м³. Нефть с плотностью ниже 900 кг/м³ называют легкой, выше - тяжелой.

При изменении температуры эти параметры меняются в широких значениях. С ростом температуры уменьшается плотность и вязкость нефти и нефтепродуктов. Зависимость плотности от температуры определяется по формуле Менделеева:

,

где ρ и ρ ₂₉₃ – соответственно плотности нефти при температурах T и 293К, β _р- коэффициент объемного расширения, который определяется из таблицы;

кг/м³;

Вязкость нефти и нефтепродуктов определяется свойством жидкости оказывать сопротивление при их движении по трубопроводам. Зависимость вязкости от температуры определяется по формуле Рейнольдса-Филонова:

,

где u – крутизна вискограммы. Если известны вязкости для двух температур, то

; 1/К

мм²/с.

К исходным данным задачи проектирования относятся масса нефти, нефтепродуктов G, транспортируемые трубопроводом за год; длинна трассы трубопровода L тр, физико-химические свойства нефти/нефтепродукта, сжатый профиль трассы, разность начальных и конечных нивелирный высот ∆z, рабочая температура, напорные характеристики предполагаемых насосов.

Зная эти исходные данные, можно рассчитать количество нефтеперекачивающих станций, точки их расположения на трассе, внешний и внутренний диаметр трубы трубопровода, фактическую пропускную способность трубопровода.

В первый очередь определяются средние значения суточного Q _сут, часового Q _ч.ср и секундного Q объемных расходов:

.

В этих выражениях Т _р – число рабочих дней трубопровода за год, которое определяется при помощи специальной таблицы в зависимости от объема перевозимого груза (если нет данных, то берется Т _р =350 сутки).

м³/с.

Во-вторых, из таблицы данных выбирается внешний диаметр D _н трубы проектируемого нефтепровода в зависимости от длинны трубопровода L и от массы перекачиваемого продукта в год G: D _н = 630мм.

По среднему значению часового расхода Q _ч.ср подбирается марка насоса (то есть из таблицы находится параметры H ₀ и b для магистрального и H ₀₂ и b ₂ подпорного насосов), для номинальной подачи Q _ном которой, должно выполняться следующее условие:

0,8 Q _ном ≤ Q _ч.ср ≤ 1,2 Q _ном.

Если это условие выполняется для двух типов насоса, то расчеты ведутся в двух вариантах для каждого из насосов в отдельности, выбирается наиболее оптимальный вариант. Максимальное рабочее давление будет на выходе ГНПС, и оно равно:

Р =ρ g (3 h _мн+ H ₂),

здесь h _мн и H ₂ – напоры основного (магистрального) и подпорного насосов при подаче Q _ч.ср. Они вычисляются при помощи формул:

, .

Обычно считается, что в каждой станции есть три последовательно соединенные основные насосы. Согласно условием прочности закрепляющнй арматуры

Р ≤ Р _арм ≈6,4 МПа.

В нашем случае подбирается марка насоса НМ 1250-260 как основной и НПВ 1250-60 как подпорный. Справочные данные по этим типам насосов:

Н o =289,8м,

b =34,8∙10^-6 ч²/м² (основной) и

Н ₀₂ =74,8,8м,

b ₂ =9,5∙10^-6 ч²/м² (подпорный).

Далее находим напоры, развиваемые насосами при подаче Q _ч.ср:

= м;

=74,8-9,5 м.

Находим номинальное рабочее давление на выходе ГНПС:

Р =ρ g (3 h _мн+ H ₂)= МПа.

Давление маловато. Берем следующий насос:

Еще раз находим напоры, развиваемые насосами при подаче Q _ч.ср:

= м;

=77,1-11,48 м.

Находим номинальное рабочее давление на выходе ГНПС:

Р =ρ g (3 h _мн+ H ₂)= МПа.

После подбора насоса, рабочее давление которой, удовлетворяет условию прочности, определяется толщина стенки трубопровода, выдерживающей эту давлению:

,

где п - коэффициент надежности по нагрузке (для трубопровода, работающей по схеме «из насоса в насос» п =1,15, а в других случаях п =1,1), R ₁ – расчетное сопротивление металла сжатию (растяжению):

;

R _н1=σ_в – нормативная сопротивление, k ₁ - коэффициент надежности по материалу (задается в таблице, обычно k ₁=1,34÷1,55), k _н - коэффициент надежности по назначению трубопровода (задается в таблице). m - коэффициент условии работы трубопровода. Относительно назначения и диаметров трубы с учетом меры безопастности, магистральные трубопроводы делятся на 5 категорий: В, I, II, III и IV, относительно этих категорий значение m задается в таблице, для линейных участков m =0,9. Пусть для МТП категория II: m =0,75

Выбираем трубу:

мм.

После определения толщины стенки трубопровода внутрений диаметр трубы определяется следующим способом:

D = D _н - 2δ =630 –2∙8=614 мм.

Полные потери напора в трубопроводе для подачи Q _ч.ср находится по формуле:

.

Здесь коэффициент 1,02 учитывают потери напора в местных сопротивлениях (в ответвлениях трубопровода, на задвижках, и т. д.). п _э – количество эксплуатационных участков в трассе, п _э= L/( 400÷600 ), Н _кп – остаточный напор в конечных пунктах эксплуатационных участков, этот напор расходуется при перекачке нефти, или нефтепродуктов в резервуары. В нашем случае: , значить

п _э=2.

Для нахождения функции потеря напора от трений имеется следующий алгоритм:

- определяются переходные числа Рейнольдса:

.

шерховатость внутренней стенки трубы k _э=0,2 мм, отсюда

.

- определяется секундная подача:

=0,3964 м³/с;

- скорость потока течения жидкости в трубопроводе:

м/с;

- число Рейнольдса:

8431.

- определяется коэффициент гидравлического сопротивления от трения:

, если Re ≤2320 (формула Стокса),

, если 2320 <Re ≤ Re _I (формула Блазиуса),

, если Re _I < Re < Re _II (формула Альтшуля), , если Re ≥ Re _II (формула Шифринсона).

В данном случае 2320 < 8341 < 30700 и используется формула Блазиуса:

≈0,03302.

- потери напора от трения (g =9,8 м/с²):

= 4130,4 м.

Тогда полные потери напора в трубопроводе для подачи Q _ч= Q _ч.ср находится по формуле:

=4298,0 м.

Число нефтеперекачивающих станций (НПС) равно:

=6,11≈7. То есть n =7.

Здесь 240,00 м, =53,72 м.

Найдем фактическую пропускную способность Q _р =Q _ч трубопровода при полученном значении числа станции n. Она (так называемая рабочая точка Q _р) соответствует точному решению уравнении при целом п:

H _нпс(3 п, Q _р) =H (Q _р), (33)

Здесь H _нпс(m _н, Q _ч) = m _н h _мн(Q _ч) + п _э H ₂(Q _ч) - суммарный напор всех станций, m _н=3 п- количество основных насосов, п _э - количество подпорных насосов,

, .

Это трансцендентное уравнение решается графическим способом.

Для получения напорной характеристики трубопровода возьмем несколько значений подачи, расположенных вокруг среднего значения Q _ч.ср и для всех этих значений найдем полные потери в трубопроводе и суммарный напор всех станций.

Отсюда

Q _ч1=1400м³/ч, Q ₁= 0,3889м³/с

Q _ч2=1500 м³/ч, Q ₂= 0,4167м³/с

Q _ч3=1600 м³/ч, Q ₃= 0,4444м³/с.

1. Q _ч1=1400м³/ч, Q ₁= 0,3889м³/с.

м/с;

- число Рейнольдса:

8271,7.

- определяется коэффициент гидравлического сопротивления от трения:

≈0,033177.

- потери напора от трения (g =9,8 м/с²):

= 3994,8 м.

Тогда полные потери напора в трубопроводе для подачи Q _ч= Q _ч.ср находится по формуле:

=4189,7 м.

2. Q _ч2=1500 м³/ч, Q ₂= 0,4167м³/с.

м/с;

- число Рейнольдса:

8862,5.

- определяется коэффициент гидравлического сопротивления от трения:

≈0,032610.

- потери напора от трения (g =9,8 м/с²):

= 4507,4 м.

Тогда полные потери напора в трубопроводе для подачи Q _ч= Q _ч.ср находится по формуле:

=4712,5 м.

3. Q _ч3=1600 м³/ч, Q ₃= 0,4444м³/с.

м/с;

- число Рейнольдса:

9453,4.

- определяется коэффициент гидравлического сопротивления от трения:

≈0,032088.

- потери напора от трения (g =9,8 м/с²):

= 5046,3 м.

Тогда полные потери напора в трубопроводе для подачи Q _ч= Q _ч.ср находится по формуле:

=5262,3 м.

Теперь найдем суммарный напор всех станций при количестве основных насосов, равных m _н=3 п, 3 п -1, 3 п -2 (m _н=3∙7=21, 20, 19) при тех же значениях подач:

H _нпс(m _н, Q _ч) = m _н h _мн(Q _ч) + п _э H ₂(Q _ч), , .

Н ₀ =318,8м, b =38,7∙10^-6 ч²/м² (основной) и

Н ₀₂ =77,1м, b ₂ =11,48∙10^-6 ч²/м² (подпорный). Тогда

, .

1. Q _ч1=1400м³/ч.

=242,95.

=54,60.

H _нпс(21, 1400) = 21 ∙ h _мн(1400) + 2∙ H ₂(1400)= 21 ∙242,95 + 2∙54,60=5211,1

H _нпс(20, 1400) = 20 ∙242,95 + 2∙54,60=4968,2

H _нпс(19, 1400) = 19 ∙242,95 + 2∙54,60=4725,2

2. Q _ч2=1500м³/ч.

=231,725.

=51,27.

H _нпс(21, 1500) = 21 ∙ h _мн(1500) + 2∙ H ₂(1500)= 21 ∙231,725 + 2∙51,27=4968,8

H _нпс(20, 1500) = 20 ∙231,725 + 2∙51,27=4737

H _нпс(19, 1500) = 19 ∙231,725 + 2∙51,27=4505,3

3. Q _ч3=1600м³/ч.

=219,728.

=47,711.

H _нпс(21, 1600) = 21 ∙ h _мн(1600) + 2∙ H ₂(1600)= 21 ∙219,728 + 2∙47,711=4709,7

H _нпс(20, 1600) = 20 ∙ h _мн(1600) + 2∙ H ₂(1600)= 20 ∙219,728 + 2∙47,711=4490

H _нпс(19, 1600) = 19 ∙ h _мн(1600) + 2∙ H ₂(1600)= 19 ∙219,728 + 2∙47,711=4270,3

Полученые результаты занесем в таблицу.

Построим график напорных характеристик трубы и насосных станции (Рис.1). Напорные характеристики трубопровода и НПС в данной задаче пересекаются в трех точках (Q _р1, Q _р2, Q _р3). Эти точки показывают фактических пропускных способностей трубопровода при работе 3 п -2, 3 п -1, 3 п числа магистральных насосов. В качестве рабочей точки Q _р берется самая близкая точка к среднему значению Q _ч.ср и не меньшей ее: Q _чi≥ Q _ч.ср (i =1,2,3). То, есть трубопровод будет работать с такой пропускной способностью. Фактическая годовая (массовая) пропускная способность трубопровода тогда будет равным: .

В нашей задаче из графика найдем, что Q _р1=1472,7; Q _р2=1503,2; Q _р3=1532,3; так, как , то Q _р= Q _р1=1472,7 м³/час и количество магистральных насосов 19 (3-3-3-3-3-2-2).

Напор станции с 3-мя насосами (первые 5 станции):

H _ст.1 = 3∙ =704,60 м.

Напор станции с 2-мя насосами (последние 2 станции):

H _ст.2 = 2∙ =469,73 м.

Теперь делаем расстановку НПС на сжатый профиль трассы.

Q _р1=1472,7, Q = =0,4091м³/с. м/с;

8701,2.

≈0,032698.

Рис.1

Значение гидравлического уклона i _м при учете местных сопротивлений:

=0,00530014.

Для нахождения линий гидравлического уклона рассчитаем местоположение станции с 3-мя и 2-мя насосами в случае горизонтального профиля трассы:

=132,93 км.

=88,63 км.

Тогда и , и образуют прямоугольные треугольники с гипотенузами в виде линий гидравлического уклона. Расстановка НПС в сжатом профиле трассы показана на рис. 2

Из рис. 2 по горизонтали находим расположения НПС (расст. от начального пункта)

х ₁, х ₂, х ₃, х ₄, х ₅, а также расстояния между НПС L ₁, L ₂, L ₃, L ₄, L ₅ (L ₁= х ₁, L ₂= х ₂- х ₁ и т.д.)

Фактическая годовая (массовая) пропускная способность трубопровода: =24∙738,28∙352∙1472,7=9185214348 кг/год ≈ 9,185 млн.т/год.