Определение исходных расчётных данных

Дата: 2025-05-21; Просмотры: 15

Оценка:

0.00 из 5.00 — оценок

Скачиваний: 0

Скачать

Исходные данные:

Предполагаемое место расположения станции: район г. Сургут

Годовая производительность: Q=78 (млн.т./год)

Длина трубопровода: L=71 (км)

Вязкость нефти при 20 С°: ν₂₀=45 (сСт)

Вязкость нефти при 50 С°: ν₅₀=23 (сСт)

Плотность при 20 С°: ρ₂₀=850(кг/м³)

Давление насыщенных паров перекачиваемой жидкости:P_s =0,057 (МПа)

Геометрические параметры трубопровода D x d, (мм): 1220x 13,4 (мм)

Разность геодезических отметок начального и конечного пунктов трубопровода: Dz= 23 (м)

Определение расчетной температуры перекачки

Расчетная температура находится в зависимости от условий перекачки. Если ПНПС предназначена для перекачки одного вида жидкости (нефти) определенного и неизменного состава, то за расчетную температуру принимается минимальная температура жидкости в трубопроводе. Для заглубленных трубопроводов расчетная температура равна минимальной температуре грунта на глубине заложения

трубопровода.

Данная ПНПС расположена в районе города Сургут и предназначена для перекачки нефти определенного и неизменного состава по заглубленному нефтепроводу. Отсюда, в зависимости от района расположения ПНПС и глубины заложения трубопровода находим расчетную температуру и максимальную температуру [3].

Глубина залегания оси трубопровода определяется по формуле:

где h_ср – минимальная глубина заложения подземного трубопровода, для диаметра 1220, от дневной поверхности до верхней образующей, h_ср = 1 м.

м

Так как нам известны температуры только на определенных глубинах, найдем наибольшее значение температуры методом интерполирования:

где t₂ и t₁ – соответственно температуры грунта на известных глубинах h₂ и h₁, t – температура на искомой глубине h.

В итоге имеем: расчетная температура нефти равна 7,1ºС.

Определение расчётной вязкости

Расчетная вязкость нефти рассчитывается по формуле [1]:

,

где ν_t –­ вязкость при температуре t, м²/с; ν_* –­ вязкость при известной температуре t_*, м²/с; t –­ температура нефти, ºС; U –­ показатель крутизны вискограммы, 1/ºС.

(1/ºC),

где ν₁, ν₂ – вязкости при температуре 50ºC и 20ºC, сСт; t₁ и t₂ – температуры равные соответственно 50ºC и 20ºC.

сСт

сСт

1.1. Определение расчётной плотности

Расчетная плотность нефти определяется по формуле:

,

где ρ – расчётное значение плотности, кг/м³; ρ₂₀ – плотность при 20ºС,кг/м³; t_р– расчётная температура; t₂₀ – температура при которой

известна вязкость жидкости, ºC; β_р – коэффициент объёмного расширения, 1/ºC.

Коэффициент объёмного расширения (β_р) выбирается зависимости от плотности при 20ºC: при значении ρ =850 кг/м³ β=0,000818 (1/⁰С) [9].

(кг/м³)

(кг/м³)

1.2.

Определение расчётной производительности

Определим требуемую производительность ПНПС. Для магистральных нефтепроводов подача указывается в млн. тонн в год. На ее основе находится расчетная часовая Q (м³/ч) и максимальная часовая Q _max (м³/ч) подачи станции.

где G –массовый расход, т/год; 24 – число часов в сутках; ρ – расчетная плотность жидкости, т/м³; τ – количество рабочих дней станции в году, 350 дней.

где K_п – коэффициент, учитывающий резерв пропускной способности нефтепровода на случай перераспределения потоков в системе нефтепроводов в процессе ее эксплуатации (K_п =1,07).