Влияние вязкости перекачиваемой жидкости на параметры перекачки

Вязкость à кинематический коэффициент вязкости (ν) и динамический коэффициент вязкости (μ); ν= μ/ρ

Кинематическая вязкость в значительной степени зависит от температуры. Эта зависимость определяет многие технологические процессы в НГД.

Для характеристики крутизны вискограммы есть коэффициент крутизны вискограммы:

U=(1/t₁-t₂)*ln(ν₂/ν₁).

При гидравлических расчетах наиболее точные данные по вязкости являются лабораторные данные. При отсутствии реальных данных используют расчетные зависимости (эмпирические формулы):

1) формула Рейнольдса-Филонова ν=ν_**е^-u(t-t_*⁾, где ν_*, t_* известная пара значений температуры и вязкости. (мм²/с, С)

2) формула ASTM lglg(ν-0.8)=a+blgT, где a, b – коэффициенты, определяемые по 2 значениям вязкости и соответствующим им температурам. (мм²/с, К)

Выше приведенные формулы дают точные результаты, когда заданное значение температур находится внутри интервала t₁ и t_2.

2.6. Расчет гибких шлангов и рукавов

Гидравлический расчет гибких шлангов и рукавов с достаточной для практики точностью (учитывая их малую длину) проводится по вышеприведенным формулам но с учетом того факта, что их гидравлическое сопротивление больше, чем гидравлическое сопротивление прямых стальных труб того же диаметра. Поэтому λ принимается следующим:

	Ламинарный режим	Турбулентный режим
λ	64/Re	0,03-0,13 В расчетах: 0,1

Для сравнения приведем среднее значение λ для стальных прямых труб в зоне Блазиуса =0,025.

2.7. Расчет коллекторов

Под коллектором понимается т/п с переменным расходом по длине. Определение потерь работы на трение при гидравлическом расчете коллекторов определяется суммированием потерь напора по участкам. Используя формулу Лейбензона h_τk=Σh_τi выразим потери напора в коллекторе и выясним соотношение потерь напора в коллекторе и прямом простом т/п такого же диаметра и длины h_τk=Σ β((iq)^2-mν^m/D^5-m)l_i Для простоты принимая общий расход Q=qn, подходящий или исходящий из коллектора и общую длину L=l_in и l_i=const, q_i=const, будем иметь:

h_τk=β(Q^2-mν^m/D^5-m)L Σ (i^2-m/h^2-mn), где

β(Q^2-mν^m/D^5-m)L – потери напора на трение в прямом простом т/п, Σ (i^2-m/h^2-mn) – при m=1, Σ=0,5; при m=0,25, Σ=0,333.

2.8. Расчет безнапорных т/п

Безнапорный т/п – в котором жидкость течет под действием силы тяжести. К ним относятся: как технологические т/п, так и вспомогательные, например, т/п водоотводящих сетей по которым отводится вода с территории НБ.

 

1) ε=H/D=H/A- степень наполнения трубы

2) R_г=f/ω- гидравлический радиус, где f – площадь живого сечения, ω – смоченный периметр

Расчет таких т/п производится по формулам установившегося движения жидкости в установившихся каналах, где гидравлической характеристикой является коэффициент Шези – аналог λ. Этот расчет сложен, а для практических целей применим упрошенную методику основываясь на равенстве геометрического и гидравлического уклона т/п. Будем предполагать, что жидкость движется полным сечением, но при безнапорном режиме.

Установлено, что в круглых трубах Q_max, W_maxà ε=0,9.

i= β(Q^2-mν^m/D^5-m)=tg α_г; tg α_г= ΔZ/L’; i_г=sin α= ΔZ/L.

На НБ уклон различных т/п не превышает 3-5°.

Sin α=tg α= Δ Z/ L =β(Q^{2- m} ν^m/ D^{5- m}).

2.9. Проверка устойчивости работы стояков при верхнем сливе

При движении нефтепродуктов, обладающих высоким давлением насыщенных паров в трубах возможна потеря устойчивости работы т/п под которой понимается разрыв струи (разрыв потока). Такое явление может иметь место при верхнем самотечном сливе, при верхнем механизированном сливе, во всасывающих т/п насосов магистральных нефтепроводов, при использовании так называемых сифонных т/п. В сифонном т/п какая-то часть находится выше уровня жидкости в соединяемых им резервуарах.

Условием устойчивой работы вышеперечисленных т/п является следующее: Р_ост>Р_н.п.(P_s). Давление насыщенных паров у сырых нефтей и бензинов может достигать 500 и более мм.рт.ст. Предельная высота сливного стояка при которой не происходит образование газовых мешков определяется из следующего соотношения:

H_c=((р_a-р_s)/ρg) – h_c,

где H_c – высота стояка, р_a – атмосферное давление, h_c – потери напора в стояке до наивысшей его точке. Проверку обеспечения этого условия для наглядности произведем графоаналитическим способом для следующих наихудших условий – минимальное атмосферное давление, максимальная температура перекачки, наинизший уровень нефтепродукта в сливаемой цистерне или резервуаре. Схема слива представлена ниже на рисунке 3(схема слива ж/д цистерн).

где 1 – котел цистерны, 2 – стояк, 3 – нижнее сливное устройство, 4 – центробежный насос, 5 – резервуар, 6 – фильтр, 7 – рукав (шланг), 8 – поворотная муфта, 9 – нижний сливной прибор цистерны, 10 – коллектор.

На первом этапе расчета от минимального уровня нефтепродукта (примем нижнюю образующую) откладываем вверх располагаемый напор Н_а=р_а/ρg. Далее определяют потери напора в отдельных участках стояка по формулам и затем откладывают эти потери от Н_а вниз. Если линия упругости паров пересекает стояк (т/п) в какой либо точке, то в этой точке возможно образование газового мешка, если пересечения нет, то коммуникация будет работать устойчиво. Для предотвращения образования газового мешка можно сделать следующее:

1) изменить конструкцию стояка;

2) уменьшить потери напора (например, за счет увеличения диаметра труб);

3) приблизить насос к фронту слива;

4) обеспечить подпор в начале сливной коммуникации (например, поставить эжектор);

5) в эксплуатационных условиях сливать при пониженной температуре (например, ночью).

2.10. Использование эжекторов

Эжекторы (или струйные насосы) используются на нефтебазах для обеспечения слива нефтепродуктов с высокой упругостью паров, при зачистке резервуаров для откачки осадка и вообще для перекачки жидкостей с механическими примесями. При оборудовании резервуаров системой улавливания и конденсации легких фракций также используются эжекторы (эжекторная герметизированная система хранения).

Схема эжектора представлена на следующем рисунке.

 

где 1 – диффузор, 2 – приемная камера с конфузором, 3 – конический насадок, 4 – т/п рабочей жидкости.

Эжектор должен быть погружен в жидкость и может располагаться как вертикально, так и горизонтально. Эжектор погружается в подсасываемую жидкость. По т/п 4 подается рабочая жидкость – тот же самый нефтепродукт с расходом Q_p. При выходе из сопла рабочей жидкости с большой скоростью струя захватывает собой частицы подсасываемой жидкости. Образовавшаяся зона разряжения в районе сопла способствует подсасыванию откачиваемой жидкости из цистерны или резервуара. В зависимости от конкретных условий используется несколько схем обвязки эжекторов. Например схема 5а.

где 1 - цистерна, 2 – эжектор, 3 – насос, 4 – резервуар.

В этой схеме эжектор используется самостоятельно для получения требуемого расхода выкачки и напора. Она используется при небольшой величине ΔZ и небольшой длине т/п.

Вторая схема.

Эжектор используется совместно с основным центробежным насосом 3. Вспомогательный насос 5 подает только расход рабочей жидкости Q_p. При такой обвязке возможна значительная длина перекачки и значительное положительное значение ΔZ. В этом случае эжектор создает только подпор на входе основного насоса.

Схема 5в – схема обвязки с одним основным насосом, в которой эжектор также создает подпор на входе основного насоса. В данном случае основной центробежный насос должен быть достаточно мощным, чтобы дополнительно обеспечить подачу рабочей жидкости на эжектор. При необходимости расчет эжекторов можно найти в специальной литературе.

2.11. Определение продолжительности сливо-наливных операций

Время слива-налива определяется либо по нормам (нормативные документы отраслевые), а в необходимых случаях время определяется расчетным путем в зависимости от вида слива – механизированный или самотечный. В случае механизированного способа это просто делается зная подачу применяемого насоса. А при самотечном сливе задача усложняется следующими факторами:

1) переменный действующий напор (высота нефтепродукта);

2) переменная площадь открытой поверхности нефтепродукта в цистерне;

3) наличие двух режимов истечения (ламинарный и турбулентный); [13, 17]

3. Резервуарные парки

При проектировании нефтебазы для экономии средств следует правильно определить вместимость ее резервуарного парка.

3.1. Определение вместимости резервуарного парка

При проектирование определение вместимости резервуарного парка – основная. Для этого используют 2 метода:

1) табличный – на основе графиков завоза-вывоза нефтепродуктов. Чем меньше период, за который дается этот график, тем точнее результат. Этот метод более точен, т.к. построен на реальных данных.

Наименование показателя,	завоз-вывоз,%
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	Итого
Завоз	2	3	4	6	5	10							100
Вывоз	1	3	5	7	6	8							100
Месячный остаток	+1	0	-1	-1	-1	+2
Сумма месячных остатков	+1	+1	0	-1	-2	0

Такие таблицы составляются для каждого нефтепродукта, и вместимость определяется для каждого нефтепродукта.

V_p=V_max-V_min.

Например: V_max = 10%, V_min.=-7% à V_p=10-(-7)=17, Q_мес=10000 т, V_p=10000*0.17/ρ=1700/ρ.

Для определения фактической емкости мы должны учесть коэффициент заполнения резервуаров.

V_ф=V_а/η. Для каждого нефтепродукта должно быть не менее 2 резервуаров.

2) аналитический – по эмпирическим формулам, которые были получены для конкретных типов нефтебаз (ж/д, речная НБ и т.д.). Эти формулы – нормы проектирования [17,22].

3.2. Классификация резервуаров

1) По материалам изготовления: стальные, ж/б, из полимерных и резинотканевых материалов, резервуары нефтепродуктов, соляные догрунтовые;

2) По избыточному давлению: низкого и высокого давления (2000 Па);

3) По форме: цилиндрические (вертикальные, горизонтальные), сферические, прямоугольные (ж/б и земляные амбары), резервуары специальных конструкций (каплевидные, тороидальные и др.);

4) Наземные и подземные резервуары. В подземном резервуаре расстояние от планировочной отметки земли до максимального уровня нефтепродукта должно быть не менее 0.2 метра

3.3. Стальные резервуары низкого давления

Типовая конструкция вертикальных стальных резервуаров низкого давлениям (до 2000 Па) изготавливается из стальных листов размером 1000*2000 мм., 1250*2000 мм., 1500*6000 мм. с толщиной листов 4 мм. и более. Листы свариваются и получаются пояса.

В настоящее время сооружаются резервуары из отдельных листов и рулонных заготовок. Рулонные заготовки изготавливаются на заводах и транспортируются на место строительства. Большинство существующих резервуаров сооружено из рулонных заготовок (боковая поверхность резервуара). Горизонтальные резервуары в большинстве случаев изготавливаются в заводских условиях и их пояса располагаются вертикально.

С 1990 по 2000 почти не сооружались резервуары. Начиная с 2000 года резервуары (особенно большой емкости 50 и 100 тысяч м³) сооружаются листовым методом (из отдельных листов).

3.4. Резервуары вертикальные стальные (типа РВС)

РВС 100-120000 м³ (типовой ряд)

Днище собирается из отдельных сегментов, для малых резервуаров может быть изготовлено из рулонных заготовок. Корпус изготавливается индустриальным или полистовым методом. Крыша резервуара собирается из плотно-блочных щитов заводского изготовления, щит в виде сегмента имеет каркас из швейлеров на которых монтируется листовой настил. В центре резервуара объемом 5000 и более устанавливается стойка для поддержки покрытия.

3.5. Оборудование резервуаров типа РВС

Нормальная и безопасная эксплуатация обеспечивается следующим оборудованием:

1) приемо-раздаточным;

2) дыхательным;

3) противопожарным;

4) замерным;

5) прочим.

Существует и другая классификация:

1) оборудование, обеспечивающее надежную работу и снижение потерь нефтепродукта;

2) оборудование для обслуживания и ремонта резервуара;

3) противопожарное оборудование;

4) приборы контроля и сигнализации.

Специальному оборудованию, обеспечивающему снижение потерь нефтепродукта от испарения относятся: диск-отражатель, понтон, плавающая крыша, газоуравнительная система, система улавливания легких фракций.