|
|
|
|
Главная Переработка нефти и газа 16. Относительная шероховатость труб и переходные числа Рейнольдса для всасывающего трубопровода по формулам (5.12): s = - = 0,00161; Re(= = = 6210; Re(;=- = 310560. 124 0,0161 " 0,00161 17. Так как ReJ" < Re < ReJ,", то во всасывающем трубопроводе имеет место турбулентное течение в зоне смешанного трения. Поэтому коэффициент гидравлического сопротивления по формуле (5.14) \0,25 А. =0,11- 0,00161 + 244457 = 0,0229 18. Полагая, что во всасывающем трубопроводе из местных сопротивлений имеется один тройник ( = 0,32), находим его приведенную длину по формуле (5.26) =30 + ---0,32 = 31,7 м """ 0,0229 19. Потери напора во всасывающем трубопроводе по формуле (5.9) h .0,0229-----.- = 0,57 м 0,124 2-9,81 20. Средняя скорость бензина в напорном трубопроводе по формуле (5.8) 4-40 о., =- = 1,60 м/с 3600-3,14-0,094 21. Число PcйнoJиvca при течении беи:5ина в нем по формуле (5.10) 1,60-0,094 Re„ =- = 214857. 0,7-10 22. Относительная шероховатость груб и переходные числа Рейнольдса для напор1Юго трубопровода по формулам (5.12); е = М = о,00213; Rc = 94 0,00213 = 4700; Rei,") = 0,00213 - = 234740. 23. Так как Rej" < Re„ < Rej", то по формуле (5.15) \0.25 А. =0,11- 0,00213 + 214857 = 0,0245 24. Полагая, что на нагнетательной линии имеются два поворота под углом 90° ( = 0,23 - 2 =0,46), один тройник ( = 0,32), задвижка ( = 0,15), и с учетом сопротивления на входе в резервуар ( = 1) находим приведенную длину нагнетательного трубопроюда по формуле (5.26) О 094 „.пр = 50 + --(0,46 + 0,32 + 0,15 + 1) = 57,3 м 25. Потери напора в нагнетательном трубопроюде по формуле (5.9) h =0,0245-- = 1,95 м 0,094 2-9,81 26. Необходимый напор насоса Н = Ihi -f Az + Hp = 0,247 + 1,24 + 0,57 + 1,95 + 5 + 11,5 = 20,5 м 27. По найденной величине напора и требуемой подаче Q = 60 м-уч выбираем тип насоса НК 65/35 - 70. Поскольку у него может быть 8 вариантов исполнения ротора, вычисляем напор насоса при требуемой подаче для каждого из них по формуле (3.1):
Как видно, наиболее подходящим для рассматриваемой задачи является ротор № 2, вариант «в». Теперь проверим достаточно ли развиваемого насосом напора для работы эжектора 28. Средняя скорость бензина в байпасе по формуле (5.8) 05=- 4-20 = 1,97 м/с 3600-3,14-0,06 29. Число Рейнольдса, характеризующее течение бензина в байпасе, по формуле (5.10) Re,.MZ:.168857. 0,7-10" 31. Относительная шероховатость труб и переходные числа Рейнольдса для байпаса по формулам (5.12): s = M = 3,33-10-; Ref=- = 3003; 60 3,33-10- Rei,- = 150150. 3,33-10" 31. Так как Rcg > Rejf, то бензин в байпасе течет в зоне квадратичного трения турбулентного режима и поэтому коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по формуле (5.15) А.5= 0,11-(3,33-10-) =0,0264 32. На байпасе имеются следующие виды местных сопротивлений: тройник ( = 0,32), 5 поворотов под углом 90° (Е = 0,23 - 5 = 1,15) две зацвижки ( = 2 - 0,15 = 0,3). Поэтому приведенная длина байпаса б,„р=40 + 0,06 0,0264 (0,32 + 1,15 + 0,3) = 44,0 м 33. Потери напора на трение в байпасе по формуле (5.9) 44 1 97 hg =0,0264--- =3,83 м 0,06 2-9,81 Найдем потери напора в эжекторе. 34. Расчетные коэффициенты В3 и С3 по формулам (12.52), (12.55): О 378 Вз = 1,78 +1,95 - 2 + = 5,87 ; Сз = 2,68 - (1 + 2) - 0,799 • 2 = 20,9. 35. Оптимальное относительное давление в начале камеры смещения эжектора по формуле (12.51) Рк=-0,5 + 0,25 + 5,87-4 = 0,0318 36. Относительная площадь камеры смещения по формуле (12.54) 20,9 0,907 + V0,823 + 20,9-0,0318 = 9,83 37. Относительное давление смеси на выходе из эжектора по формуле (12.53) Рс= ,-0,0318 = 0,107 0,67-9,83 38. Потери напора в эжекторе по формуле (1.56) 101325-1,2-50000 (1-0,107) = 159,7 м 740-9,81-0,0318 39. Таким образом, общий напор, необходимый для прокачки бензина по байпасу, включая эжектор, с учетом необходимости преодоления разности высот z„ - z„ = 5 равен Hg = hg + Ьз + z„ - z„ = 3,83 + 15,97 + 5 = 168,53 м. Так как величина Нд » Н, то выбранный тип насоса не обеспечивает необходимого расхода слива цистерны. Как выход возможно два рещения: а) применить для слива более высоконапорный насос; б) поменять схему слива на схему П1 (рис. 12.6). Недостатком первого рещения является необходимость дросселирования значительного (168,5 - 20,5 = 148 м) напора в напорном трубопроводе. Второе рещение требует дополнительных капиталовложений на установку второго насоса. Выбираем второе рещение. По табл. 3.11 подбираем насос НК 65/35 - 240. Пример 12.13. Определить допустимые скорости заполнения цистерны модели 15 - 1443 (L = 10,77 м) бензином А - 76 по трубопроводу диаметром 0,1 м. Решение 1. Относительная щероховатость труб, бывщих в эксплуатации, S = - = 0,002 2. По табл. 12.4 для бензина А-76 находим величины коэффициентов 7 = 2- 10-1° м/м; р, = 36,6 • 10-«; п = 1,76; = 1,21; £о = 17,5 • 10-12 ф/м. 3. Допустимая скорость заполнения цистерны на первой стадии по формуле (12.66) 17,7-10-36,6-10- -0,1--"-(1,14-2 Ig 0,002) 1,76-1 = 0,415 м/с 4. Допустимая скорость заполнения цистерны на основной стадии налива по формуле (12.67) о„оп =2,59-10 3-10"-10,77-2-10°-(1,14-2 Ig 0,002 g V 0,75-36,6-10--17,5-10""-0,1" ГЛАВА ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ И РЕЗЕРВУАРОВ ОТ КОРРОЗИИ Предотвращение коррозионного разрушения трубопроводов достигается применением защитных покрытий, а также методами катодной, протекторной и электродренажной защиты. Резервуары защищают от коррозии с помощью одиночных протекторов и протекторной установок. § 13.1. Катодная защита однониточных магистральных трубопроводов При катодной защите трубопроводов различают три значения потенциала: 1) естественный (стационарный) потенцишг Е„„, существующий до включения защиты; 2) наложенный (расчетный) потенциал Е„„„ („д,, дополнительно накладываемый на сооружение в результате действия защиты; 3) защитный (общий) потенциал сооружения, установившийся после подюночсния защиты. Многочисленными измерениями установлено, что величина естественного потенциала подземных металлических сооружений колеблется в интервале от -0,23 до -0,72 В. Если не имеется точных данных о величине естественного потенциала стали в рассматриваемом грунте, то рекомендуется принимать Е,.„ = -0,55 В по медно-- сульфатному электроду сравнения (по МСЭ). Сведения о величинах минимального и максимального защитных потенциалов (по ГОСТ P51164-98) приведены в табл. 13.1,13.2. На всех вновь построенных и реконструируемых трубопроводах должны быть обеспечены только поляризационные потенциалы (без омической составляющей). Если трубопровод поврежден коррозией (более 10% толщины стенки), то минимальный защитный потенциал должен быть на 0,05 В отрицательнее значений, указанных в табл. 13.1. Минимальные защитные потенциалы
Примечания 1. Для трубопроводов, температура транспортируемого продукта которых не более 278 К (5 °С), минимальный поляризационный защитный потенциал равен минус 0,80 В относительно насыщенного мсдно-сульфатного электрода сравнения. 2. Минимальный защитный потенциал с омической составляющей при температуре транспортируемого продукта от 323 К(50 °С)до343 К(70 "С) - минус 1,10В; от 343 К (70 "С) до 373 К (100 °С) - минус 1,15 В. 3. Для грунтов с высоким удельным сопротивлением (более 100 Ом м) значения минимального потенциала с омической составляющей должны быть определены экспериментально. Величина наложенного (минимального или максимального) потенциала находится как разница между соответствующим защитным потенциалом и естественным потенциалом. При катодной защите магистральньгх трубопроводов величина наложенного потенциала изменяется от максимально юзможного значения Е в точке подключения станции катодной защиты (СКЗ) до минимального допустимого значения Е„(„ на фанице зон действий смежных СКЗ. В случае использования однотипных СКЗ расстояние между ними равно KB-E„„(i+e)j (13.1) 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 [ 86 ] 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
 |
 |
