ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 5 Вариант 12 Исходные данные: G = 30 млн. т/год L = 390 км ∆Z = 95 м ρ20 = 845 кг/м3 ν20 = 27 сСт ν50 = 16 сСт tрасч = 13 °С k = 3 шт. Решение: Определение свойств транспортируемой жидкости 1. Определение плотности при расчетной температуре Для диапазона изменения плотности нефти при температуре 20oC: ρ20 = (840 ÷ 849) кг м3 Коэффициент объемного расширения составляет - βр = 0,000841 °С−1 . Рассчитываем плотность нефти при расчетной температуре t расч = 13°С: ρ20 845 кг ρt = = = 850 3 1 + βp ⋅ (t − 20) 1 + 0,000841 ⋅ (13 − 20) м 2. Определение вязкости при расчетной температуре u= 1 ν1 1 27 ⋅ ln = ⋅ ln = 0,0174 °С−1 t 2 − t1 ν2 50 − 20 16 ∗ ν13 = ν∗ е−u(t−t ) = 27 е−0,021(13−20) = 30,5 сСт 3. Наружный диаметр трубопровода для производительности G = 30 млн. т год . Внешний диаметр – D = 1020 мм. В зависимости от внешнего диаметра D = 1020 мм, длины трубопровода L = 390 км, для нормальных условий находим расчетное число рабочих дней нефтепровода в год – Np = 353 дня. 4. Определение расчетной производительности Q расч(ч) G 30 ⋅ 109 м3 = = = 4166 ρt ⋅ Np ⋅ 24 850 ∗ 353 ∗ 24 ч Q расч(сек) Qч 4166 м3 = = = 1,1572 3600 3600 с Подбор насосно-силового оборудования 5. Определение марки насоса и нахождение напора насоса при верхнем и нижнем роторе, приняв число рабочих насосов равным 3. Напор основных насосов 3Носн. Выбираем насос НМ 5000-210 по Qраб (м3/час) H1 = 150 м (нижний ротор) H2 = 210 м (верхний ротор) Выбираем насос НМ 7000-210 по Qраб (м3/час) H1 = 200 м (нижний ротор) H2 = 270 м (верхний ротор) Выбираем насос НПВ 2500-80 по Qраб (м3/час) H1 = 65 м (нижний ротор) H2 = 85 м (верхний ротор) Выбираем насос НПВ 3600-90 по Qраб (м3/час) H1 = 90 м (нижний ротор) H2 = 110 м (верхний ротор) Pраб = (Нп + 3Носн ) ∙ ρt ∙g 1) Pраб = (65 + 3 ∙ 210) ∙ 850 ∙ 9,81 = 5,79 МПа; 2) Pраб = (85 + 3 ∙ 200) ∙ 850 ∙ 9,81 = 5,71 МПа; 3) Pраб = (90 + 3 ∙ 210) ∙ 850 ∙ 9,81 = 6 МПа; 4) Pраб = (75 + 3 ∙ 275) ∙ 850 ∙ 9,81 = 5,27 МПа; 5) Pраб = (110 + 3 ∙ 150) ∙ 850 ∙ 9,81 = 4,67 МПа; 6) Pраб = (90 + 3 ∙ 200) ∙ 850 ∙ 9,81 = 5,75 МПа; Для расхода в нефтепроводе G = 30 млн. т год и внешнего диаметра D = 1020 мм рабочее давление в трубопроводе находится в переделах Рраб = (5,3 ÷ 5,9) МПа. Выбираем вариант 2. Определение толщины стенки трубопровода 6. Толщина стенки трубы при Pраб = 5,71 МПа δ= n1 ∙ P ∙ Dн 2(n1 ∙ P + R1 ) Где n - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе: n1=1,1 R1 = R н1 ∙ m0 0,9 = 500 ∙ = 292,2 К1 ∙ Кн 1,4 ∙ 1,1 Для расчета принимаем Rн1= 500 МПа; m0 = 0,9; k1 = 1,4; kн = 1,1. 1,1 ∙ 5,79 ∙ 1020 δ = = 11,2 мм 2(1,1 ∙ 5,79 + 292,2) Принимаем δ = 12 мм, как ближайшую большую по сортаменту. Dвн = Dн - 2δ Dвн = 1020 − 2 ∙ 12 = 996 мм 7. Режим течения нефти в нефтепроводе Re = Re = 4⋅Q π ⋅ D ⋅ νt 4 ∙ 1,1572 = 48518 3,14 ∙ 1,02 ∙ 30,5 ∙ 10−6 8. Граничные значения Re: Абсолютную шероховатость трубопровода, принимаем по ВНТП-2-86, е= (0,1÷0,2) мм RеI = RеII= 10D e 500D e = = 10 ∙ 1020 0,1 500∙1020 0,1 = 99600 = 4980000 Так как 2320 < 48518 < 99600, то режим течения – турбулентный (зона Блазиуса). Тогда коэффициент гидравлического сопротивления определяем по формуле Блазиуса: λ= 0,3164 0,3164 = = 0,021 (48518)0,25 Re0,25 m = 0,25; β = 0,0246 9. Потери напора на трение в нефтепроводе по формуле Дарси-Вейсбаха hтр L V2 =λ∗ ∗ D 2∗g Скорость течения нефти: V= hтр 4∗Q 4 ∗ 1,1572 = = 1,49 м/с π ∗ D2 3,14 ∗ 0, 9962 390 ∗ 103 1, 492 = 0,021 ∗ ∗ = 939,5 м 0,996 2 ∗ 9,81 10. Полные потери напора в трубопроводе и гидравлический уклон H = 1,01 ∗ hтр + ΔΖ + Hk = 1,01 ∗ 939,5 + 95 + 30 = 1073,9 м Гидравлический уклон: 1 V2 1 1, 492 i=λ∗ 2∗ = 0,021 ∗ ∗ = 0,0024 D 2∗g 0, 9962 2 ∗ 9,81 11. Напор одной станции Принимаем внутристанционные потери напора hвн = 15 м, по ВНТП 2-86. Нст = K ⋅ hосн − hвн = 3 ⋅ 200 − 15 = 585 м 12. Определение числа станций n= 1,01 ∗ i ∗ L + ΔΖ + Hk − Hп k ∗ Hосн − hвн 1,01 ∗ 0,0024 ∗ 390 ∗ 103 + 95 + 30 − 85 n= = 2,1 3 ∗ 200 − 15 А) При округлении в большую сторону n = 3 Б) При округлении в меньшую сторону n = 2 Расстановка станций методом В.Г.Шухова при округлении в большую сторону Действительно необходимый напор одной станции ′ Hст = ′ Hст 1,01 ∗ i ∗ L + ΔΖ + Hk − Hп n 1,01 ∗ 0,0024 ∗ 390 ∗ 103 + 95 + 30 − 85 = = 330 м 3 Действительный напор одного насоса Н′нас Н′ст + hвн 494 + 15 = = = 115 м K 3 Обточка рабочего колеса насоса ′ ′ D′2 Hнас + b ⋅ Q2 Hнас ∗ (Q 2 2 − Q1 2 ) + (H1 − H2 ) ∗ Q2 =√ =√ D2 a H1 ∗ Q 2 2 − H2 ∗ Q1 2 D′2 115(1,332 − 0,9842 ) + (100 − 80) ∗ 1,15722 =√ = 0,943 D2 100 ∗ 1,332 − 80 ∗ 0,9842 D′2 – внешний диаметр обточенного рабочего колеса: D′2 = ε′ ⋅ D2 = 0,96 ⋅ 423 = 399 мм То есть обтачивание рабочего колеса основного насоса необходимо сделать на величину ε = 100 ⋅ (1 − ε′ ) = 100 ⋅ (1 − 0,96) = 4 % 13. Расстановку по трассе, с округлением числа станций в большую сторону Рисунок 1 - Расстановка числа НПС n = 3, округленных в большую сторону Таблица 1 - Характеристика НПС на трассе при n1 > n № НПС L, км Li, км Zi, м Z, м 1 0 0 0 0 2 126 126 30,7 30,7 3 252 126 61,4 30,7 КП 390 140 95 33,6 Аналитическая проверка режима работы при расстановке станций с округлением в большую сторону 2 ⋅ δ ⋅ R1 2 ⋅ 12 ⋅ 292,2 = = 6,4 МПа n⋅d 1,1 ⋅ 996 6,4 ⋅ 106 [Рдоп ] = = 767,5 м [Ндоп ] = ρt ⋅ g 850 ⋅ 9,81 [Рдоп ] = [Δhдоп ] = |hS | + hвс hS = hS = Pa − Py − Δhпрот.кав. , ρt ⋅ g (760 − 500) ⋅ 133,3 − 42 = −36,84 м, 850 ⋅ 9,81 [Δhдоп ] = |−36,84| + 10 = 46,84 м. Проверка режима работы станций из условий: h′ст ≤ [hдоп ]; Δh′ст ≥ [Δhдоп ], при hк = 30 м; h′ст1 = hn + K ⋅ h′осн − hвн ≤ [hдоп ] h′ст1 = 85 + 3 ⋅ 115 − 15 = 414,6 м ≤ 767,5 м Δh′ст2 = h′ст1 − 1,01 ⋅ i ⋅ L1−2 − ΔZ2−1 ≥ [Δhдоп ] Δh′ст2 = 414,6 − 1,01 ⋅ 0,0024 ⋅ 126 ⋅ 1000 − 30,7 = 77,4 м ≥ 46,84 м h′ст2 = Δh′ст2 + K ⋅ h′осн − hвн ≤ [hдоп ] h′ст2 = 77,4 + 3 ⋅ 115 − 15 = 407 м ≤ 767,5 м Δh′ст3 = h′ст2 − 1,01 ⋅ i ⋅ L2−3 − ΔZ3−2 ≥ [Δhдоп ] Δh′ст3 = 407 − 1,01 ⋅ 0,0024 ⋅ 126 ⋅ 1000 − 30,7 = 69,7 м ≥ 46,84 м h′ст3 = Δh′ст3 + K ⋅ h′осн − hвн ≤ [hдоп ] h′ст2 = 69,7 + 3 ⋅ 115 − 15 = 404,7 м ≤ 767,5 м Δh′к = h′ст2 − 1,01 ⋅ i ⋅ L2−к − ΔZк−2 ≥ hк Δh′к = 404,7 − 1,01 ⋅ 0,0024 ⋅ 140 ⋅ 1000 − 33,6 = 30,5 м ≥ 30 м Условия проверки выполнились, следовательно, станции расставлены правильно Построение Q-H характеристики Для Qрасч = 4166 м3 /час Ннас = 115 м Для Qрасч +15% = 4790,9 м3 /час ′ Hст 1,01 ∗ 0,0024 ∗ 390 ∗ 103 + 95 + 30 − 74,4 = = 342 м 3 Н′нас = 342 + 15 = 119 м 3 Для Qрасч -15% = 3541,1 м3 /час ′ Hст 1,01 ∗ 0,0024 ∗ 390 ∗ 103 + 95 + 30 − 125,4 = = 315 м 3 Н′нас = 315 + 15 = 110 м 3 Суммарный напор всех станций: ∑ Нст = Нп + Ннас’∙ K ∙ n - 15 ∙ n Q2−m ∗ νm t ∗L Н = 1,01 ∗ β ∗ + ΔΖ + Нк D5−m Характеристика станций 1) Для Qрасч = 4166 м3 /час ΣHст = 85 + 115 ∗ 3 ∗ 3 − 15 ∗ 3 = 1075 м 2) Для Qрасч +15% = 4790,9 м3 /час ΣHст = 125,4 + 119 ∗ 3 ∗ 3 − 15 ∗ 3 = 1151,4 м 3) Для Qрасч -15% = 3541,1 м3 /час ΣHст = 74,4 + 110 ∗ 3 ∗ 3 − 15 ∗ 3 = 1019,4 м Характеристика трубопровода 1) Н = 1,01 ∙ 0,0246 2) Н = 1,01 ∙ 0,0246 3) Н = 1,01 ∙ 0,0246 1,15722−0,25 (30,5∗10−6 )0,25 ∗390∗103 0,9965−0,25 1,332−0,25 (30,5∗10−6 )0,25∗390∗103 0.9965−0,25 0,984 2−0,25(30,5∗10−6 )0,25 ∗390∗103 0.9965−0,25 + 95 + 30 = 1072,6 м +95 + 30 = 1333,94 м + 95 + 30 = 838,52 м Технологический расчет нефтепровода при округлении числа станций в меньшую сторону 1. Гидравлический уклон нефтепровода на участке с лупингом iл = i ∗ ω, если Dл = D, то Где ω – коэффициент, который приводит параметры лупинга к параметрам основной магистрали: ω= iл i = 0,296 в зоне Блазеуса iл = 0,0024 ∗ 0,296 = 0,000713 h100км = i ∗ 105 = 0,0024 ∗ 105 = 240 м hл = iл ∗ 105 = 0,000713 ∗ 105 = 71,3 м 2. Длина лупинга x= Hст(n − n2) 585(2,1 − 2) = = 83846 м = 83,85 км i(1 − ω) 0,0024(1 − 0,296) Уточненный расчет НПС, при n2 < n; n2 = 2; лупинг проложен на 1-ом перегоне – 26,3 км и последнем перегоне – 57,6 км. Таблица 2 - Характеристика НПС на трассе при n2 < n № НПС L, км Li, км Zi, м Z, м 1 0 0 0 0 2 176 176 42,88 42,88 КП 390 214 95 52,12 Рисунок 2 - Расстановка числа НПС n = 2, округленных в меньшую сторону Аналитическая проверка режима работы НПС Нст ≤ [Ндоп] = 767,5 м ∆Нст ≥ [∆Ндоп] = 46,84 м, при Нк = 30 м Нст1 = Нп + k * Hосн – hвн ≤ [Ндоп] Нст1 = 85 + 3 * 200 – 15 = 698 ≤ 767,5 м ∆Нст2 =Нст1 – 1,01 * i(l1-2 – X1л) – 1,01 * iл * X1л - ∆Z ≥ [∆Ндоп] ∆Нст2= 698 - 1,01 * 0,0024(176*103 – 26,3*103) - 1,01* 0,000713 * 26,3*103 – 42,88 = 243,9 ≥ 46,84 м Нст2 = ∆Нст2 + k * Hосн – hвн ≤ [Ндоп] Нст2 = 243,9 + 3 * 200 - 15= 828,9 ≤ 767,5 м Нкп = Нст2 – 1,01 * i (l2-к – X2-к) – 1,01 * iл * X2л - ∆Z ≥ Нк Нкп = 828,9 - 1,01*0,0024(214*103– 57,6*103) - 1,01*0,000713*57,6*103 – 52,12 = 35,6 ≥ 30м Условия проверки выполнились, следовательно, станции расставлены правильно. Построение Q-H характеристики Для Qрасч = 4166 м3 /час: Ннас = 104,4 м Для Qрасч +15% = 4790,9 м3 /час: Ннас = 106,3 м Для Qрасч -15% = 3541,1 м3 /час: Ннас = 92,5 м Характеристика станций ∑ Нст = Нп + Ннас’∙ K ∙ n - 15 ∙ n Для Qрасч = 4166 м3 /час ΣHст = 85 + 104,4 ∗ 3 ∗ 3 − 15 ∗ 3 = 980 м Для Qрасч +15% = 4790,9 м3 /час ΣHст = 85 + 106,3 ∗ 3 ∗ 3 − 15 ∗ 3 = 997 м Для Qрасч -15% = 3541,1 м3 /час ΣHст = 85 + 92,5 ∗ 3 ∗ 3 − 15 ∗ 3 = 873 м Характеристика трубопровода Q2−m ∗ νm t ∗L [L − Xл (1 − ω)] + ΔΖ + Нк Н = 1,01 ∗ β ∗ D5−m Н = 1,01 ∙ 0,0246 30 = 977 м Н = 1,01 ∙ 0,0246 = 1179 м Н = 1,01 ∙ 0,0246 30 = 840 м 1,15722−0,25(30,5∗10−6 )0,25 ∗390∗103 0,9965−0,25 1,3312−0,25 (30,5∗10−6 )0,25 ∗390∗103 0.9965−0,25 [390 ∗ 103 − 83846 (1 − 0,296)] +95 + 30 0,98362−0,25 (30,5∗10−6 )0,25 ∗390∗103 0.9965−0,25 [390 ∗ 103 − 83846 (1 − 0,296)] + 95 + [390 ∗ 103 − 83846 (1 − 0,296)] + 95 + Рисунок 3 – Q-H характеристика 1 – характеристика Q-H нефтепровода при n1 = 3; 2 – характеристика Q-H нефтепровода при n2 = 2; 3 – характеристика Q-H НПС при n1 = 3; 4 – характеристика Q-H НПС при n2 = 2; Qp - рабочая производительность МН Рабочая точка: При n1> n Qраб1 = 4166 м3/час Нраб1 = 1075 м При n> n2 Qраб2 = 4166 м3/час Нраб2 = 977 м
