Исходные данные: G= 16,0 млн.т/год L= 460 км ΔZ= 55 м ρ20 = 856 кг/м3 𝜈20 = 17 сСт 𝜈50 = 9 сСт 𝑡расч =10 ̊С K= 2 число рабочих насосов НПС Решение 1. Определение плотности при расчетной температуре 𝜌𝑡 = 𝜌20 1+𝛽р 856 = (𝑡−20°С) 1+0,000818(10−20) = 863 где t – расчетная температура; βр - коэффициент объемного расширения. ρ20 = 830 – 839 кг/м3 βр = 0,000868 1/оС ρ20 = 840 – 849 кг/м3 βр = 0,000841 1/оС ρ20 = 850 – 859 кг/м3 βр = 0,000818 1/оС ρ20 = 860 – 869 кг/м3 βр = 0,000868 1/оС. 2. Определение вязкости при расчетной температуре 𝜈𝑡 = 𝜈∗ ⋅ 𝑒 −𝑢(𝑡−𝑡∗ ) 17е−0,021(10−20) = 20,9 сСт 𝑢= 1 𝜈 𝑡1 −𝑡2 𝑙𝑛 2= 1 17 𝜈1 50−20 ln =0,021 9 где ν* - вязкость при любой известной температуре, например t* = 20 оС. 3. Определение расчетной производительности 𝑄расч = 𝐺 𝜌𝑡 ⋅𝑁р ⋅24 = 16×109 863×356×24 = 2169,9 [ м3 час м3 ] /3600 = 0,60 [ ], с где Np - число рабочих дней трубопровода в году, определяется в зависимости от диаметра D и длины L трубопровода по приложению 17; - для выбора марки насоса; - для гидравлического расчета. 4. Чтобы определить Np, необходимо знать диаметр D трубопровода; D определяется в зависимости от G, [млн. т./год] по прил. 18. Определяется наружный диаметр - Dн. Чтобы определить внутренний диаметр Dвн, нужно рассчитать толщину стенки нефтепровода по формуле: 𝛿= 𝑛1 ⋅𝑃⋅𝐷н 2⋅(𝑛1 ⋅𝑃+𝑅1 ) , где п1=1,15; 5. Определяем марку насоса и найдем напор насоса при верхнем и нижнем роторе, приняв число рабочих насосов равным 3. Напор основных насосов 3Носн 𝑅1 = 𝑅н1 К1=1,47; Кн=1; 𝑚0 0,9 = 510 ⋅ = 312,24 𝐾1 𝐾н 1,47 ⋅ 1 Rн1=510 МПа. Сталь 17ГС, Изготовитель – Челябинский трубный завод. Выбираем насос НМ 2500-230 по Qраб (м3/час). Характеристика работы насоса При Q=2169,9м3/час ≈ 2170м3/час, Н1=220 м (ротор верхний), Н2=170 м (ротор нижний). Подпорный: НПВ 2500-80 При Q=2170 м3/час, Н1=80 м (ротор верхний), ТУ 14-3-1270-84 Н2=60 м (ротор нижний). Считаем, что у нас 2 основной и 1 подпорный насос. Найдем рабочее давление в трубопроводе Рраб = (Нп + 3Носн)𝜌𝑡 𝑔; а)Рраб1 = (80 + 3 × 220) ⋅ 863 ⋅ 9,81 =6,2 МПа; б)Рраб2 = (60 + 3 × 170) ⋅ 863 ⋅ 9,81 = 4,8 МПа; в)Рраб = (80 + 3 × 170) ⋅ 863 ⋅ 9,81 = 4,9 МПа. Выбираем вариант в), т.е. нижний ротор как Носн. 6. Определим толщину стенки трубы при Рраб=6,2 МПа 𝛿= 1,15⋅6,2⋅720 2(1,15⋅6,2+312,24) = 8,03 мм, принимаем δ=8,1 мм, как ближайшую большую по сортаменту, сталь 17ГС, Челябинский трубный завод. 𝐷вн = 𝐷н − 2𝛿; 𝐷вн = 720 − 2 × 8,1 = 703,8 мм. 7. Режим течения нефти в нефтепроводе 𝑅𝑒 = 𝑅𝑒 = 4⋅0,6 3,14⋅0,7038⋅20,9⋅10−6 4𝑄 𝜋𝐷вн 𝜈𝑡 = 51962. 8. Определяем число Рейнольдса 𝑅𝑒𝐼 = 10𝐷 𝑅𝑒𝐼𝐼 = е = 500𝐷 е 10⋅703,8 = 0,15 = 46920; 500⋅703,8 0,15 2320 < 24757 < 𝑅𝑒𝐼 = 2346000; . турбулентный режим, зона Блазеуса т=0,25; β=0,0246; 𝜆= 0,3164 = 𝑅𝑒 0,25 0,3164 519620,25 = 0,02075. 9. Гидравлический уклон 𝑖=𝜆 𝜐= 1 𝑣2 𝐷 2𝑔 4𝑄 𝜋𝐷2 𝑖=𝛽 = = 0,02075⋅1,542 0,7038⋅2⋅9,81 4⋅0,6 3,14⋅0,70382 𝑄2−𝑚 𝜈𝑚 𝐷5−𝑚 = = 0,0035; = 1,54 м/с; 0,0246⋅0,62−0,25⋅(20,9⋅10−6 )0,25 0,70385−0,25 = 0,0036. 10. Потери напора на трение в нефтепроводе по формуле ДарсиВейсбаха 𝒉𝒍 = 𝝀 𝑳𝑽𝟐 𝑫𝟐𝒈 = 𝒊 ⋅ 𝑳 = 𝟎, 𝟎𝟎𝟑𝟓 ⋅ 𝟒𝟔𝟎𝟎𝟎𝟎 = 𝟏𝟔𝟏𝟎 м. 11. Полные потери напора в нефтепроводе 𝑯 = 𝟏, 𝟎𝟏𝒉𝒍 + 𝜟𝒁 + 𝑯𝒌 , Нк=40 м; Н = 1,01 ⋅ 1610 + 55 + 40 = 1721,1≈1721 м, при ΔZ=55 м. 12. Напор одной станции. Нст = к ⋅ Носн − ℎвн . hвн=15м внутристанционные потери. Нст = 2 ⋅ 170 − 15 = 325 м. 13. Определяем число станций. 𝑛= 1,01⋅𝑖⋅𝑙+𝛥𝑍+𝐻𝑘 −𝐻𝑛 𝑘𝐻осн −ℎвн = 1,01⋅0,0035⋅460000+55+40−123 2⋅170−15 = 4,9. а) округляем в большую сторону n1>n, n1=5 станций. Действительно необходимый напор одной станции: Н′ст = 1,01⋅𝑖⋅𝑙+𝛥𝑍+𝐻𝑘 −𝐻𝑛 𝑛1 = 1,01⋅0,0035⋅460000+55+40−123 5 = 319,62 м. Действительный напор одного насоса Н′нас = Н′ст +ℎвн К = 319,62+15 2 = 167,31 м. Производим обрезку рабочего колеса 𝐷2′ 𝐷2 =√ ′ +в𝑄 2 𝐻нас 𝑎 =√ ′ (𝑄 2 −𝑄 2 )+(𝐻 −𝐻 )𝑄 2 𝐻нас 1 2 2 1 𝐻1 𝑄22 −𝐻2 𝑄12 . Q2=3000 м3/час=0.83 м3/с, Н2=175 м, Q1=2000 м3/час=0,55 м3/с, Н1=185 м. 𝐷2′ 𝐷2 =√ 166.31(0.832 −0.552 )+(185−175)0.62 185⋅0.832 −175⋅0.552 = 8,26127 8,63186 = 0,95, т.е обрезаем на 4,4% 𝐷2′ = 𝐷2 ⋅ 0,95 = 385 ⋅ 0,95 = 369,6 мм – новый диаметр ротора. Расстановка НПС по трассе при n1>n. Необходимо вычислить масштаб по вертикали и отложить ΔZ, Нк в масштабе напоров станций. Затем откладывают величину напора подпорного насоса и напор станции п1 раз и соединяют суммарный напор станций с Нк, получают линию гидравлического уклона i. Месторасположение станций определяют пересечением линии гидравлического уклона с линией, отстающей от профиля на величину подпора. Эти точки переносят на профиль трассы. 14. Проверка режима работы всех НПС. [Рдоп ] = 2𝛿𝑅1 𝑛1 (𝐷н −2𝛿) [Рдоп ] [Ндоп ] = Н𝑠 = 𝜌𝑡 𝑔 𝑃𝑎 −𝑃𝑦 𝜌𝑡 = = 2⋅8,1⋅312,24 1,15⋅703,8 6,24⋅10−6 863⋅9,81 = 6,24 МПа; = 737 м; − 𝛥ℎпрот.кав. . Ра=760 мм рт. ст., Ру=500 мм рт ст., по Q-H характеристике насоса Δhпрот.кав.=35 м Н𝑠 = (760−500)⋅133,3 863⋅9,81 − 35 = −30,9 м. Насос не обладает самовсасывающей способностью, нужен подпор, величиной [𝛥Ндоп ] = |−30,9| + 10 = 40,9 м. Проверяем режим работы станций из условий: Нст ≤ [Ндоп ] 𝛥Нст ≥ [𝛥Ндоп ] , при Нк=40 м; Нст1 = Н𝑛 + 𝑘𝐻осн − ℎвн ≤ [Ндоп ]; Нст1 = 80 + 2 ⋅ 170 − 15 = 405 ≤ 737 м; 𝛥Нст2 = Нст1 − 1,01 ⋅ 𝑖 ⋅ 𝑙1−2 − 𝛥𝑍2−1 ≥ [𝐻доп ]; 𝛥Нст2 = 405 − 1,01 ⋅ 0,0035 ⋅ 85960 − 10,3 = 89,43 ≥ 40,9 м; Нст2 = 𝛥Нст2 + кНосн − ℎвн ≤ [𝛥Ндоп ]; м; Hcm2=89,43+2⋅170-15=414,43≤ 737 м 𝛥Нст3 = 414,43 − 1,01 ⋅ 0,0035 ⋅ 86220 − 10,4 = 89,81 ≥ 40,9 м; Нст3 = 89,81 + 2 ⋅ 170 − 15 = 414,81 ≤ 737 м; 𝛥Нст4 = 414,81 − 1,01 ⋅ 0,0035 ⋅ 85260 − 10,3 = 103,12 ≥ 40,9 м; Нст4 = 103,12 + 2 ⋅ 170 − 15 = 428,12 ≤ 737 м; 𝛥Нст5 = 428,12 − 1,01 ⋅ 0,0035 ⋅ 87260 − 11 = 108,65 ≥ 40,9 м; Нст5 = 108,65 + 2 ⋅ 170 − 15 = 433,65 ≤ 737 м; Нк = Нст5 − 1,01 ⋅ 𝑖 ⋅ 𝑙5−к − 𝛥𝑍𝑘−5 ≥ 𝐻𝑘 ; 𝐻𝑘 = 433,65 − 1,01 ⋅ 0,0035 ⋅ 115300 − 13 = 54,5 ≥ 30 м. Проверка сошлась, следовательно, станции расставлены правильно. 15. Строим совместный график работы нефтепровода и всех НПС. Определяем рабочую точку системы. Hст, м Hст 2000 1500 i 1000 i z Hп i Hк i i Hст Hп Hк 0 0 100 200 300 400 500 600 L, км Рис. 5.1.3 Расстановка числа станций при п1=5; п1>п Таблица 5.2 Характеристика НПС на трассе при п1> п Z № НПС L, км Li, км Zi, м 1 0 0 0 2 111 111 18 18 3 227,1 116,1 37 19 4 339 111,9 57 20 5 452,4 113,4 74 17 КП 600 147,6 100 26 Li=600км Построение Q-H характеристики: Qрасч.=4713,7 м3/час, Ннас=147 м; Z=100м Qрасч. - 800=3913,7 м3/час, Ннас=171 м; Qрасч. + 800=5513,7 м3/час, Ннас=113 м; Суммарный напор всех станций ∑ Нст = Н𝑛 + Н′ ⋅ К ⋅ 𝑛 − 15 ⋅ 𝑛 где К – число насосов на НПС; п – число НПС на трассе; Нп=123 м. Характеристика трубопровода строится по уравнению: 𝑄𝑥2−𝑚 𝜈𝑡𝑚 𝐿 Н = 1,01𝛽 + 𝛥𝑍 + 𝐻𝑘 𝐷5−𝑚 Характеристика станции 1) Qрасч.=4713,7 м3/час, Ннас=147 м ∑ Нст = 147 ⋅ 3 ⋅ 5 − 15 ⋅ 5 = 2128 м; 2) Qрасч. - 800=3913,7 м3/час, Ннас=171 м ∑ Нст = 171 ⋅ 3 ⋅ 5 − 15 ⋅ 5 = 2490 м; 3) Qрасч. + 800=5513,7 м3/час, Ннас=113 м ∑ Нст = 113 ⋅ 3 ⋅ 5 − 15 ⋅ 5 = 1620 м. Характеристика трубопровода: β=0,0246, т=0,25 1) Н = 1,01 ⋅ 0,0246 ⋅ 1,312−025(67,3⋅10−6 )0,25600000 1,00164,75 + 100 + 30 = 2279,5 м 2) Н = 1,01⋅0,0246⋅1,0871,75 (67,3⋅10−6 )0,25 600000 1,00164,75 + 130 = 1681 м 3) Н=2955,6 м Строим Q-Н характеристику в масштабе (рис. 5.1.5) по горизонтали: 1 мм=40 м3/час по вертикали 1 мм=20 м Рабочая точка системы: Qраб=4713,7 м3/час = Qр Нраб=2273 м =Н (полные потери) б) Число станций округляем в меньшую сторону. n2<n, n2=4 станции. Таблица 5.3 Характеристика НПС по трассе при п2<п Z № НПС L, км Li, км Zi, м 1 0 0 0 2 150 150 28 28 3 274,5 124,5 48 20 4 399 124,5 68 20 КП 600 201 100 32 i iл hл H, м iл 2000 1500 i 1000 500 Нк z Нп 0 0 100 200 300 400 500 600 L, км Рис. 5.1.4 Расстановка станций при п2<п; п2=4 Снизим сопротивление линейной части, т.е. построим лупинг длиной Х. Длина лупинга 𝑋1 = Нст (𝑛−𝑛2 ) 𝑖(1−𝑤) = 465(4,6−4) 0,0035(1−0,296) = 113230,5 м = 113,23 км. Уклон лупинга 𝑖л = 𝑖 ⋅ 𝑤, если Dл=D, то 𝑤= 𝑖л 𝑖 = 0,296 в зоне Блазеуса; 𝑖л = 0,0035 ⋅ 0,296 = 0,001036; ℎ100км = 𝑖 ⋅ 105 = 0,0035 ⋅ 105 = 350 м; ℎл = 𝑖л ⋅ 105 = 0,001036 ⋅ 105 = 103,6 м. Уточненный расчет НПС, при п2<п; п2=4; лупинг проложен на 1-ом перегоне – 41,4 км и последнем перегоне – 71,8 км. Нст ≤ [Ндоп ] = 613,6 м; 𝛥Нст ≥ [𝛥Ндоп ] = 43,9 м; Нст1 = Н𝑛 + кНбез осн обр. − 15 ≤ Ндоп ; Нст1 = 123 + 3 ⋅ 160 − 15 = 588 ≤ 613,6; 𝛥Нст2 = Нст1 − 1,01 ⋅ 𝑖(𝑙1−2 − 𝑋1л ) − 1,01𝑖л ⋅ 𝑋1л − 𝛥𝑍 ≥ 𝐻𝑔 ; 𝛥𝐻ст2 = 588 − 1,01 ⋅ 0,0035(150000 − 41,4 ⋅ 103 ) − 1,01 ⋅ 0,001036 ⋅ 41400 −28 = 132,78 ≥ 43,9; Нст2 = 132,78 + 3 ⋅ 160 − 15 = 597,78 ≤ 613,6; 𝛥Нст3 = 597,78 − 1,01 ⋅ 0,0035 ⋅ 124500 − 20 = 137,67 ≥ 43,9; Нст3 = 137,67 + 465 = 602,67 ≤ 613,6; 𝛥Нст4 = 602,67 − 1,01 ⋅ 0,0035 ⋅ 124500 − 20 = 142,56 ≥ 43,9; Нст4 = 142,56 + 465 = 607,56 ≤ 613,6; Нк = Нст4 − 1,01 ⋅ 𝑖(𝑙4−к − 𝑋4л ) − 1,01 ⋅ 𝑖л ⋅ Х4л ) − 𝛥𝑍 ≥ 𝐻𝑘 ; 𝐻𝑘 = 607,56 − 1,01 ⋅ 0,0035(201000 − 71800) − 1,01 ⋅ 0,001036 ⋅ 71800 − 32 = 43,4 ≥ 30. Построение Q-H характеристики при округлении числа станций в меньшую сторону Qр=4714 м3/час = 1,31 м3/с, Нр=160 м; Q1=3914 м3/час = 1,087 м3/с, Н1=180 м; Q3=5514 м3/час = 1,532 м3/с, Н3=125 м; Н1 = Н𝑛 + 𝑘 ⋅ 𝐻осн ⋅ 𝑛2 − 15𝑛2 ; 𝐻𝑝 = 123 + 3 ⋅ 160 ⋅ 4 − 15 ⋅ 4 = 1983 м; Н1 = 123 + 3 ⋅ 180 ⋅ 4 − 60 = 2223 м; Н3 = 123 + 3 ⋅ 125 ⋅ 4 − 60 = 1563 м; Н1 = 1,01𝛽 𝑄х2−𝑚 𝜈𝑡𝑚 𝐷5−𝑚 𝐻𝑝 = 1,01 ⋅ 0,0246 [𝐿 − 𝑋л (1 − 𝑤)] + 𝛥𝑍 + 𝐻𝑘 ; 1,311,75 (67,3⋅10−6 )0,25 1,00164,75 [600000 − 113230,5(1 − 0,296)] + 100 + 30 = 1994 м; Н1 = 1,01 ⋅ 0,0246 ⋅ Н3 = 0,024846 1,0871,75 (67,3⋅10−6 )0,25 1,00164,75 1,5321,75 (67,3⋅10−6 )0,25 1,00164,75 ⋅ 520285,728 + 130 = 1474,6 м; ⋅ 520285,728 + 130 = 2581,4 м. H, м 3000 1 2500 2 2000 3 4 1500 z+Hk Нр при n2 < n Нр при n1 > n 1000 500 0 3900 4400 Qр 4900 5400 Q, м3/ч Рис. 5.1.5 Q-H характеристика 1 – характеристика Q-H нефтепровода при n1=5; 2 – характеристика QH нефтепровода при n2=4 (с лупингом); 3 – характеристика Q-H НПС при n1=5; 4 – характеристика Q-H НПС при n2=4; Qр – рабочая производительность МН.
