Произвести технологический расчет трубопровода при следующих исходных данных:
1) расчетная длина трубопровода L р = 780 км;
2) разность геодезических отметок ΔΖ = - 38 м;
3) годовой план перекачки д/топлива Gr = 20,8·106 т/год;
4) расчетная температура нефти tp = 0,5 °C;
5) плотность д/топлива при 20° С ρ 20 ° С = 820 кг/м3;
6) кинематическая вязкость при 20° С ν 20 ° С = 6,4·10-6 м2 /с,
кинематическая вязкость при 50° С ν 50 ° С = 3,8·10-6 м2 /с;
7) остаточный напор h к.п. = 35 м;
8) число эксплуатационных участков N э = 1;
9) допустимое давление { P } = 7,4 МПа.
Решение.
Плотность д/топлива при расчетной температуре (2.1)
r р = 820 - (1,825 - 0,001315×820)×(0,5 - 20) = 805кг/м3.
Кинематическая вязкость (2.2)
lglg (ν + 0,8 ) = 6,52 - 2,67× lg 273,5,
откуда
ν = 
-0,8 = 58,2×10-6 м2 /с,
где коэффициенты a и b определены по (2.4)
,
a = lglg (6,4+0,8) - (-2,67) lg 293 = 6,520.
Расчетная пропускная способность нефтепродуктопровода (2.1)
= 3228 м3 /ч = 0,897 м3 /с.
Расчетное значение внутреннего диаметра нефтепровода (2.2)
,
где W р = 1,75 м/с – рекомендуемая расчетная скорость перекачки при расчетной пропускной способности Q ч р = 3228 м3 /ч (рис. 4.1).
Рис. 4.1. Зависимость рекомендуемой скорости перекачки
от пропускной способности трубопровода
Примем ближайший наружный диаметр трубопровода (табл. П 1.1) равным D н = 820 мм.
Примем марку стали труб 17ГIC с пределом прочности σв = 520 МПа (табл. П 1.1).
Коэффициенты mу, n, К1 и Кн имеют следующие значения: n = 1,15;
ту = 0,9; К1 = 1,47; Кн = 1,0.
Расчетное сопротивление металла трубы (2.6)
Магистральные и подпорные насосы выбираем по расчетной пропускной способности Q ч р = 3228 м3 /ч(табл. П 1.2):
- магистральный насос НМ 3600-230 с производительностью 3600 м3 /ч и напором 230 м;
- подпорный насос НМП 3600-78 с производительностью 3600 м3 /ч и напором 78 м.
Характеристики насосов НМ 3600-230 и НМП 3600-78 представлены вприл. 3.
При расчетной подаче напоры, развиваемые магистральным и подпорным насосами, равны
h м = 250 м и h п = 82 м.
Рабочее давление, развиваемое насосной станцией (2.4)
Р = 885×9,81×(3×250 + 82)×10-6 = 7,22 < 7,4 МПа.
Толщина стенки трубы (2.5)
.
Для труб из стали 17ГIC и Dн = 820 мм (табл. П.1.1) ближайшее значение толщина стенки в большую сторону равно δ = 11 мм.
Внутренний диаметр трубопровода (2.7)
D = 820-2×11=798 мм.
Фактическая скорость течения нефти в трубопроводе (2.8)
.
Число Рейнольдса (2.9)
.
Первое переходное число Рейнольдса
.
Из сравнения Re и Re1, видно, что режим течения турбулентный - зона гидравлически гладкого трения.
Коэффициент гидравлического сопротивления (2.12)
.
Гидравлический уклон (2.10) равен:
.
Поскольку условие (2.4) выполняется, то расчетный напор основных агрегатов перекачивающей станции (2.16)
Нст = 3×250 = 750 м.
Расчетное число насосных станций (2.21)
.
Вариант I.
Округлим число насосных в большую сторону, т.е. примем nо = 6.
При расчетной подаче Q ч р = 3228 м3 /ч(см. характеристику Q - H, приложение 3) баланс напоров согласно (2.19) будет иметь вид:
Нст = 6×3×250+82 = 4582 м,
Нтр = -40 + 1,2×0,00499×780×103 + 35 = 3967 м.
Таким образом Нст > Нтр, и для согласования работы пары «насос-трубопровод» необходима обточка колес.
Согласно (2.20)
nо H °ст = -40 + 1,2×0,00499×780×103 – 82 + 35 = 3885 м,
тогда напор, развиваемый основными агрегатами каждой ПС будет равен (2.22)
м.
Напор, развиваемый одним основным насосом (2.23),
В этом случае баланс напоров согласно (2.19) соблюдается:
6×3×215,8 + 82 = -40 + 1,2×0,00499×780×103 + 35 (3967 м = 3967 м).
Диаметр обточенного колеса при известных напорах магистрального насоса равен (2.24):
.
= 420 мм.
(т.е. 7 %).
Степень обточки менее 10 %, поэтому вариант увеличения числа станций до 6 возможен.
Вариант II.
Округлим число насосных в меньшую сторону, n х = 5.
При расчетной подаче Q ч р = 3228 м3 /ч баланс напоров согласно (2.19) будет иметь вид:
Нст = 5×3×250 + 82 = 3832 м,
Нтр = -40 + 1,02×0,00499×780×103 + 35 = 3967 м.
Нтр > Нст, что говорит о необходимости уменьшения сопротивления трубопровода прокладкой лупинга или вставки большего диаметра.
Согласно (2.27, 2.28) определяем i л:
i л = 0,00499 × 
.
Коэффициент m в зоне гладких труб равен 0,25.
Длина лупинга равна (2.26):
м.
Суммарные потери напора в трубопроводе с лупингом составят (2.15):
Н^тр = D Z + 1,02 i (L т p – Хл) + 1,02 i л × Хл + 35 = -40 + 1,02×0,00499×780×103 – 1,02×0,00499×38460 + 1,02×0,001484×38460 + 35 = 3829 м.
Таким образом, Нст = Н^тр, значит длина лупинга определена правильно.
Расстановку станций по длине трубопровода производим графическим способом. Данные для построения и примеры построения показаны на рис. 4.2 и рис. 4.3.
Рис. 4.2. Пример построения по варианту 1
Рис. 4.3. Пример построения по варианту 2
Библиографический список
1. Васильев Г.Г., Коробков Г.Е. и др. Трубопроводный транспорт нефти. М.: 2002, т. I, II.
2. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. М.: Недра, 1981.
3. Яблонский В.С., Новоселов В.Ф. Проектирование, эксплуатация и ремонт нефтепродуктопроводов. М.: Недра, 1965.
4. СНиП 2.05.06.-85*.
Приложение 1
Таблица П 1.1
