Проверка режима работы всех НПС.

Опреление плотности при расчетной температуре.

ρ₂₀ =852 кг/м³, то β_ρ= 0,000831 1/°C

ρ_t = = = 861,305 кг/м³.

Определение вязкости при расчетной температуре.

ν_t = ν_* · e ^–u(t-t_*⁾ = 20 · e ^{-0,023105(7-20)} = 27,01 сСт;

u = ln = ln = 0,023105.

Определение расчетной производительности.

Q_расч. = = = 1512м³/час; Q_расч.= =0,42м³/с;

3 работающих подпорных насосов ;

Т.к. G = 11 млн.т/год, с = 630 мм, N_p= 352.

Определение толщины стенки.

δ = = = 6,13мм;P_раб = 5,27 МПа.

Принимаем δ = 8 мм, как ближайшую большую по сортаменту, марка стали12Г2С;

D_вн = D_н – 2 · δ = 630 – 2 · 8 = 614мм;

n₁ = 1,1 т.к. для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов номинальным диаметром менее 700;

k₁ = 1,4(Сварные, изготовленные двухсторонней электродуговой сваркой под флюсом и подвергнутые автоматическому контролю в объеме 100% сварных соединений неразрушающими методами.); k_н = 1,1; m₀ = 0,9; =500 МПа.

R₁ = · = 500 · = 292,2;

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Технологический расчет магистрального нефтепровода

1.5. Определяем марку насоса и найдем напор насоса при верхнем и нижнем роторе, приняв число рабочих насосов равным 3. Напор основных насосов 3 Н_осн.

Таблица 1

Марка насоса, диаметр ротора	Напор H, м	Мощность N, МВт	КПД	Доп.выс.вс. ∆hдоп, м	Назначение Основной/подпорный
НМ 1800-240, D=400 мм		0,9			основной
НМ 2500-230, ротор 0,7 D=405 мм		1,0			основной
НМ 2500-230, ротор 0,5 D=425 мм		0,87			основной
НПВ 600 – 60		0,11			подпорный
НПВ 1250 – 60, D= 495 мм		0,17		-	подпорный

Подбор НСА

 

P_раб. = (H_п + 3 · H_осн.) · ρ _t· g

а) P_раб1 = (60 + 3 ∙ 188) ∙ 861,305 ∙ 9,81 = 5,27 МПа;

б) P_раб2 = (60 + 3 ∙232) ∙ 861,305 ∙ 9,81 = 6,39 МПа;

в) P_раб3 = (60 + 3 ∙ 208) ∙ 861,305 ∙ 9,81 = 5,78 МПа;

г) P_раб4 = (73 + 3 ∙ 188) ∙ 861,305 ∙ 9,81 = 5,38 МПа;

д) P_раб5 = (73 + 3 ∙ 232) ∙ 861,305 ∙ 9,81 = 6,5 МПа;

е) P_раб6 = (73 + 3 ∙ 208) ∙ 861,305 ∙ 9,81 = 5,89 МПа;

Выбираем вариает а), т.е. нижний ротор основного как .

Пересчет на вязкую жидкость.

НМ 1800-240, D=400 мм:

Q_опт = 1800 м³/ч; ν = 27,01∙ 10^-6 м²/с; D₂ = 0,4 м; b₂= 0,038 мм; φ₂ = 0,9

Re = = Re = = 79136;

Re>60 000 - пересчет характеристик насоса с воды на нефтьне требуется.

 

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Технологический расчет магистрального нефтепровода

1.7. Режим течения нефти в нефтепроводе.

Re = = =32262.

Re_I = = = 40933;

Re_II= = = 2046667;

2320<Re<Re_I– Режим течения – турбулентный, зона гидравлически гладких труб (зона Блазиуса);

; m = 0,25; 0,0246.

Гидравлический уклон.

ʋ = = = 1,42 м/с;

i = λ · · = 0,023608 · · = 0,003952;

i = β = = 0,003942.

1.9. Потери напора на трение в нефтепроводе по формуле Дарси – Вейсбаха.

h₁ = λ · · = 0,023608 · · = 3516,89 м.

Полные потери напора в нефтепроводе.

Н_к = 30 м, Δz = 40 м;

H = 1,01 · h₁ + ∆z + H_к = 1,01 · 3516,89 + 40 + 30 = 3622,06 (м).

Напор одной станции

H_ст = k · H_осн - h_вн = 3 · 188 – 15 = 549 (м); h_вн=15 м.

Определяем число станций.

n = = = 6,47.

 

а) Округляем в большую сторону n₁ >n, n₁ = 7 станций (Рис. 1).

Действительно необходимый напор одной станции:

= = = 507,64м.

Действительный напор одного насоса:

= = = 174,21м.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Технологический расчет магистрального нефтепровода

Производим обточку рабочего колеса насоса:

= = .

 

Q₂ = 1750 м³/ч = 0,49 м³/с, Н₂ = 167 м; Q₁ = 1250м³/ч = 0,35 м³/с, Н₁= 205 м.

 

= = 0,9723 т.е. обрезаем на 2,77%

 

= ∙ 0,9723 = 400 ∙ 0,9723 = 388,92 мм.

Проверка режима работы всех НПС.

[ Р_доп ] = = = 6,92 МПа;

[ Н_доп ] = = = 819 м.

= 760 мм рт. ст., = 500 мм рт ст., по Q-H характеристике насоса ∆h_{прот.кав.} = 38 м, = 10 м.

Н_s = - ∆h_{прот.кав.} = -38= -33,9 м.

Насос не обладает самовсасывающей способностью, нужен подпор, величиной

[∆ Н_доп ] =| Н_s |+10 = |-33,9| + 10 = 43,9 м.

Проверяем режим работы станций из условий:

Н_ст ≤ [ Н_доп ]

∆Н_ст ≥ [∆ Н_доп ], при Н_к = 30 м;

Н_ст1 = Н_п + k·H_осн – h_вн ≤ [ Н_доп ]

Н_ст1 = 60 + 3 ∙ 174,21 – 15 = 567,63 ≤ 819 м;

∆Н_ст2 = Н_ст1 – 1,01 ∙ i ∙ l_1-2 - ∆Z_2-1 ≥ [∆ Н_доп ];

∆Н_ст2 = 567,63 – 1,01 ∙ ∙ 127144– 5,72 = 55,7 ≥ 43,9 м;

Н_ст2 = ∆Н_ст2 + k·H_осн – h_вн ≤ [ Н_доп ];

Н_ст2 = 55,7+ 3 ∙ 174,21 – 15 = 563,33 ≤ 819 м;

 

м;

м;

м;

м;

м;

м;

м;

м;

м;

Н_к= Н_ст7 -1,01∙ i ∙ l_7-к - ∆Z_к-7 ≥ Н_к;

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Технологический расчет магистрального нефтепровода

м.

Проверка сошлась, следовательно, станции расставлены правильно.

Характеристика НПС на трассе при n₁ >n.

Таблица 2

№ НПС	L, км	Li, км	Zi, м	ΔZ
	127,144	127,144	5,72	5,72
	254,288	127,144	11,44	5,72
	381,433	127,145	17,16	5,72
	506,433		22,79	5,63
	631,433		28,41	5,62
	756,433		34,27	5,86
КП		133,567		5,73

∑ L_i =890км ∑ ∆Z =40м