Опреление плотности при расчетной температуре.
ρ20 =852 кг/м3, то βρ= 0,000831 1/°C
ρt = 
= 
= 861,305 кг/м3.
Определение вязкости при расчетной температуре.
νt = ν* · e –u(t-t*) = 20 · e -0,023105(7-20) = 27,01 сСт;
u = 
ln 
= 
ln 
= 0,023105.
Определение расчетной производительности.
Qрасч. = 
= 
= 1512м3/час; Qрасч.= 
=0,42м3/с;
3 работающих подпорных насосов 
;
Т.к. G = 11 млн.т/год, с 
= 630 мм, Np= 352.
Определение толщины стенки.
δ = 
= 
= 6,13мм;Pраб = 5,27 МПа.
Принимаем δ = 8 мм, как ближайшую большую по сортаменту, марка стали12Г2С;
Dвн = Dн – 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.); kн = 1,1; m0 = 0,9; 
=500 МПа.
R1 = 
· 
= 500 · 
= 292,2;
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
| Технологический расчет магистрального нефтепровода |
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
Pраб. = (Hп + 3 · Hосн.) · ρ t· g
а) Pраб1 = (60 + 3 ∙ 188) ∙ 861,305 ∙ 9,81 = 5,27 МПа;
б) Pраб2 = (60 + 3 ∙232) ∙ 861,305 ∙ 9,81 = 6,39 МПа;
в) Pраб3 = (60 + 3 ∙ 208) ∙ 861,305 ∙ 9,81 = 5,78 МПа;
г) Pраб4 = (73 + 3 ∙ 188) ∙ 861,305 ∙ 9,81 = 5,38 МПа;
д) Pраб5 = (73 + 3 ∙ 232) ∙ 861,305 ∙ 9,81 = 6,5 МПа;
е) Pраб6 = (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:
Qопт = 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 |
Re = 
= 
=32262.
ReI = 
= 
= 40933;
ReII= 
= 
= 2046667;
2320<Re<ReI– 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.
Нк = 30 м, Δz = 40 м;
H = 1,01 · h1 + ∆z + Hк = 1,01 · 3516,89 + 40 + 30 = 3622,06 (м).
Напор одной станции
Hст = k · Hосн - hвн = 3 · 188 – 15 = 549 (м); hвн=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 |
= 
= 
.
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.
[ Рдоп ] = 
= 
= 6,92 МПа;
[ Ндоп ] = 
= 
= 819 м.
= 760 мм рт. ст., 
= 500 мм рт ст., по Q-H характеристике насоса ∆hпрот.кав. = 38 м, 
= 10 м.
Нs = 
- ∆hпрот.кав. = 
-38= -33,9 м.
Насос не обладает самовсасывающей способностью, нужен подпор, величиной
[∆ Ндоп ] =| Нs |+10 = |-33,9| + 10 = 43,9 м.
Проверяем режим работы станций из условий:
Нст ≤ [ Ндоп ]
∆Нст ≥ [∆ Ндоп ], при Нк = 30 м;
Нст1 = Нп + k·Hосн – hвн ≤ [ Ндоп ]
Нст1 = 60 + 3 ∙ 174,21 – 15 = 567,63 ≤ 819 м;
∆Нст2 = Нст1 – 1,01 ∙ i ∙ l1-2 - ∆Z2-1 ≥ [∆ Ндоп ];
∆Нст2 = 567,63 – 1,01 ∙ 
∙ 127144– 5,72 = 55,7 ≥ 43,9 м;
Нст2 = ∆Нст2 + k·Hосн – hвн ≤ [ Ндоп ];
Нст2 = 55,7+ 3 ∙ 174,21 – 15 = 563,33 ≤ 819 м;
м;
м;
м;
м;
м;
м;
м;
м;
м;
Нк= Нст7 -1,01∙ i ∙ l7-к - ∆Zк-7 ≥ Нк;
| 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 |
∑ Li =890км ∑ ∆Z =40м
