1. Выбираем диаметр нефтепровода, равный 530 мм. Для трубы данного диаметра и протяженности 425 км расчетное число дней работы равно 356.
2. По формуле (2.2) находим расчетную производительность нефтепровода
.
3. В соответствии с найденной производительностью выбираем насосы для оснащения насосных станций: подпорные – НПВ 1250-60 и основные – НМ 1250-260.
По табл.2 и 4 приложения 2 выбираем насосы с наибольшим диаметром.
Напор этих насосов при расчетной часовой подаче составляет
;
.
4. Полагая число основных насосов m мн = 3, по формуле (2.4) рассчитываем рабочее давление на выходе головной насосной станции
Запорная арматура на нефтепроводах рассчитана на давление P д = 6,4 МПа, поэтому условие (2.5) не выполняется. Необходимо принять к применению ротор меньшего диаметра.
Излишний напор составляет
.
Так как допустимый кавитационный запас насосов НМ 1250-260 составляет 20 м, то напор подпорных насосов можно существенно уменьшить. Принимая к использованию ротор с наименьшим диаметром (445 мм), находим
.
С учетом данной замены суммарный избыточный напор составляет
,
т.е. избыточный напор одного основного насоса составляет 38 м.
Полагая, что будет использован ротор с диаметром 395 мм, находим
.
Таким образом, напор одного основного насоса уменьшен на
269,2 – 221,1 = 48,1 м > 38 м.
Проверим возможность использования ротора диаметром 418 мм. Для него
.
Уменьшение напора одного основного насоса составляет 250,3 – 221,1 = 29,2 м, что недостаточно.
Таким образом, рабочее давление головной насосной станции составляет
.
5. Полагая, что нефтепровод строится из труб Харцызского трубного завода (ТУ 322-8-10-95) по табл.1 приложения 1 находим, что для стали 13 ГС σвр = 510 МПа; σт = 353 МПа; k 1 = 1,34; δн = 8,9 и 10 мм. Так как D н < 1 м, то k н = 1. Так как трубопровод II категории, то m 0 = 0,75.
По формуле (2.8) вычисляем расчетное сопротивление металла труб
6. Расчетная толщина стенки нефтепровода по формуле (2.9)
.
Округляем найденное значение до ближайшего большего стандартного значения δн = 8 мм. Предположим, что после проведения всех проверок согласно [3], окончательная толщина стенки δн = 9 мм.
7. Внутренний диаметр нефтепровода по формуле (2.13)
8. Секундный расход нефти и ее средняя скорость по формулам (2.14), (2.15):
9. Число Рейнольдса по формуле (2.17)
т.е. режим течения нефти турбулентный.
10. Относительная шероховатость трубы при k э = 0,2 мм
.
11. Первое переходное число Рейнольдса по формуле (2.19)
.
Так как Re < Re1, то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб и коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по формуле (2.20):
.
12. Гидравлический уклон в нефтепроводе по формуле (2.25)
.
13. Так как L < 600 км, то N э = 1. По формуле (2.33) вычисляем полные потери в трубопроводе (полагаем H кп = 30 м)
H = 1,02 × 0,00704 × 425 × 103 – 125,5 + 1 × 30 = 2956,3 м.
14. Расчетный напор одной станции по формуле (2.35)
H ст = 3 × 221,1 = 663,3 м.
15. Расчетное число насосных станций по формуле (2.37)
.
Найденное количество станций округляем до пяти.
16. Выполняем расчеты для построения совмещенной характеристики нефтепровода и насосных станций, результаты которых сводим в табл.10.1.
Таблица 10.1
Данные для построения совмещенной характеристики
| Q, м3/ч | 
| H = h пн + n н h мн при n н | |||
| 452,6 | 3230,1 | 3494,1 | 3758,1 | 4022,1 | |
| 1018,8 | 3121,8 | 3377,0 | 3632,2 | 3887,4 | |
| 1748,0 | 2970,5 | 3213,4 | 3456,3 | 3699,2 | |
| 2628,7 | 2776,1 | 3003,2 | 3230,3 | 3457,4 | |
| 3652,5 | 2538,7 | 2746,5 | 2954,3 | 3162,1 | |
| 4813,1 | 2258,2 | 2443,2 | 2628,2 | 2813,2 |
На рис.10.1 приведена совмещенная характеристика нефтепровода и насосных станций при общем числе работающих насосов n н = 12, 13, 14 и 15. Видно, что при данном количестве работающих насосов производительность нефтепровода составляет соответственно 1036, 1071, 1105 и 1136 м3/ч.
 |
Рис.10.1. Совмещенная характеристика нефтепровода и насосных станций
для условий примера 10.5
1 – n н = 12, Q = 1036 м3/ч; 2 – n н = 13, Q = 1071 м3/ч; 3 – n н = 14, Q = 1105 м3/ч;
4 – n н = 15, Q = 1136 м3/ч
Таким образом, проектная производительность нефтепровода обеспечивается при работе на станциях 13 насосов.
При распределении этого количества насосов по станциям необходимо учитывать следующее: большее их число должно быть установлено на станциях, расположенных в начале трубопровода, меньшее – в конце; для удобства обслуживания линейной части четвертый и пятый перегоны между станциями должны быть примерно одинаковой длины. Таким образом, выбираем схему включения насосов на насосных станциях 3 – 3 – 3 – 2 – 2.
Пример 10.6. Для условий примера 10.5 рассчитать необходимую концентрацию противотурбулентной присадки, обеспечивающую выполнение проектной производительности нефтепровода четырьмя насосными станциями. Длина последнего участка l п = 120 км.
