Коршак А.А. Муфтахов Е.М. технологический расчет магистрального трубопровода

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИНСТИТУТ ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ПРОФЕСИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ А. А. Коршак, Е. М. Муфтахов ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА Учебное пособие по дисциплине 4:Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов» Уфа2005 УДК 122.692.4.053.001.24 ББК39.77-022 К11 Рецензенты: доктор технических наук, академик Колотилов Ю. В. (главный научный сотрудник А03Т ЦНИИОМТП,); доктор технических наук, профессор Прохоров А Д. (зав. кафедрой 4:Нефтепродуктообеспечение и газоснабжение» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина) А. А. Коршак, Е. М. Муфтахов. Технологический рае К 11 чет магистрального нефтепровода: Учебное пособие. Уфа: 000 4:ДизайнПолиграфСервис», 2005. - 98 с. ISBN 5-94423-064-9 в учебно-методическом пособии приводится краткая теория тех нологического расчета магистральных нефтепроводов. Рассмотрены вопросы регулирования совместной работы насосных станций и нефте провода, расстановки насосных станций на профиле трассы, выбора ра циональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода, ме тоды увеличения его производительности и др. По всем разделам учебного пособия приведены примеры расчетов. Для решения задач в приложении даны необходимые справочные дан ные по насосно-силовому оборудованию и применяемым трубам. Учебное пособие предназначено для слушателей Института допол нительного профессионального образования с целью использования на практических занятиях, а также при курсовом и дипломном проектиро вании. Оно может быть полезно для студентов очной и заочной форм обучения по специальности 4:Проектирование, сооружение и эксплуа тация газонефтепроводов и газонефтехранилищ •. УДК 122.692.4.053.001.24 ББК39.77-022 ISBN 5-94423-064-9 © Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2005 © Коршак А А, Муфтахов Е. М., 2005 Введение в задачу технологического расчета трубопроводов входит оп ределение оптимальных параметров трубопровода (диаметр тру бопровода, давление на нефтеперекачивающих станциях, толщи на стенки трубы, число насосных станций); расположения пере качивающих станций по трассе трубопровода; расчет режимов эксплуатации трубопровода. 1. Исходные данные ДЛЯ технолоmческого расчета трубопроводов и их обработка Исходными данными для технологического расчета нефте проводов являются: 1) 2) 3) плановое задание на перекачку С. (млн т/год); температура грунта на глубине заложения нефтепровода; свойства перекачиваемой нефти (плотность, вязкость, давление насыщенных паров и др.); 4) 5) 6) характеристики труб и насосного оборудования; сжатый профиль трассы нефтепровода; технико-экономические показатели сооружения и эксплуата ции линейной части нефтепровода и нефтеперекачивающих станций. Плановое задание на перекачку содержится в задании на про ектирование. Температура грунта на глубине заложения трубопровода оп ределяется по климатологическим справочникам. Расчетные свойства неф'Гей вычисляются в соответствии с най денной температурой грунта. Изменение плотности нефтей вследствие изменения темп~ ратуры т рассчитывают по формуле Д. И. Менделеева Рт = 1+f3,,(T-29З)' (1.1) з где РТ' Р293 - плотность нефтепродукта соответственно при температурах Т и 293 К; f3 р -- коэффициент объемного расширения (табл. 1.1). Таблица 1.1 Средние температурные поправки плотности и коэффициенты объемного расширения Плотность Р!9З, кг/м 3 ТеМllературная IIOllpaB"3 ;:,ю'/(м'К) Ко"'ффициент объемного расширения I Плотность РI9З, кг/м 3 Pp,llК ТеМllера",урнаяl поправка Ко")ффициент обl~еl\lНОГО расширения ;:, "г/(м'l() I др, [IК 700-709 0,897 0,001263 890-899 0,647 0,000722 710-719 0,884 0,001227 900-909 0,638 0,000699 720729 0,870 0,001193 910-919 0,620 0,000677 730739 0,857 0,001160 920-929 0,607 0,000656 740-749 0,844 0,001128 930-939 0,594 0,()о0635 750-759 0,831 0,001098 940 949 0,581 0,000615 760-769 0,818 0,001068 950-959 0,567 0,000594 770-779 0,805 0,001039 960-969 0,554 0,000574 780-789 0,792 0,001010 970-979 0,541 0,000555 790-799 0,778 0,000981 980-989 0,528 0,000536 1 800-809 0,765 0,000952 990-999 0,515 0,000518 I 810819 0,752 0,000924 1000 1009 0,502 0,000499 820-829 0,738 0,000896 10101019 0,489 0,000482 830-839 0,725 0,000868 1020-1029 0,476 0,000464 840-849 0,712 0,000841 1030-]039 0,463 0,000447 850-859 0,699 0,0008]8 ]040-]049 0,450 0,00043 ] 860-869 0,686 0,000793 1050-1059 0,437 0,000414 870-879 0,673 0,000769 1060-1069 0,424 I 0,000398 i 880-889 0,660 0,000746 11070-1079 0,411 I 0,000382 4 Довольно часто пользуются также линейной зависимостью Рт = Рт + ';(293 - Т), где .; (1.2) температурная поправка (табл. 1.1); ориентировочно ее можно рассчитать по формуле: .; =1,825 - 0,001315· Р2<)3' Вязкость нефти - одна из наиболее важных характеристик, так как от нее в значительной степени зависит гидравлическое сопротивление трубопроводов. Вязкость существенно меняется с изменением температуры. В технических расчетах чаще всего используют кинематическую вязкость у. Если лабораторных дан Hыx недостаточно, можно воспользоваться одной из расчетных зависимостей. Наибольшее применение получили формулы Валь тера (ASTM) и Рейнольдса-Филонова. Формула Вальтера (ASTM) имеет вид 19l9(v+O,8)=a+lJlgT, (1.3) отсюда v=lO где tcjCI+i'[;5T -0,8, v кинематическая вязкость, мм 2 /с; Т абсолютная температура, К. Эмпирические коэффициенты а и Ь в (1.3) находятся по формулам: а = 19l9(l/t +O,8)-blgl;, Ь 19 [lg (vt +0,8): 19 (У2 +0,8) = --=---------= (1.4) (1.5) 19~ -lgI; Для определения постоянных а и Ь необходимо знать вели чины кинематической вязкости v 1 И V 2 при абсолютных темпе ратурах Т1 и Т2 соответственно. Формула Рейнольдса-Филонова несколько проще: v = v() ехр[ -и(Т - 7;) )), где u VO (1.6) коэффициент крутизны вискограммы, 1/К; кинематическая вязкость при известной (произвольной) температуре То. 5 В качестве То принимается температура Т! или Т2 • Соответ Уа = У] или Уа = У2 • Величина u находится следующим образом: ственно 1 V т; -Т2 У] (1.7) u=---ln---.1... Достаточная точность зависимости (1.6) во всем рабочем диапазоне температур обеспечивается при выполнении нера венства Т2 < Т < Tj • В остальных случаях надо пользоваться фор мулой (1.3). При изменении рабочих давлений в области до 1О МПа плот ность и кинематическая вязкость нефти меняются несуществен но, поэтому при расчетах влияние давления на эти параметры не учитывается. Давление насыщенных паров товарных нефтей при темпера туре Т может быть вычислено по формуле 1': = Р. .ехр [10, 5З где ~ - Т"к - {l J ; )} (1.8) атмосферное давление, Па; температура начала кипения нефти, К. Сведения о температуре начала кипения некоторых нефтей и зависимости давления их насыщенных паров от температуры приведены в таблице 1.2 Сведения о характеристиках труб для магистральных нефте проводов приведены в приложении п. 1. 6 Таблица 1.2 Справочные данные по некоторым нефтям [7] Нефть Т,К Т." К Арланская 293 303 308 313 293 303 308 313 313 311 313 318 303 311 313 318 303 308 313 316 293 298 303 313 293 308 314 318 308 Баплинская --,--.-.," - ---- - _._-~--_.---_ Мангышлакская Мухановская Ромашкинская Туймазинская У СТЬ- Балыкская I 296 .. _---- -~-~-----_ 311 311 316 298 31<1 Р;10-" Па 0,637 0,901 1,010 1,188 0,920 1,010 1,2-10 1,680 .. ---- f - - - ... - - - - - - - - - 0,804 1,010 1,084 1,220 0,804 1,010 1,084 1,220 0,680 0,802 0,931 1,010 0,880 1,010 1,160 1,600 0,482 0,804 1,010 1,110 Для перекачки нефтей по магистральным трубопроводам ис пользуются центробежные насосы. Их характеристики приводят ся в специальных каталогах. Они представляют собой зависимость напора (Н), потребляемой мощности (N), КПД (fJ) и допустимо го кавитационного запаса ( дhtJlJlI ) от подачи (Q) насоса. 7 Учитывая, что возможность пользоваться каталогами цент робежных насосов имеется не всегда, удобно представлять их характеристики в аналитическом виде: (1.9) Н =НО +a·Q-Ь·Q2, Мдоп = Мном { о .Q. 1>0 а при 0,5· QHOМ ~ Q ~ QHOМ при Q> QHaм , (1.10) (1.11) где Н, Мдоп ' 17н - напор, допустимый кавитационный запас и КПД насоса при подаче Q; НО, ао, а, Ь о , Ь, СО, С" С2 - эмпирические коэффициенты; Q. безразмерная подача насоса, численно - равная Q. Параметры в формулах (1.9) ... (1.11) имеют следующие раз r мерности: н] = м; [ 11 н ] = доли единицы; [Мдоn 1= м; [Q] = м jч. 3 В тех случаях, когда насос электродвигателем не комплекту ется, последний подбирается по необходимой мощности электро двигателя N Heo6x = k m • N, где km - (1.12) коэффициент запаса, величина которого зависит от по требляемой насосом мощности N, равной N= Q·p·g·H .10-3 3600 '11н • 11мех '11ол где 17мех 17эл - КПД механической передачи, (1.13) ' 17ме::с::::; 0,99; КПД электродвигателя. Размерности подачи и напора в формуле (1.13) те же, что и в формулах (1.9) и (1.11). Мощность по формуле (1.13) вы числяется в киловаттах. Величина коэффициента km принимает следующие значения: при N меньше 20 кВт km = 1,25; при N от 20 до 50 кВт km = 1,2; при N от 50 до 300 кВт km = 1,15 и при N больше 300 кВт km=1,1. 8 Техническая характеристика нефтяных центробежных насо сов и коэффициенты в расчетных формулах (1.9) и (1.11) при ра боте насосов на воде и маловязких нефтях приведены в приложе нии П. 2-П. 5, а некоторые графические характеристики - в П. 6. Для аналитического решения задач трубопроводного транс порта нефти и нефтепродуктов часто используется описание на порной характеристики центробежных насосов в следующем виде: Н = А - Б'Q2~т, (1.14) где А, Б- эмпирические коэффициенты. При выбранном коэффициенте Лейбензона т коэффициен ты рассчитываются по зависимостям Б* = (Ql -Ql)'[ -а+ь.(Ql +Ql)] 01~1/I _1 _ (i"~m _1 ' (1.15) 2 Б 01-111 . А = Н1) + а . О _ 2 - Ь •0 _ 2 + *' _ 2 Как частный случай для насосов с плавно падающей напор ной характеристикой (а = О), при т = О получаем Б = Ь; А = Но. В уравнении баланса напоров коэффициент Б должен вхо дить, имея размерность (с/мЗУ-т. 11м. Его можно пересчитать по формуле Б = 36002~т . Б•. (1.16) Сжатый профиль трассы предоставляется по результатам изысканий. Составляя его в учебных целях, используют карту с высотными отметками. При этом следует помнить, что это не разрез земной поверхности, а чертеж, на котором все расстояния откладываются по горизонтали. Технико-экономические показатели сооружения и эксплуа тации линейной части нефтепровода и нефтеперекачивающих станций приведены в таблицах (1.3) ... (1.9). По действующей в настоящее время методике выбора опти мального варианта доставки нефти задача решается путем со поставления приведенных годовых расходов. Оптимальным счи тается вариант с наименьшими приведенными годовыми расхо дами. 9 Приведенные годовые расходы П определяют по формуле: П = Э + ЕнК, где Э - (1.17) эксплуатационные расходы по данному варианту транспорта; Ен нормативный коэффициент эффективности капиталь ных вложений (для нефтегазовой промышленности Ен = О,121jгод); К - капиталовложения в соответствующий вариант транспорта. Эксплуатационные расходы Э определяют по формуле: Э = S· G20a · L, где S G."a L - (1.18) себестоимость перевозок; количество транспортируемого нефтепродукта в год; длина пути. По данным ИКТП и Гипротрубопровода, средняя себестои мость перекачки S [коп.j(т·км)] в 1980 г. для трубопроводного транспорта составляла 0,12. Себестоимость перекачки нефти по магистральному трубопроводу зависит от его диаметра (табл. 1.3). Таблица 1.3 Зависимость себестоимости пере качки от диаметра трубопровода (цены 1980 г.) D,MM S, КОn/(Т·КМ) 219 273 325 377 426 529 0,3 0,24 0,21 0,17 0,15 0,13 I 1 D,MM S, КОn/(Т·КМ) 630 720 820 1020 1220 0,094 0,082 0,069 0,065 0,062 Капиталовложения в трубопроводный транспорт Ктр слага ются из затрат на сооружение линейной части трубопровода Кл и затрат на сооружение насосных станций к,.С. Капитальные зат раты в линейную часть определяют по выражению: 10 (1.19) к 1 =с ,1 ·Lmр' где Lmp Сл - длина трубопровода; затраты на сооружение 1 км линейной части трубо провода (табл. 1.4). Капитальные затраты на сооружение насосных станций оп ределяют по формуле: К"' = С .. "е + (n -l)c" не + J;TpCp ' где С г. не , Сn. не - (1.20) стоимость сооружения соответственно головной ~ - и промежуточной насосных станций (табл. 1.5); общее число насосных станций; необходимая вместимость резервуаров (кроме Ср - стоимость 1 м 3 установленной емкости. n резервуаров ГНС); Суммарный объем резервуарных парков в системе магист рального нефтепровода вычисляется по формуле 1.23. Стоимость емкости на головной насосной станции включена в стоимость го ловной станции. Стоимость 1 м3 емкости Ср для сопоставитель ных расчетов с учетом технологических трубопроводов и вспо могательных сооружений можно принимать равной 20 руб.jм 3 • Таблица 1.4 Зависимость стоимости сооружения 1 км магистральноro трубопровода от еro диаметра (цены 1980 г.) п,мм 219 273 325 377 426 .529 С .,' Слуn t тыс. руб./км тыс. руб./км 22,8 24,9 28,8 33,6 37,6 56,6 18,0 20,1 22,8 27,5 31,.5 45,1 Слуп' п,мм Со"' тыс. руб./км тыс. руб./км 630 720 820 920 1020 1220 71,0 77,5 91,1 113,6 136,1 180,8 .56,0 62,1 74,9 97,3 119,6 16.5,6 ПРUМe'lшше: Слyn - затраты на сооружение 1 км лупинга. 11 Число насосных станций n определяют из технологического расчета или оценивают ориентировочно из условия, что на каж дые 100-150 км трубопровода приходится одна насосная станция. Расчетное число дней перекачки принимается равным 350. В тех случаях, когда заданный объем перекачки не попадает в интервал пропускных способностей, указанных в табл. 1.5, оп тимальный диаметр и число насосных станций определяют на ос новании технологического расчета. Таблица 1.5 Стоимость сооружения насосных станций в тыс. руб. (цены 1980 г.) Головная насосная станция ПРОllускная на шющаДке способность, млн т/год новой lIромеЖУТО'lная насосная станция на площадке совмещенной новой совмещенной 935 1060 1160 1320 1800 3820 1700 5605 6355 8640 10925 11345 830 854 920 1127 1271 1926 2012 2170 2554 2788 3023 3550 500 515 555 680 765 1160 1210 1315 1535 1675 1815 2135 i 0,7-0,9 1,3-1,6 1,8-2,2 2,5-3,2 3,5-4,8 6-8,5 10-12 14-18 22-26 32-36 42--50 70-78 1339 1504 1643 1867 2556 5418 6730 8077 9202 12300 15396 16195 I I I ! i II При наличии лупингов или вставок большего диаметра сто имость линейной части определяют по формуле: КА = сл(L тр - Хлуn) + ХлynСлуn, где Хлyn - (1.21) длина лупинга (вставки). Расчет ведется для трех смежных диаметров. Если по пути проектируемого трубопровода имеются сбросы или подкачки, а также связанные с ним вновь проектируемые неф тебазы, наливные пункты и т. п., то возможно, что линейную часть будут сооружать из труб ра..1НЫХ диаметров, а насосные станции снабжать различным оборудованием, имеющим разные единич- 12 ные стоимости. В этом случае технологический расчет ведут по участкам с различными диаметрами, приведенные затраты вычис ляют в целом для всей системы с учетом участков. При этом рас чет также ведется минимум для трех смежных диаметров. Все единичные стоимости в ранее приведенных таблицах даны для равнинно-холмистой местности. В случае других условий про кладки на вычисленные капитальные затраты необходимо давать надбавку, учитывающую топографические условия (табл. 1.6). Таблица 1.6 Поправочный коэффициент Кт на топографические условия трассы Топография трассы ----- Диаметр трубопровода, мм I I до 426 - --- - - - - - - - - - - . - . Равпинпо-холмистая Гористая Болотистая Северная Линейная часть ---------- 1,00 0,91 1,45 1,4 3,68 Пустынная I 529-820 -1------1,00 0,92 1,19 1,43 2,16 1020-1420 ..- - - - - - - .... _ - - - - 1,00 0,91 1,17 1,45 2,08 Площадочные сооружения РаВНИШIО-ХОЛМИСТая I I Пустынная I 1,00 1,00 1,19 Гористая Болотистая Северная L,04 1,1 РаВНИННО-ХОJIмистая Т 1,00 1,00 1,23 1,06 1,16 1,00 1,02 1,26 1,07 1,19 Трубопровод в целом Пустынная Гористая Болотистая Северная ! I I ~ 1,00 0,92 1,43 1,38 2,64 1,00 0,95 1,21 1,34 1,97 1,00 0,94 1,19 1,38 1,96 Помимо этого, необходимо учитывать дополнительные капи тальные вложения, зависящие от района прохождения трассы (коэффициент учитывает степень освоенности района, его про мышленный потенциал, поясные цены): 13 (1.22) К=К1I + Кне , где .ер, протяженность участков трубопровода, проходящих по районам, на которые распространяется коэффици ент Кр, (табл. 1.7). Таблица 1.7 Территориальные районы России и территориальный коэффициент Распределение террнтории России по районам iБрянская, Владимирская, Бологодская, Ивановская, Калининская, I Калужская, Костромская, Ленинградская, Московская, Новгородская, Орлов IСКая, Псковская, Рязанская, Смоленская, Тульская, Ярославская области IРеспублики: Башкортостан, Марий-Эл, Мордовия, Татарстан, Чувашия; iГОРЬКОВСКая, Кировская, Куйбышевская, Пензенская, Саратовская, Ульянов Iская области iРеспублика Калмыкия, Астраханская, Белгородская, Волгоградская, Воро 1,01 Iнежская, Курская, Липецкая, Тамбовская области Республики: Дагестан, Кабардино-Балкария, Северная Осетия, Че'IНЯ, Ингу I шетия; Краснодарский и Ставропольский края, Ростовская область 1,0 I Iр"п",." К'РОЛЮ" Ар"",,,",,,, 06л=, (юж"" Пощноro ,pyrn) jРеспублика Удмуртия, Пер мекая область (кроме Косинского, KO'leBCKOГo, 1,1З 1,1 IКудымкарского, IОрминского и Юсьвинского районов Коми-Пермяцкого ав ;тономного округа) IКурганская, Оренбургская, Свердловекая, Тюменская (южнее БО-л параЛJJе 1, j IЛИ)' Челябинская области ,Красноярский край (южнее БО-и параллели) 1,15 ]РесПУблика Бурятия, Иркутская (южнее 55-и параллели), Читинская области 1.,14 I Iприморский, Хабаровский (южнее 55-и параллели), Амурская область i IМурманская область ,------- 14 1,24 1,25 Продолжение таблицы 1.7 Распределение территории России по районам , Республика Коми (южнее Полярного круга) I параллели) области : 1,141 Алтайский край, Кемеровская, Нопосибирская, Омская, Томская (южнее 60·Й 11,11 I I I I I 1,261 ' ОстаЛI,ные районы территории РОССИИ, не lIошедшие в перечень террито=-оиальных районон (корректирующий коэффициент для них опреДС"lен примс нительно к условиям ЯМ,UIO- Ненецкого автономного округа) На магистральных нефтепроводах резервуарные парки размещаются: на головной насосной станции; на границах эксплуатационных участков; в местах подкачки нефти с близлежащих месторождений или сброса нефти попутным потребителям. Полезный суммарный объем резервуарных парков нефтепро водов зависит от диаметра и протяженности последних (табл. 1.8). Таблица 1.8 Рекомендуемые суммарные полезные объемы резервуарныx парков нефтепроводов (единица измерения - суточный объем перекачки) Диаметр, мм Протяженность нефтепровода, км 630п менее 720,820 1 2 3 1,5 2 2,5 3 3/3,5 2 2,5 2,5/3 3/3,5 3/4 до 200 свыше 200 ДО 400 свыше 400 ДО 600 свыше 600 ДО 800 свыше 800 ДО 1000 _. 1020 I I ! 1220 4 5 2 2,5 2,5/3 3/4 3,5/4,5 2 2,5 2,5/3 3,5/4 3,5/5 Величины, приведенные в числителе, следует применять при обычных условиях прокладки, а в знаменателе - когда не менее 30 % от протяженности проходит в сложных условиях (заболо ченные и горные участки). 15 При протяженности нефтепровода более 1000 км К размеру емкости по табл. 1.8 добавляется объем резервуарного парка, со ответствующего длине остатка. Суммарный полезный объем резервуарных парков нефтепровода ориентировочно распределяется следующим образом: головная насосная станция 2... 3; 0,3 ...0,5; то же при проведении приемно-сдаточных операций 1... 1,5. ИПС на границе эксплуатационных участков Для определения необходимого общего объема резервуарных парков величину их полезного объема надо поделить на коэффи циент использования емкости ТJp , определяемый по табл. 1.9. Таблица 1.9 Коэффициент использования емкости ТJр Величина f}p для резервуаров Емкость резервуара До 5000 м" включительно От 10000 до 30000 м 3 без ПОlIтона С IЮlIТОlIОМ : с плавающей крышей 0,85 0,81 0,80 0,88 0,84 0,83 в соответствии с нормами технологического проектирования суммарный объем резервуарных парков в системе магистрально го нефтепровода равен: r Vp = Vcym (nэ -пу - 1)(0,3 ... 0,5) + 1zy (1 ... 1,5) + (2 ... 3) 1, (1.23) где Vcym - суточный объем перекачки нефти по трубопроводу; nэ число эксплуатационных участков протяженностью 1zy число насосных станций на границе эксплуатационных 400 ... 600км; участков (где выполняются приемо-сдаточные опе рации). 16 . i 2. Последовательность определения параметров нефтепровода Расчеты выполняются в следующей последовательности. 2.1. Определяется средневзвешенная температура грунта вдоль трассы нефтепровода L 11 То = То!, L ,=1 . L где (2.1) ~, - температура грунта на глубине заложения нефтепровода , для участка длиной [,. 2.2. По формулам (1.1) ... (1.8) вычисляются параметры пере качиваемой нефти при расчетной температуре: р р и 1!l' • 2.3. Вычисляется расчетная часовая пропускная способность нефтепровода (2.2.) где Нl' -расчетное число суток работы нефтепровода, Нl' = 350 сут. 2.4. В соответствии с расчетной часовой пропускной способ ностью нефтепровода выбираются основные насосы насосных станций так, чтобы выполнялось условие (2.3) где QНlШ - подача выбранного типа насосов при максимальном Ю1д. Если условие (2.3) выполняется для двух типов насосов, то дальнейшие расчеты выполняются для каждого из них. Напри мер, при Q., = 5800 м3jч для дальнейших расчетов по вариантам принимаются насосы типов НМ 5000-21 О и НМ 7000-21 о. Анало гично подбираются подпорные насосы. 2.5. Рассчитывается рабочее давление на выходе головной насосной станции (2.4) 17 где g ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с 2 ; т",,, число последовательно включенных магистраль h",,,, hn" ных насосов (обычно щ.." = 3); напоры соответственно магистрального и подпор ного насоса при расчетной производительности (2,.. Найденная величина Р должна быть меньше допустимого дав ления Рд , определяемого из условия прочности запорной армату ры. Запорная арматура на нефтепроводах рассчитана на давле ние Рд = 6,4 МПа. Если условие Р ~ Ра (2.5) не выполняется, то необходимо либо уменьшить число магист ральных насосов, либо воспользоваться сменными роторами меньшего диаметра. 2.6. Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычис ляется по формуле: (2.6) 3600·;r·wо ' где Wo - рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки, определяемая из графика (рис. 2.1). 3,0 I м/с 2.5 2.0 r ---~- I V 1,5 .- --- /) / I ! V!o 1,0 0,5 0,0 о 4000 Q Рис. 2.1, Зависимость рекомендуемой скорости перекачки от плановой производительности нефтепровода 18 I 2.7. По значению Do принимается ближайший стандартный наружный диаметр D". Значение D" можно также определять по таблице 2.1. Для дальнейших расчетов и окончательного выбора диаметра нефтепровода назначаются несколько (обычно три) смежных стандартных диаметра. Таблица 2.1 параметры маrистральных нефтепроводов i Рабочее давление Р, Производителъностъ Наружный диаметр D., G, , млн Т jl'OД мм I 219 273 I 0,7 ... 1,2 1,1 ... 1,8 1,6 ... 2,4 f------2,2 ... 3,4 f---3,2 ... 4,4 4,0 ... 9,0 7,0 ... 13,0 11,0 ... 19,0 15,0 ... 27,0 -... 23,0 ... 50,0 41,0 ... 78,0 ~- _.-------_ -------" МПа 8,8 ... 9,8 7,4 ... 8,3 32.') 6,6 ... 7,4 I 377 5,4 ... 6,4 i -426 '" 6,4 5,4 I ! 530 5,3 ... 6,1 630 5,1 ... 5,5 I 720 5,6 ... 6,1 I 820 5,5 ... 5,9 : f----- __ - - - - - - - 0 . - " _ --"-0-- -i---~------ -._1020 5,3 ... 5,9 1220 5,1 ... 5,5 i i I I ---- 2.8. Для каждого значения принятых вариантов стандартных диаметров вычисляется толщина стенки трубопровода n р ·P·D '} ~ (о ~ 2.(R +n .р)' 11 l где р рабочее давление в трубопроводе, МПа; Пр коэффициент надежности по нагрузке; R1 расчетное сопротивление металла трубы, МПа, R ~ {5' ЩJ ·т -" kl ·k2 \~ {5'"р предел прочности, МПа; ту коэффициент условий работы; k\ k} (2.7) l' (2.8) ~ коэффициент надежности по материалу; ~ коэффициент надежности по назначению. 19 Коэффициенты Пр, ту, ~, k2 находятся из [6]. При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщина стенки определяется из условия (2.9) где '1/] - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб, определяемый по формуле г--------- '1/] = 1-0 75[ICТnPN 1 J2 -о 5ICТnPNI. R , ' I R I ' (2.10) абсолютное значение продольных осевых сжимаю щих напряжений, вычисляемое по действующим расчетным нагрузкам и воздействиям с учетом упруго-пластической работы металла труб в за висимости от принятых конструктивных реше ний, n ·P·d CТnpN =-а·Е·Д.т+о,3 Р d где а - (2.11) коэффициент линейного расширения металла трубы, а=12 ·10-6 град-I; Е модуль упругости металла (сталь), Е = I'1T d расчетный температурный перепад; 2,06· 105 МПа; внутренний диаметр трубы. Абсолютное значение максимального положительного I1Т(+) или отрицательного I'1T( _) температурного перепада, при котором толщина стенки определяется только из условия восприятия внут реннего давления по формуле (2.7), определяют по формулам: I'1T (+) где 20 J.l = J.LR] I1Т аЕ' (-) _ R] (1- р) - коэффициент Пуассона, J.l = 0,3. аЕ (2.12) Полученное расчетное значение толщины стенки трубы ок ругляется до ближайшего большего значения, предусмотренного государственными стандартами или техническими условиями. Минимально допустимая толщина стенки трубы при сущест вующей технологии выполнения сварочно-монтажных работ должна быть не менее 1/140 наружного диаметра трубы, но не менее 4 мм. Трубопроводы диаметром до 120 мм на воздействие давления грунта или вакуум не рассчитывают. При расчете тол щины стенки трубы запас на коррозию не предусматривается. 2.9. Вычисляется внутренний диаметр нефтепровода: d = D/I - 2д/l ' (2.13) где D {j/l - его наружный диаметр и номинальная толщина /1 ' стенки. 2.10. Находятся секундный расход и средняя скорость нефти в трубопроводе: Q = Q" /3600, (2.14) 40 u =-==:,. пd- (2.15) 2.11. Потери напора на трение в трубе определяют по форму лe Дарси-Вейсбаха: h =,{ L и 2 d 2g' где ,{ L (2.16) коэффициент гидравлического сопротивления; длина трубопровода. Режим движения потока в трубопроводе характеризуется числом Рейнольдса Re= ud = 4·Q v где 1/ п·d·~/' (2.17) расчетная кинематическая вязкость нефти. При ламинарном режиме течения, т. е. при Re < 2320, коэф фициент гидравлического сопротивления определяют по форму ле Стокса: ,{ = 64/ Re. (2.18) 21 При турбулентном режиме течения различают три зоны тре ния: гидравлически гладких труб (А зависит только от Re), сме шанного трения (А зависит от Re и относительной шероховатос ти труб &), квадратичного трения (А зависит только от &). Гра ницами этих зон являются переходные числа Рейнольдса, най денные на основании экспериментов: Rt; = 101&; Reu = 500/&. где & = К. / d (2.19) - относительная шероховатость труб, выраженная через эквивалентную шероховатость К. (табл. 2.2) и диаметр. Условия существования различных зон трения таковы: • гидравлически гладкие трубы 2320 < Re ~ Re r ; • зона смешанного трения (переходная зона) Rer < Re < Re п'. • зона квадратичного трения Re ~ Rе п . Для зоны гидравлически гладких труб коэффициент гидрав лического сопротивления определяют по формуле Блазиуса: A=0,3164/Reo,25. (2.20) Для зоны смешанного трения А рекомендуется вычислять по формуле Альтшуля: 68 )0,25 А. = 0,11· ( & + Re (2.21) В зоне квадратичного трения значение А рекомендуется оп ределять по формуле Шифринсона: А. = 0,115°,25 . (2.22) Формула (2.16) может быть представлена в обобщенном виде (формула Лейбензона): Q2-m где р, т vmL h - Р -'=----::--d 5- m ' - коэффициенты (табл. 2.3), 4)2-m А р= -1. ( 7[ 2g (2.23) Приведенные выше формулы применимы для расчета труб любого поперечного сечения. 22 Таблица 2.2 Эквивалентная шероховатость труб (данные А. Д. Альтшуля) Впд TpYUbl Бесшовные cTa.lI,Hble Сварные стальные СОСТШlНне трубы К" мм 0.111 +(1.02 O.IJ14 Новые чистые После LJе('КО.IЬКИХ .1ет 0.15 0.1 11.2 :7к(:плуаТ<tЩIИ 11.0.1+0.12 о. :) Новые чистые Тоже с не:шачитеЛЫJO\i КОРРО:iией То же То же 11.1+11,2 0.15 поеле очисгки I Умеренно :JаржаВ:Jениые I 11 • .1+0.7 0.5 ---.-----------------+-------------------------~----------------~ То же Старые :iаржаВ.1еНllые 0.X+15 I 1 То же Сильно эаржаплеииые L-_____________ ~ И.1П С БОЛЬШIIМИ 01'.'Iожения.мп 2+4 J Прu.мечаlluе. В знаменателе указаны средние значения экви валентной шероховатости. Таблица2.З Величины коэффициентов в формуле Лейбензона Режим течеНIIЯ т А, /3, с'/м 64 4,15 0,3164 0,2061'°·15 0,0246 0,01661'°·15 1 J1а~~ина~Ыf_1_________. 1 -L 0,25 0,1 i Тур6улсt1Тныii: зона nЛ<lзиуса :Юfl3 СМ.СШ(lШЮГО трения :юна квадратичнOI.'() трсния 1_...... _....... I О I I I О,О827А 1 - ""-----_._._---_...__._----- Гидравлический уклон есть потеря напора на трение на еди нице длины трубопровода А и2 02-III V i - - . - - fJ 5 m - (/ 2,"5 d - I1l (2.24) Если трубопровод имеет вставку другого диаметра ({, гид равлический уклон в этой вставке определяют через гидравли ческий уклон и диаметр основной трубы: 23 . 'в . = ,. s-m d d [ J (2.25) B Если параллельно с трубопроводом уложен лупинг диамет ром dлyn , гидравлический уклон на сдвоенном участке также оп ределяют через гидравлический уклон и диаметр одиночного тру бопровода (2.26) где OJ - расчетный коэффициент, 1 (2.27) Когда d луп = d , то при ламинарном течении (т = 1) OJ = 0,5, при турбулентном течении в зоне гидравлически гладких труб (т = 0,25) OJ = 0,296 и в зоне квадратичного трения (т = О) OJ = 0,25. Если к трубопроводу длиной L и диаметром d подключена па раллельная нитка длиной Хлyn и диаметром d ЛJ11' , то потери напо ра в таком сложном трубопроводе можно определить по формуле h = i(L - Хлуп) + iлynХлуп = i[ L - (1- йJ)Хлуп J. (2.28) Аналогичная зависимость получается и для вставки: где (2.29) Если на трубопроводе есть и лупинг, и вставка, то потери на пора определяются по формуле: h = i[ L -Хлуп(l- йJ)-xв (1-O) 24 J. (2.30) На линейной части трубопровода имеются местные сопротив ления - задвижки, повороты, сужения и т. п. Потери напора на них определяют по формуле: и 2 h.11('С -~ ':>/11 2g"J - (2.31) коэффициент местного сопротивления, зависящий где ~III как от вида сопротивления, так и от характера тече ния жидкости. Для магистральных трубопроводов потери напора на местные сопротивления незначительны, их принимают равными до 2 % от потерь на трение. Кроме того, в конце трубопровода должен поддерживаться остаточный напор Н"m необходимый для закачки нефти в резер вуары. 2.12. В соответствии с ~Нормами проектирования~, магист ральные нефтепроводы протяженностью более 600 км делятся на эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. Соответственно их число составляет N, =L,.I(400",600), где L, - геометрическая длина трубопровода (включая самотечные участки). На станциях, расположенных на границе эксплуатационных участков, вместимость резервуарного парка должна составлять 0,3 ... 0,5 суточной пропускной способности трубопровода. Эта ем кость должна быть увеличена до 1,0 ... 1,5 (1ут в случае обеспече ния приемно-сдаточных операций [7]. Следовательно, напор Н"n будет использован Nэ раз. Таким образом, полный напор, необходимый для ведения пе рекачки, равен н где !i= - = l,02 . i ' L + &' + N, ' н "11 ' разность геодезических отметок конца (2.32) =" и =11 начала трубопровода. Станции, расположенные на границах эксплуатационных участков, являются как бы головными для своих участков. По- 25 этому на них устанавливаются подпорные насосы, развивающие суммарный напор Nэ • hnH • Следовательно, суммарный напор, раз виваемый насосными станциями нефтепровода, складывается из напора, развиваемого всеми подпорными насосами ~головных~ насосных станций Nэ • IJ.., и суммарного напора n станций, Т.е. н = Nэ ·h +n·Нет , (2.33) nH где Нет - расчетный напор одной станции, Нет = щ.•н ·hACH • (2.34) 2.13. В магистральном трубопроводе устанавливается такой расход Q, при котором суммарный развиваемый напор, опреде ляемый по формуле (2.33), равен полным потерям напора в тру бопроводе, вычисляемым по формуле (2.32). Соответственно, уравнение баланса напоров имеет вид: Nэ ·hnH +n· Нет = 1,02·j·L+&+Nэ ·Hкn • (2.35) Из формулы (2.35) следует, что расчетное число насосных станций равно n = 1,02· i· L + IJ.Z + Nэ ( Нкn - hnH ) = н - Nэ • hnH • Нcm Нет (2.36) Расчетное число насосных станций, как правило, получается дробным. Оно может быть округлено как в сторону большего ( n' ), так и в сторону меньшего ( n" ) числа станций. Если заказчика устраивает, что фактическая производитель ность нефтепровода отличается от проектной, то принимается соответствующий вариант. При округлении числа станций в боль шую сторону требуемая производительность трубопровода дос тигается при его работе на переменных режимах. Если же заказчик настаивает на точном обеспечении проект ной производительности нефтепровода, то необходимо прибег нуть к регулированию либо характеристик станций, либо трубо провода, либо того и другого. 26 3. Регулирование совместной работы насосных станций и нефтепровода Регулирование совместной работы трубопровода и насосных станций осуществляется следующими методами: 1) 2) 3) 4) 5) изменением количества работающих насосов; применением сменных роторов или обточки рабочих колес; изменением частоты вращения вала насоса; дросселированием; байпасированием (перепуск части жидкости из напорной во всасывающую линию); 6) применением противотурбулентных присадок. Регулирование работы нефтепровода uз;мененuе;м колuчест ва работающих насосов применяется на действующих нефте проводах и описано ниже. Регулирование nри;менение;м с;менных роторов илu обточ кой рабочих колес применяется при округлении числа насосных станций в большую сторону (11' > 11). При этом напор каждой стан ции должен быть уменьшен с Нет до H:m, величина каждого на ходится по формуле Н * = 1,02· i . L + 11= + N, ( Н ю, - h"H) = н - N, . h"H n n I cJII I . (3.1) Уменьшение напора станций достигается применением рабо чих колес меньшего диаметра или их обточкой. Требуемый диа метр рабочего колеса находится по формуле: 20( h~'H Ь] - Q2 - П"=D 2 2----г=============== а± где н:," а 2 + 4Н" (h~l~ - Ь] Q2 (3.2) - необходимый напор одного насоса, h:"H = H:m I m,m. 27 При а = О формула (З.2) принимает вид n' = n 2 h: +b·Q2 JJr H 2 (З.З) о Для построения характеристики Н - Q насоса с обточенным колесом используются~~едующие соотн(о;;.еJ~ИЯ: Qy = где hMH,Q,aB - D: Qщв , h: = h D: ' H MH (З.4) соответственно напор и подача по заводской ха рактеристике насоса. В зависимости от величины коэффициента быстроходности ns обточку колес можно выполнять в следующих пределах: при 60 < ns < 120 допускается обрезка колес до 20 %; при 120 < ns < 200 - до 15 %; при ЗОО < ns < ЗОО - до 10 % ГЗ]. На практике обточку всех рабочих колес не производят, а ре шают смешанную задачу: часть роторов насосов заменяют на смен ные, а часть обтачивают. Пусть неизменными роторы остаются на n2 станциях, суммар ный напор всех насосов со сменными роторами равен Нем, а сум марный напор насосов с обточенными рабочими колесами равен Н*. Легко показать, что в этом случае н' + Нем = (n,-n 2 ).н еm . (З.5) Задача заключается в том, чтобы при заданном числе насо сов, оставшихся на (rI-nJ станциях, подобрать такую комбина цию включения сменных роторов, чтобы необходимая обточка была минимальной. Из.мененuе частоты вращения ротора - прогрессивный и экономичный метод регулирования, позволяющий полностью исключить обточку рабочих колес. Согласно теории подобия центробежных насосов, параметры их работы при изменении частоты вращения ротора связаны со отношениями: 28 (3.6) где H 1, QI - напор и подача насоса при частоте nйбl; Н2 , ~ - то же при nОО2. Несложно показать, что коэффициенты в уравнении напор ной характеристики насоса с измененной частотой вращения ро тора равны (3.7) где Но, а, Ь - эмпирические коэффициенты в аналитической характеристике центробежного насоса (1,9). 2 Н = Н +а·о-ь·о - . () При новом числе оборотов n оо2 уравнение баланса напоров имеет вид: Н=nm ,[н (nО"2)2 +ао.(n()(.)2)-ЬО 2 ]+Н (11 -Н ). (38) .ни ~ (! n()(}l _ ~ l!N 1-...'11 .. n o6l Уравнение (3.8) легко при водится к квадратному, решением которого является искомая величина относительного изменения числа оборотов роторов насосов: -аQ+ (aQ)2_-4н,,'[ЬQ2- H-N).(hlJн-Н ю ,)] n()()2 n.т .\/Н (3.9) no61 Если регулирование осуществлять в пределах только одного эксплуатационного участка, то в формуле (3.9) под n следует по нимать число насосных станций, на которых прибегли к регули рованию изменением числа оборотов ротора, а под Н - разность между полным напором, необходимым для ведения перекачки, и напором, развиваемым насосными станциями, на которых ре гулирования не производится. 29 Пpu.мененuе nроmuвоmурбуленmных присадок - эффектив ный метод уменьшения гидравлического сопротивления· трубо проводов за счет гашения турбулентных пульсаций. Введение при садки в поток приводит К тому, что изменяется величина коэф фициента А о в выражении для так называемого универсального закона сопротивления: Jx =0,88.ln(Ao .Re.JI)-з, 745, (3.10) - коэффициент гидравлического сопротивления при числе где л Рейнольдса Re; Ао - числовой коэффициент, при отсутствии присадки, А о = 28. При обработке противотурбулентной присадкой величина коэффициента А о увеличивается. Зависимость А о от концентра ции присадки fJn (г/т) является эмпирической и задается либо таблично, либо в виде функции. Так, для присадки ~CDR-102» американской фирмы ~Сопосо- Dupon~ А ( fJ ) 1,24 = 1,48· fJn (3.11) , а для присадки ~NECADD-547~ финской фирмы ~Neste~ А( fJ) = 0,407 ·B~,29 . (3.12) При прохождении через насосы противотурбулентные при садки разрушаются. Поэтому применять их необходимо на пере гоне, обслуживаемом последней насосной станцией. Для того чтобы обеспечить плановую производительность перекачки количеством перекачивающих станций меньшем, чем расчетное (n' <n), необходимо, чтобы на последнем перегоне ко эффициент гидравлического сопротивления был равен (с учетом, что для магистральных насосов обычно а = О) л =л_~[1l2gd5 n".m .Б .(у2 -l)-L.[ь_лJ] (313) f 8 n n где л Х 2 МН·.IL Х 2' . - коэффициент гидравлического сопротивления при перекачке нефти с расходом Q без применения присадки; 30 )"" то же при расходе Qд, соответствующем работе n" насос ных станций; Х требуемое увеличение расхода n" насосных станций, С" длина последнего перегона, на котором осуществляется Х = QlQд; перекачка нефти, обработанной присадкой. Требуемая величина коэффициента ~, ( В) при известном значении А" определяется как А(О)= 1 ех (1+З,745д'J. ReA р о,88Д, (3.14) По известной величине А(В) из формул (3.11) или (3.12) можно найти искомую концентрацию присадки, обеспечивающую выполнение заданного объема перекачки меньшим, чем расчет ное, числом насосных станций. 31 4. Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода Размещение нефтеперекачивающих станций на трассе нефте провода производится графическими построениями на сжатом профиле трассы при известных значениях следующих параметров: 1) 2) гидравлического уклона для основной магистрали i; 3) напоров, развиваемых основными насосами каждой нефтепе 4) величины подпора на входе в основные насосы головной и про гидравлического уклона для участков с лупингами (вставка- ми) iл ив); рекачивающей станции {Н cmi} ; межуточных нефтеперекачивающих станций hn,,; 5) остаточного напора на входе в конечные пункты эксплуата ционных участков и нефтепровода в целом Н"" . Рассмотрим суть графического метода расстановки станций на при мерах. Схема графИL;еских построений при расстановке нефтепере качивающих станций по трассе нефтепровода постоянного диа метра без лупингов (вставок) представлена на рис. 4.1. Построение начинаем с того, что в начале нефтепровода (точ ка А) с учетом вертикального масштаба откладываем напор Нет!, развиваемый основными насосами первой нефтеперекачивающей станции. ~1-<- _- - '1:.!. 1 ~ __ L _ _..-=.e2!.-_ _ L Рис. 4.1. Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода постоянноm диаметра без лупинтов и вставок 32 Затем вычисляем длину перегона, на который хватило бы на пора Н {I1I1 при условии, что нефтепровод бьUI бы горизонтальным, (~ = H Cl1l1 /0.02· i), (4.1) и откладываем ее от начала нефтепровода с учетом горизонталь ного масштаба. Соединив полученные точки, получаем линию гидравлического уклона в трубопроводе постоянного диаметра без лупингов и вставок Точка пересечения данной линии с про филем (т. М) соответствует месту расположения второй насос ной станции. Откладываем в т. М напор H cm2 , из полученной точки прово дим линию гидравлического уклона параллельно предыдущей и получаем при пересечении ее с профилем точку размещения следующей нефтеперекачивающей станции (т. N). Построения для последней нефтеперекачивающей станции выполняются в качестве проверки. В точке N по вертикали в масш Taбe откладываем сумму напора последней станции НетЗ и разно сти Н2 - Н"". Если все расчеты и построения выполнены верно, то линия гидравлического уклона, проведенная из полученной точ Kи' должна прийти точно в конечную точку нефтепровода. Величины располагаемого напора в трубопроводе найдем, добавив к изменению собственного напора станций по длине ве личину подпора hnH • При наличии луnиНlов (вставок) задача расстановки неф теперекачивающих станций по трассе усложняется, т. к необхо димо распределить общую длину лупингов (вставок) по перего нам между станциями. Для ее решения предлагается следующий алгоритм. Местоположение нефтеперекачивающих станций в опреде ленной степени предопределено. Во-первых, в силу однотипнос ти применяемого оборудования протяженность перегонов между станциями различается не очень сильно. Во-вторых, расположе ние станций обычно привязано К населенным пунктам. В-треть ИХ, на трассе существуют участки, где нефтеперекачивающие стан ции заведомо не могут быть размещены (болотистая местность, заповедники и т. п.). Предположим, что расположение НIIС предопределено по 33 последней причине (участки, запрещенные для их размещения, на рис. 4.2 заштрихованы). Первым делом строим линию гидрав лического уклона для участка трубопровода с лупингом. Для этоu го вычисляем потери напора на участке длинои f *1 равные 1,02 . 1.• f *1 ' откладываем их в вертикальном масштабе в т. А, пос- ле чего через концы отрезков проводим искомую линию. Рис. 4.2. Расстановка насосных станций по трассе нефтепровода постоянного диаметра с лупингами Лупинг наиболее целесообразно размещать в конце перегона между насосными станциями, т. к. В этом случае металл труб наименее нагружен давлением. Поскольку точка M j , где должна была бы разместиться НПС N!! 2, если бы не было лупинга (вставки), находится на ~запрещеННОМj) участке, то ее целесообразно перенести туда, где этот участок заканчивается (т. М). Откладываем в масштабе в т. М величину подпора Н2 и из по лученной точки проводим линию гидравлического уклона iл • Точ ка пересечения этой линии с линией гидравлического уклона i дает нам длину лупинга Хл l для первого перегона между станциями. Если бы на втором перегоне между станциями не было лу пинга, то линия гидравлического уклона, проведенная из конца 34 отрезка длиной нст2 , пересекла бы профиль трассы в т. N j • Это ближе, чем начинается участок, <iзапрещенный»- для размещения станций. Поэтому в принципе луп инг на втором перегоне можно не сооружать. Однако, чтобы выровнять протяженность перего нов, принимаем решение о размещении третьей нефтеперекачи вающей станции в т. N - перед началом второго «запрещенного» участка (размещение НПС Ng 3 в т. N2 делает второй перегон слиш ком протяженным). Дальнейшие построения выполняются так же, как и для первого перегона между станциями. Аналогично выполняются все построения и для третьего пе регона. 35 5. Расчет нефтепровода при заданном расположении перекачивающих станций в соответствии с ~Иормами технологического проектирова ния», нефтеперекачивающие станции (ИПС) целесообразно раз мещать вблизи населенных пунктов, источников энерго- и водо снабжения, сущесmующей сети автомобильных и железных дорог. Определенные требования предъявляются и к площадкам ИПС (несущая способность грунта, расположение относительно водо емов, населенных пунктов и т. д.). В этом случае при проектиро вании вместо расстановки ИПС на профиле трассы приходится решать обратную задачу: проверять соответствие напоров и под поров станций их допустимым значениям. Расчет нефтепроводов при заданном положении ИПС выпол няется и с целью выявления возможных режимов перекачки на действующем трубопроводе. Производительность нефтепровода в пределах эксплуатаци онного участка с числом ИПС равным n! может быть вычислена по формуле 2-т Q= (5.1) j=1 j=1 где A j , Б; коэффициенты в уравнении, описывающем напорную характеристику i-той ИПС; коэффициенты в уравнении, описывающем суммарный напор подпорных насосов головной ИПС; f гидравлический уклон при единичном расходе, т у 1,О2Д d 5- m . (5.2) f = Величины A j , Бj , а n , Ь N вычисляются в зависимости от схемы соединения насосов на ИПС и с учетом возможного различия используемых в однотипных насосах роторов. 36 В пределах эксплуатационного участка фактические подпор и напор НПС N!! С вычисляются по формулам: дН, ~ а" + ~ А, .. д=, _Q'.m (Ь" + ~ Б, +.f~ (} (5.3) Не = !1Н с + Ас - Бс Q2-m , где &е - разность геодезических отметок С-той и головной НПС; (1 длина перегона между i-той и (i + 1)-той НПС. Найденные величины !1Н, и Не должны удовлетворять усло виям (5.4) где !1Н 111[11;' н (111 """ i - разрешенные значения соответственно минимального подпора на входе и макси мального напора на выходе i-той НПС. Если выполняется первое из неравенств (5.4), то необходимо принять меры по уменьшению гидравлического сопротивления отдельных перегонов (прокладкой лупингов, применением про тивотурбулентных присадок и т. д.). При невыполнении второго из неравенств (5.4) необходимо уменьшить напоры НПС (отклю чением части насосов, применением сменных роторов, дроссели рованием и т. д.). Для конечного пункта величина необходимого остаточного напора по уравнению (5.3) обеспечивается автоматически - в со ответствии с уравнением баланса напоров. 37 6. Выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода Несмотря на существование множества возможных режимов эксплуатации нефтепроводов, использовать необходимо те из них, при которых удельные затраты электроэнергии на перекач ку 1 тонны нефти будут наименьшими. Дляj-того режима работы нефтепровода величина удельных энергозатрат рассчитывается по формуле: 1 ( Еуд} = ~Q N nomp }n + fn· N nomp J Р '~ } i} , (6.1) где N nompjn - мощность, потребляемая электродвигателями подпорных насосов головной Н С при работе на j-ТOM режиме; Nnompij - то же для электродвигателей магистральных насосов i-той НС; n,g - общее число работающих основных насосов на станциях приj-том режиме. Величина мощности, потребляемой электродвигателем насоса при работе на j-TOM режиме, определяется по выражению: N . = р. g . н и} • QH} nоmр] где Ни}' Q.}, 1J"j 1]ЭЛj 1] и} .1] эл} .1] мех (6.2) - соответственно напор, подача и кпд рассматриваемого насоса при работе на j-TOM режиме; - кпд электродвигателя при рассматриваемом режиме; 1]мех - КПД механической подачи, для механической муфты можно принять 1]мех = 0,99. КПД насоса вычисляется по формуле (1.11). кпд электро двигателя наиболее точно может быть найден по его характерис тике. Если таких данных нет, то 1]элj находится с учетом потери мощности электродвигателя по формуле: 38 (6.3) где '7110" - КПД электродвигателя при номинальной нагрузке, '7но.11 =0,96 ... 0,98; k" коэффициент его загрузки, NH мощность на валу электродвигателя (определяется k э = N,/N""",; по формуле (6.2) без учета '7.,,; NHOJ.l - номинальная мощность электродвигателя. Найденные для всех возможных режимов работы нефтепро вода величины Eyaj наносятся на график в зависимости от Q, и че рез минимальные значения Еуа при Q = const строится огибающая линия. Тем самым выявляется множество рациональных режи мов эксплуатации нефтепровода. Дальнейшие расчеты выполняются следующим образом. Пусть задан плановый объем перекачки v. . в течение некоторого времени 'n7' Следовательно, средняя производительность пере качки в течение планового периода времени составит Q = Vn. 7 / 'Н.1 • Поскольку, как правило, найденная величина Q не совпадает ни с одним из рациональных режимов, то обеспечить плановый объем перекачки возможно только при циклической перекачке на двух режимах, удовлетворяющих условию (6.4) где Q1' (ь - производительность трубопровода при ближайшем рациональном режиме перекачки соответственно слева и справа от величины Q. Продолжительность работы нефтепровода на каждом из этих режимов составляет ,=, Oo-Q -- _ , =, о-о - _ Q, , , 111 О ""-'2 О '2 _l О -.-2 1 (j2 . Q2 ·"2)· 11.1 (6.5) а удельные затраты электроэнергии Е,.() = f( Е'(!I . Q, .', + E , (6.6) 11.1 39 7. Режим работы трубопровода при отключении промежуточной насосной станции Отключение промежуточных насосных станций - одна из наи более сложных ситуаций при эксплуатации нефтепровода. Если трубопровод работает со значительной недогрузкой, то наиболее простым решением в данной ситуации является отклю чение других промежуточных станций через одну, с тем чтобы все оставшиеся в работе ИПС функционировали примерно в одина ковых условиях. Если же необходимо обеспечить максимально возможную производительность нефтепровода с оставленной промежуточ ной ИПС N!! С, то ее величина находится по формуле: где Zc-l'Zс+l - геодезические высоты ИС соответственно N!! С-l иN!!С+l. Иа остальных перекачивающих станциях необходимо при бегнуть к регулированию, с тем чтобы на обоих участках (до ИПС N!! С-l и после ИПС N!! С+l) также устанавливал ась про изводительность перекачки равная СЬШХ. В первую очередь отключается часть магистральных насо сов. Суммарный дифференциальный напор насосов, оставших cя в работе, при подаче сьшх должен быть равен: а) дЛЯ ИПС слева от отключившейся ~Hcmj =Hmвxc-1-an -zc-l +ZH +Q;: (Ьn + f~fj} (7.2) б) для ИПС справа от отключившейся nl n] L Нст = f Q;-: L f + Нtm Ыlmin с+! + j j=c+! 40 j j=c+! - ZK + zc+l· (7.3) c-l Если добиться точного достижения величин L HCII/; И L Н,m; не удается, то излишний напор магистральн~;~ насосов 1/[ 1=('+1 дросселируется. Распределение насосов, оставшихся в работе, по перекачива ющим станциям, должно обеспечивать выполнение ограничений по напору и подпору ИПС. 41 8. Методы увеличения производительности нефтепроводов в процессе эксплуатации нефтепроводов может возникнуть необходимость увеличения их пропускной способности. Это мо жет быть сделано различными способами: 1) увеличением количества насосных станций или числа работающих насосов; 2) строительством лупингов; З) устройством вставок большого диаметра; 4) применением противотурбулентных присадок. Увеличение количества насосных станций Если нефтепровод изначально был запроектирован на поэтап Hый ввод В эксплуатацию, то увеличение его производительнос ти достигается строительством промежуточных насосных стан ций и включением в работу дополнительных насосов на уже су ществующих станциях. Задача определения местоположения на сосных станций в этом случае была решена еще на этапе проекти рования нефтепровода, а количество и комбинация включения насосов на станциях в рамках каждой из очередей строительства определяется согласно разделам 4, 5. Если увеличение производительности нефтепровода на эта пе проектирования не предусматривалось, то наиболее рациональ ным способом увеличения количества насосных станций являет ся их удвоение. При этом перегоны будут разделены примерно пополам и все станции будут работать примерно в одинаковых условиях. Поскольку изменение производительности нефтепровода при удвоении насосных станций относительно велико, то новая рабочая точка может оказаться за пределами рабочей зоны насо сов (зоны оптимальных КПД). Поэтому одновременно с удвое нием числа насосных станций в общем случае необходимо заме нить и устанавливаемое на них оборудование. С учетом вышесказанного увеличение производительности нефтепровода удвоением числа насосных станций составит 42 Х не = 2-т где А., Б. - коэффициенты А и Б в напорной характеристике мamстральных насосов после удвоения числа станций. Если насосы не меняют, то А. = А, Б. = Б. Увеличение числа работающих насосов Этот метод увеличения производительности может быть ис пользован на недогруженных нефтепроводах. Строителъство лупингов и вставок болъшего диаметра При прокладке лупингов общей длиной х.. производитель ность нефтепровода увеличивается в число раз f·L+n·m ·Б X,J = 2-111 f.[L-Х (l-w)]':n.m л .·1т .Б· (8.2) Можно решать и обратную задачу: найти необходимую дли ну лупинга при заданной кратности увеличения производитель ности нефтепровода х, ~ 1~m (1- х':- J (1- n.;~~ БJ (8.3) Размещение лупингов на отдельных участках трассы выпол няется с учетом местоположения насосных станций и ограниче ний по напорам и подпорам. Кроме того, должны быть учтены разрешенные напоры на отдельных участках и рельеф трассы неф тепровода. Расчет применения вставок большего диаметра выполняется по тем же формулам с учетом того, что вместо йJ используется величина О, вычисляемая по (2.29). Следует подчеркнуть, что с технологической точки зрения при менение вставок большего диаметра нецелесообразно, т. к. за трудняет очистку нефтепроводов и пропуск по ним диагности ческих приборов. 43 Применение противотурбулентных присадок Методика расчета концентрации противотурбулентной при садки, обеспечивающей заданное увеличение производительнос ти нефтепровода, изложена в разделе 3. 44 9. Расчет подводящих (всасывающих) трубопроводов подпорных насосов головной насосной станции Назначение подводящих трубопроводов - обеспечить подвод нефти к насосам с достаточным для их работы напором. Особенностями подводящих трубопроводов являются: 1) работа при давлении как большем, так и меньшем, чем атмос ферное; 2) 3) наличие участков различного диаметра; большое количество местных сопротивлений, вклад которых в общие гидравлические потери составляет от 30 до 70 %. Цель расчета: проверка возможности бескавитационной ра боты подпорных насосов. Для выполнения расчета необходимы следующие данные: 1) техническая характеристика подпорных насосов (подача, до пустимый кавитационный запас, диаметр входного патрубка); 2) параметры перекачиваемой нефти (плотность, вязкость, дав ление насыщенных паров, давление насыщения); 3) технологическая схема системы подводящих трубопроводов на участке 4:резервуарный парк - подпорная насосная~ с ука занием длины и диаметра отдельных участков, всех местных сопротивлений и геодезических высот резервуаров и насосов. Схема подводящих трубопроводов от резервуаров к подпорным насосам включает, как правило, следующие типы местных сопротивлений: 1) выход из резервуара; 2) компенсатор линзо вый; 3) задвижка; 4) тройник; 5) отвод; 6) фильтр; 7) конфузор. В основу расчета положено уравнение Берну лли, составлен ное для двух сечений (первое - свободная поверхность нефти в резервуаре, второе - входной патрубок подпорного насоса) Р =+-"+Н.== р аи ppg где - р' -IIH Р I/H u 2 +~+~+~h+~h 2 L L РjЯ g i .\1('( ") геодезические высоты соответственно днища (9.1) ре зервуара и оси входного патрубка насоса; 45 - атмосферное давление; высота взлива нефти в резервуаре; соответственно давление и средняя скорость нефти во входном патрубке насоса; суммарные потери напора соответственно на трение и на местные сопротивления в подводящих трубопроводах. Решая (9.1) относительно Р8" / ppg, находим Рвх = ~ + z - z + Н - 2и~ - "h L..,.1' - " h ppg ppg р nн взл L..,.Mec· g (9.2) Найденная величина Р8" / Рpg должна удовлетворять неравенству (9.3) где Mдon . H - допустимый кавитационный запас насоса, I!.hдon . H = Mдon . 8 kh • (I!.ht -l!.hJ, - коэффициент запаса, kh = (9.4) 1,1 ... 1,15; поправки соответственно на температуру и вязкость перекачиваемой жидкости, 2 I!.ht = O,471.h~,45 , I!.hv = 48". ив" , 2g где hs (9.5) напор, соответствующий давлению насыщенных па ров жидкости; 4вх - коэффициент сопротивления на входе в насос, при 565 < Reн < 9330 вычисляемый по формуле ';8" = 16 -13,1· (1g Re." - 2,75)0,354, (9.6) а при ReH > 9330 принимаемый равным 4вх ~ 1. В общем случае коэффициенты 4 различных местных сопро тивлений являются функцией числа Рейнольдса. Обработка гра фиков, приведенных в литературе, позволила получить следую щие зависимости: 46 а) для однолинзового компенсатора ~ШII"l =0,153+5964/Re: (9.7) б) для двухлинзового компенсатора (при Re < 5·105 ) ~mll"2 =0,238+14532/Re: (9.8) в) для отвода 900 ~'Ю = 0,35 + 3,58·10-3 ехр [3,56.10-5. (150000 - Re) J; (9.9) г) для входа в вертикальный насос двойного всасывания приRе ~ 32000 = 215.108Re-1.GX "Х • { '='и.н' <]Х приRе , > 32000 ;: в (9.10) Для вертикального насоса число Рейнольдса рассчитывается по диаметру входного патрубка в 4:CTaKaн~. Если отвод выполнен под углом а отличном от 900, то коэф фициент местного сопротивления отвода ~ПJ" ( а) = ~9() • К" ; где К" - расчетный коэффициент, К = " а - (9.11) а 54,5 + О, 408а (9.12) угол, под которым выполнен отвод, град. Для конических диффузоров величина коэффициента мест ного сопротивления зависит также от соотношения диаметров соединенных труб и угла раскрытия диффузора. Поскольку по следняя величина на технологических схемах трубопроводных коммуникаций не указывается, нами были построены огибающие функции, позволяющие рассчитывать коэффициенты местных сопротивлений конических диффузоров с некоторым запасом 0,148 Re / (Re- 4660) при d 2 / d 1 = 1,1 ~()/J(/) = 0,132Re/(Re-16520) при d 2 /d 1 =1,2. { (9.13) 0,147Re/(Re-16700) при d2 / d1 = 1,4 47 Для конфузоров ориентировочно можно принять ~конф ~ О, 5~дUФ , где ~дuФ (9.14) коэффициент местного сопротивления диффузора при тех же условиях. Для выхода из резервуара с хлопушкой ~выx = 0,92 , а для пол HocTью открытой задвижки ~задв = 0,15. Наконец, для ряда местных сопротивлений в силу недоста точной изученности приходится пользоваться приближенными значениями: 1) фильтр для светлых нефтепродуктов ~ф.с = 1,7; 2) то же для темных нефтепродуктов ~Фm = 2,2; 3) тройник на проход 4) то же с поворотом 5) то же на слияние 48 .-L J'=t ~ ~ ~mр.nр -11· , , ~mp.n. = 1,3; ~mp.c = 3,0. 10. Примеры расчетов Пример 10.1. Рассчитать кинематическую вязкость ромаш кинской нефти при температуре 275 К РеШe1luе 1. Поскольку расчетная температура 275 К выходит за преде лы температурного интервала, в котором известна вязкость ромаш кинской нефти (табл.1.2), то для расчета выбираем формулу (1.3). 2. Согласно табл. 1.2, для ромашкинской нефти при Т! = 283 К 2 jc, а при Т! =293 К V2 = 14,2 MM 2jc. 3. Вычисляем величину эмпирических коэффициентов по формулам (1.4), (1.5): V j = 30,7 MM Ь= 19[ Ig(30, 7 + 0,8)] 19(14,2 + 0,8) 283 Ig293 = -6,96: а = Iglg(30, 7 + 0,8) - (-6,96) 19 283 = 17,15. 4. Вычисляем кинематическую вязкость ромашкинской неф ти при температуре 275 К по формуле (1.3): V = 1011l17>-.'!Х'I;с7< -0,8 = 66,99 млi /с. 5. Плотность нефти для примера вычислим по формулам (1.1) и (1.2). Согласно табл. 1.1, ПРИР29З= 862 кгjмЗ ~ = 0,686 кг jM 3·K иfJр= 0,0007931jK По формуле (1.1): 862 Р = = 874 5 кг / Л4 . ! 1+ 0,000793(275 - 293) , 1 По формуле (1.2): РТ =862-0,686(275-293)=874,4 кг/м 3 Так как расхождение результатов расчета по формулам (1.1) и (1.2) составляет 0,011 %, то можно сделать вывод о том, что пользоваться можно обеими. 49 Пример 10.2. Рассчитать необходимое давление на входе в на сос НПВ 1250-60 при перекачке автомобильного бензина, имею щего температуру кипения TH~ = 313 К. Перекачка ведется при температуре 283 К с расходом 1240 м3jч. Плотность бензина рав на 740 KrjM 3, а кинематическая вязкость - 0,8 MM 2jc. Решение 1. Давление насыщенных паров бензина при температуре пе рекачки определим по формуле: Р3 = 57000.ехр[0,0327(Тнк -Т)] = = 57000·ехр[0,0327(313-283)] = 21371 Па. 2. Соответствующий напор в метрах бензинового столба hз = ~ = 21371 = 2,94 М. pg 740·9,81 3. Поправка кавитационного запаса насоса на температуру по формуле (9.5): I1ht = 0,471·2,940,45 = 0,765 М. 4. По табл. п. 4.2. находим, что диаметр входного патрубка насоса D = 0,8м. 8X 5. Скорость бензина и число Рейнольдса во входном патрубке насоса UЮ: = 4·Q 2 3600·7l"·Dвx = Re = ивх ·D 8:Х: v 8X 4·1240 2 =0,686 М/С, 3600·3 14·08 = 0,686·0,8 =686000. О , 8.10-6 =О . 6. По табл. п. 4.1. находим кавитационный запас насоса на воде МдОn . 8 = 2,2 м и по формуле (9.4) вычисляем кавитацион Так как Reвx > 9330, то bllt ный запас насоса на бензине: bllдon . и = 2,2 -1, 1· (О, 765 - О) so =1,36 М. 7. Выполняем расчет по неравенству (9.3): Рвх ~ 21371 + 1,36- 0,6862 = 4,28 м. р. g 740·9,81 2·9,81 Таким образом, давление на входе в насос должно быть не менее Рвх =740·9,81·4,28=31070Па. Пример 10.3. Вычислить коэффициенты А и Б, необходи мые для аналитического решения задач трубопроводного транс порта при перекачке нефти, имеющей кинематическую вязкость 150 мм 2/с, насосом НМ 1250-260 с ротором 0,7Q,."", и диаметром колеса 0,418 м. Коэффициент быстроходности n, = 59, число обо ротов n = 3000 об/мин. Решение 1. Номинальная подача насоса при работе на высоковязкой нефти - подача насоса на воде; - коэффициент пересчета подачи с воды на нефть при двухстороннем входе в рабочее колесо насоса, Ren k Q =k~,5 = 1_0,128.1g ( Rе в l,5 J - число Рейнольдса в насосе и переходное число Рейнольдса соответственно определяются Re = n·D; v Re = 3 16· 105 . n-0,305 . в n' n а' - число оборотов ротора насоса; наружный диаметр колеса насоса; D2 - n, - коэффициент быстроходности насоса. Тогда числа Рейнольдса будут равны: Re = 3000·0,4182 = 58242 в 60.150 ' Re n =3,16·105·59-0,305 =91112. 51 Коэффициент пересчета: 9111?)1" k() = ( 1-0,128·1g--=0,963, 58242 Номинальная подача насоса: QH""" = 0,963 ·1250 = 1203,8 .'1-1' / ч. Границы рабочей зоны насоса: О = 0.8 ·1203,8 = 963 л.i / ч , ' ~l Q2 = 1,2 ·1203,8 = 1444,5.'\{З / ч. Полагая режим течения нефти ламинарным (т = 1), по фор мулам (1.15), (1.16) находим искомые коэффициенты: Б = (1444,5-963)- [0+37,2'10-(" (963+1444,5)] =896'10-3 '1/ н" 1444,5-963 * " , А = 275,9+ О ·1444,5 - 37,2 ·10-(' ·l444,5" + ... ... +89,6·10-3 ·1444,5 = 327,7 м, Б = 3600·89.6·10- ) = 322,6 с/ ~'I/, i где а = О; Ь = 35,4-10-6 ч2/м 5 , Но = 283.м (табл. П. 2.2). а,.' Ь" - апроксимационные коэффициенты при работе насоса на высоковязкой нефти, Ь =b.s""=35 4·10-6. 0,975 =372·10-1> Ч"/М); " kl~' 0,963"' . а" = О, Т. К а = О; Но" = k" . Но = 0,975·283 = 275,9 NI. Если перекачка нефти осуществляется в зоне гидравлически гладких труб турбулентного режима (т = 0,25), то по формулам (1.14), (1.16): Б = (1444,5-963)'[0+37,2'10-6'(963+1444,5)] = * 1444,5175 _96з175 = 0,251.10-3 ч 52 l75 / .'11415, А = 275,9+ 0·1444,5 -37,2·10-6 ·1444,52 + ... ... +0,251·10-3·1444,51.75 =283,2 М, Б = 36001.75·0,251·10-3 = 419,9 с 1 • 75 / м 4 • 25 • Пример 10.4. Определить приведенные затраты для транс портировки 7 млн Т нефти Сургутского месторождения в год на нефтеперерабатывающие заводы г. Омска. Расчетная плотность нефти равна 0,842 тjмЗ • Транспортировка по трубопроводу Сургут Омск длиной 700 км. РеШе1ше 1. Для заданного грузопотока по табл. 2.1, 1.3 выбираем реко мендуемый диаметр трубопровода - 530 мм, для которого себе стоимость перекачки в ценах 1980 г. S = 0,13 коп. j (т·км). По формуле 1.18 вычисляем эксплуатационные расходы 3т =0,13·700·7·106 руб./год. 2. Находим капиталовложения в трубопроводный транспорт. Принимаем, что эксплуатационный участок один, т. е. nэ = 1. Вместимость резервуаров на конечном пункте по формуле (1.23): V =ЗV р где 0,84 cym =3· 7. 106 350·0842·0 , , 84 =84821 м 3 ' - коэффициент использования емкости (табл. 1.9). Трубопровод должен иметь одну головную и пять-шесть промежуточных перекачивающих станций. Зная, что трасса в ос новном пройдет по заболоченной местности, и используя форму лы (1.19), (1.20), определяем капитальные вложения с учетом то пографических коэффициентов Ктр (табл.1.6). K~p = Кл + Кn . С • = (56,6· 700·1,43 + 5418·1,06+ 6·1926·1,06)х ... ... х 103 + 84821· 20 = 76,435 ·106 руб. По территории Тюменской области проходит 55 % трассы, а по Омской - 45 %. С учетом территориальных коэффициен тов (см. табл. 1.7) капитальные затраты составят Ктр = 76,435·106 ·(0,55 ·1,1 +0,45 ·1, 11) = 84,423·106 руб. 53 3. Приведенные годовые затраты определим по формуле (1.17): Ц"l' = 6,37 ·101' +0,12 ·84,423 ·101' = 16,5 ·10(, руб.! год. Аналогичные расчеты выполняются для нескольких альтер нативных вариантов с целью выбора оптимального из них. Пример 10.5. Выполнить гидравлический расчет трубопро вода для перекачки 8 млн т нефти в год. По гипсометрической карте и сжатому профилю трассы имеем следующие данные: оп тимальная длина трассы 425 км, разность нивелирных отметок конца и начала трубопровода ~ = -125,5 м, перевальная точка отсутствует, глубина заложения трубопровода Но = 1,6 м до оси, минимальная температура грунта на глубине заложения трубо провода соответствует средней температуре марта и составляет 272 К, кинематическая вязкость нефти при этой температуре равна 99,7 ·10-6 M 2jc, плотность 878 кгjм З• Трубопровод 11 категории. Решение 1.Пота6л. 2.1 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: Q = ч 8 ·109 24.356-878 1 =1066м-/ч. 3.В соответствии с найденной производительностью выби раем насосы для оснащения насосных станций: подпорные - НПВ 1250-60 и основные - НМ 1250-260. По табл. П. 2.2, П. 4.2 выбираем насосы с наибольшим диа метром. Напор этих насосов при расчетной часовой подаче составляет h он = Н С' - В - 00 = 74,8 - 0,95 _10-5 ·10662 = 64, О.м ~ _"h"H = 316,8 - 41,9·10-1' -10662 = 269,2 м. 54 4.Полагая число основных насосов т",,, = 3, по формуле (2.4) рассчитываем рабочее давление на выходе головной насосной станции: Р = 878·9,81·(3·269,2+64) = 7,5 ·106 Па. Запорная арматура на нефтепроводах рассчитана на давле ние Рд = 6.4 МПа. Поэтому условие (2.5) не выполняется. Необ ходимо принять к применению ротора меньшего диаметра. Излишний напор составляет Р-Рд _ (7,51-6,4).106 =128 9м. ppg 878· 9,81 ' Так как допустимый кавитационный запас насосов НМ 1250260 составляет 20 м, то напор подпорных насосов можно сущест венно уменьшить. Принимая к использованию ротор с наимень шим диаметром (445 мм) находим hn" = 64,2 -13,27· 10-<i ·10662 = 49,lм. С учетом данной замены суммарный избыточный напор составляет Р-Рд = 128,9-(64-49,1) =114M, ppg т.е. избыточный напор одного основного насоса составляет 38 м. Полагая, что будет использован ротор с диаметром 395 мм, находим h",,, =271,0-43,9·10-6.10662 =221,lм. Таким образом, напор одного основного насоса уменьшен на 269,2-221,1 = 48,1>38м. Проверим возможность использования ротора диаметром 418 мм. Для него h = 289,8- 34,8·10-6 ·10662 = 250,3м. M " Уменьшение напора одного основного насоса составляет 250,3 - 221,1 = 29,2 м, что недостаточно. Таким образом, рабочее давление ГОЛОВНОй насосной станции составляет Р = 878·9,81·(3·221,1+49,1) = 6,14·106 Па. 55 5. Полагая, что нефтепровод строится из труб Харцызс кого трубного завода (ТУ 322-8-10-95), по табл. П 1.1 нахо дим, что для стали 13 ГС (7щ, = 510 МПа; (7111 = 353 МПа; k, = 1,34; 8н = 8,9 и 10 мм. Так как D" < 1 м, то k" = 1. Так как трубопровод 11 категории, то то = 0,75. По формуле (2.8) вычисляем расчетное сопротивление метал ла труб: R, =510· 0,75 1,34·1 =285,5МПа. б.Расчетная толщина стенки нефтепровода по формуле (2.9): 8= 1,15·6,14·530 =6,4)~'IM. 2(1,15·6,14+ 285,5) Округляем найденное значение до ближайшего большего стандартного значения дн = 8 мм. Предположим, что после про ведения всех проверок согласно [б] окончательная толщина стен ки дн = 9мм. 7.ВнутренниЙ диаметр нефтепровода по формуле (2.13): d = 530 - 2 . 9 = 512 j\·i.~I. 8.СекундныЙ расход нефти и ее средняя скорость по форму лам (2.14), (2.15): 1066 3600 3 0=--=0,296"4/С - u= 4·0,296 2 = 1, 44 м/с 3,14· О, 512 9. Число Рейнольдса по формуле (2.17): Re= 1,44·0,512 =7395 О , 997·} 0-4 ' т. е. режим течения нефти турбулентный. 10. Относительная шероховатость трубы при kэ = 0,2 мм & = 0,2 = 3, 9.) 0-4 512 56 11. Первое переходное число Рейнольдса по формуле (2.19): 10 Re] = -4 = 25641. 3,9·10 Так как Re < Rej, то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб и коэффициент гидравлического сопротив ления вычисляем по формуле (2.20): А = 0,3164 = О 0341. 73950,25 ' 12. Гидравлический уклон в нефтепроводе по формуле (2.24): i = 0,0341. 1,442 = О 00704. 0,512 2·9,81 ' 13. Так какЕ < 600 км, ToN. = 1. По формуле (2.32) вычисля ем полные потери в трубопроводе (полагаем Н"" = 30 м): Н = 1,02· 0,00704·425 ·103 -125,5 + 1· 30 = 2956,3м. Расчетный напор одной станции по формуле (2.34): Нcm = 3·221,1 = 663,3 м. Расчетное число насосных станций по формуле (2.36): n = 2956,3-49,1 = 4 4. 663,3 ' Найденное количество станций округляем до 5. 14. Выполняем расчеты для построения совмещенной харак теристики нефтепровода и насосных станций, результаты кото рых сводим в табл. 10.1. Таблица 10.1 Данные дпя построения совмещенной характеристики Q, м 3jч Н = 1, 02iL + дz + нк-n' М 400 600 800 1000 1200 ]400 452,6 J018,8 ]748,0 2628,7 3652,5 48]3,1 - - - - - - - - - - - - --- ---- -------------- - - - - ------------ - - - - - ------------------------- --- ------------- --- - - - 12 3230,] 3121,8 2970,5 2776,1 _.2538,7 2258,2 н =h•• +n.h... приn н -- - -- ---- - - -- ----- - - - г"--------- 13 3494,1 3377,0 3213,4 3003,2 2746,5 2443,2 - ---- 14 3758,] 3632,2 3456,3 3230,3 2954,3 2628,2 ----- -- --------.-- 15 4022,] 3887,4 3699,2 ---- -----,3457,4 3162,1 -2813.2 ---- 57 На рис. 10.1 приведена совмещенная характеристика нефте провода и насосных станций при общем числе работающих насо сов nн = 12, 13, 14 и 15. Видно, что при данном количестве работаю щих насосов производительность нефтепровода составляет соот /'1. ветственно 1036, 1071, 1105 и 1136 м З 6ОСЮ~-------r--------~------.--------,------~ м 5~+--------+--------~------1--------+------~ ~+----------~-------+~~----- l~ ~-----::;;oo'II''''-- o+--------+--------~------~~~~~------~ 400 600 800 1000 Q 1200 3 м /ч 1400 ) Рис. 10.1. Совмещенная характеристика нефтепровода и насосных станций для условий примера 10.5 Таким образом, проектная производительность нефтепрово да обеспечивается при работе на станциях 13 насосов. 15. При распределении этого количества насосов по станци ям необходимо иметь в виду следующее: 1) большее их число должно быть установлено на станциях, расположенных в начале трубопровода, и меньшее - на расположенных в его конце; 2) для удобства обслуживания линейной части четвертый и пятый пе регоны между станциями должны быть примерно одинаковой длины. Исходя из вышесказанного, выбираем следующую схему включения насосов на насосных станциях: 3-3-3-2-2. 58 Пример 10.6. Для условий предыдущего примера рассчитать необходимую концентрацию противотурбулентной присадки, обеспечивающую выполнение проектной производительности нефтепровода четырьмя насосными станциями. Длина последне го участка f n = 120 км. Решeuuе 1. Согласно расчетам, выполненным в примере 10.5, при ра боте четырех насосных станций расход в нефтепроводе должен иметь плановое значение Q = 1066 м3jч , фактически он составля ет Q = 1036 м 3jч. Следовательно, для достижения плановой про пускной способности коэффициент увеличения производитель ности должен быть =iL= 1066 =1029. Qo 1036 ' 2. Число Рейнольдса при перекачке нефти с расходом Qo Z Re =Re· G =7395.1036 =7187. о Q 1066 3. Коэффициент гидравлического сопротивления по форму ле(2.20): :1 "<U = 0,3164 = О 0344. 71870,25 ' 4. Величина коэффициентаБ. по формуле (1.16): Б. = 36002·43,9 ·10-6 = 568,9с 2 / м 5 . 5. Необходимая величина коэффициента гидравлического сопротивления на последнем участке нефтепровода по форму ле(3.13): А =00341- 1 .[з,142.9,81.0,5125.4.3.5689.(10292_1)_ ... 120000 8.10292 " , n' ... -425000· ( 0,0344 2 -0,0341 )] = 0,0184. 1,029 6. Требуемая величина коэффициента A(Q) = 1 7395~0,0184 по формуле (3.14): .ех (1+3, 745~O,0184] = 2949. Р 0,88~0,0184 ' 59 7.Из формул (3.11) и (3.12) находим необходимые концент рации при садок: - для ~еDR-102~ 1 1 A(Q)]1'14 = (294,9)1'14 е = --=7L 7г/m' [ 1, 48 п 1, 48 ' , - для ~NЕеАDD-547~ О 11 _[А(Q)]l'~Ч -_(294,9)l~')_ --164 7 <,1т. - -О , 407 О , 407 ' Пример 10.7. Выполнить расстановку насосных станций по трассе нефтепровода, рассмотренного в примере 10.5. Решение 1. По формуле (4.1) вычисляем длину перегона, на который Нет! при условии, что нефтепровод был бы хватило бы напора горизонтальным: [' = 1 663, 3 = 923 71 м 1,02. 0,00704 2. На рис. 10.2 в начале нефтепровода (т. А 1 ) вверх в верти кальном масштабе откладываем напор Нет! = 663,3м, а вправо в горизонтальном масштабе с: = 92371 м . Линия, соединяющая концы данных отрезков, есть гидравлический уклон в нефтепро воде с учетом местных сопротивлений. 3. В точке пересечения линии гидравлического уклона с про филем трассы (т. А2 ) располагается не N!! 2. Откладывая от нее вверх в масштабе напор Н ет2 = 663,3 м и проводя через получен ную точку линию гидравлического уклона, в месте ее пересече ния с профилем трассы находим место расположения следующей не N!! 3 (т. Аз). 4. Положение не N!! 4 и не N!! 5 определяется аналогично, = Нет) = 2·221,1 = 442,2 м . но с тем отличием, что напор Н еm4 60 -~ r- с ('\s ";' ~ ~ '~ ~» а , u ~ ('\s :х: о::( о i t Q.) u а ... g , u м '1... :х: 511 1'6t=""ч u ~ i5 ~ = ~ !§ ~ ... ~ u u :х: .! ..... .., .i-.:; ~ ~ N с ~ ~ 5IIl'6t='ШЧ 61 5. В заключение проверяется правильность расстановки на сосных станций. Для этого в точке As вверх откладывается напор Нет5 + h/JH - Н," = 442,2 + 49, 1- 30 = 461,3/1//. Линия гидравлического уклона, проведенная из полученной точки, приходит точно в конечную точку трубопровода на про филе. Следовательно, все построения выполнены верно. Аналогично выполняется расстановка станций в пределах каждого эксплуатационного участка, когда таких участков не сколько. Пример 10.8. Определить все возможные режимы рабо ты нефтепровода диаметром 512 мм и протяженностью 520 км для перекачки нефти вязкостью 0,997·10-4 M 2jc И плотностью 855 кг jM 3. Пять насосных станций оборудованы основными насосами Н М 1250-260 с роторами диаметром 395 мм, а на голов ной насосной станции установлены подпорные насосы НПВ 125060 с роторами диаметром 445 мм. Сведения о нивелирных высотах мест расположения насосных станций и длине обслуживаемых ими участков: =// = =[ = 20 м; =3 = 20м; (3 = 104КЛ1; (5 =100К)\I1; t 1 = 1051GW; =2 = 30 м; (2 = 107 Ю\If; =-1 = 65)\11; (4 = 1051GW; =5 = 85м; =" =-30м.Принять Н'71 =30м. Решение 1.Напоры основных и подпорных насосов при подачах, соот ветствующих границам рабочей зоны по формуле (2.3): Ql = 0,8 ·1250 = 1000 АГ' / ч; Q2 = 1,2 ·1250 = 1500 м' / ч; lIH1 = 271- 43,9 ·10-6 ·10002 = 227,1 /у/; llH2 = 271- 43,9·10-6 ·15002 = 172,2 AI; h. h h llH1 = 64,2 -13, 27 ·10-6 ·10002 = 50,9 лс h"H2 =64,2-13,27·10-(;·15002 =З4.3л.1. 2. Вычисляем коэффициенты напорных характеристик основ· ных (Е., А, Е) и подпорных (Ьn ·, аn , Ьn ) насосов по формулам: 62 А = Но +aQ2 -ЬQ; +Б•. Q;-т; Б = 3600 2 - т • Б.; - при т = 0,25 Б • = -6 ч,,75 (1500-1000) { -0+43,9·10-6 '(1000+1500)] =2987·10 __ О 1500,,75 _1000,,75 ' м 4 ,25' А = 271 + О - 43,9 ·10-6 ·15002 + 298, 7 ·10-6 ·1500,,75 = 280,2м; Ь = n· (1500-1000){ -0+13,27 ·10-6 .(1000+1500)] -6 ч,,75 =903·10 ' 1500,,75 _1000,,75 ' м 4 ,25' ',75 Б = 3600,,75 ·298 , 7.10-6 = 499 , 8 _С_. м ,75' 4 ',75 С Ьn = 3600Щ ·903·10-6 =1511-' ' , м4 ,75' -при т = Б • = 0,1 (1500-1000){ -О+43,9.10-6.(1000+1500)] -6 ч,,9 =943·10 -4 ' 1500,,9-1000,,9 ' м ,7' А = 271 + О -43,9 ·10-6 ·15002 + 298,7 ·10-6 ·1500,,9 = 325,3м; Ь n· = (1500-1000){ -0+13,27·10-6 .(1000+1500)] -6 ч,,9 =285·10 -4 ' 1500,,9 -1000,,9 ' м ,7 ' аn = 64,2 + О -13,27 ·10-6 ·15002 + 34,0·10-6 ·1500,,9 = 71,2м; ',9 Б = 3600,,9 ·943·10-6 = 538, 9_4_' , С м ,7' 63 1') h" = 36001"·28,5·10-(' = 162,9 с 47 . М' 3.Разность нивелирных высот конца и начала трубопровода &==/(-=н =-30-20=-50м. 4.Предположим, что режим перекачки турбулентный, зона трения - гидравлически гладкие трубы. Тогда по формуле (5.2) величина гидравлического уклона при единичном расходе: f = 1,02 ·0,0246· (0,997 ·10-.1 У/2) cl75 .1 7= 0,0603~. 0,512 . , .1/" 5.При общем числе работающих основных насосов на насос ных станциях n н = 15 получаем: 1/, LA, = 15·280,2 = 4203м, j~1 75 I ~ C . LБ, =15·499,8=7497~. ~I м Подставляя в (5.1), получаем: Q_( - 1 67+4203+50-'30 )1:75 -о ")8з1/ 151,1+0,0603.520000+7497 - ,- А1 С б.Число Рейнольдса при этом расходе по формуле (2.17): Re= 4·0,283 =7062 3,14· О, 512· О, 997 ·10-4 Так как Re < Rej, то режим перекачки выбран верно. 7. Максимально допустимый напор на выходе из насосных станций Р" pg 6,4·10(' =763м, 855·9,81 а допустимый кавитационный запас на входе в основные насосы вычисляем по формуле (1.1 о): 64 Мдоn = ао .Q~ = 0,092.(0,283.3600)0,76 = 17,8м. С учетом потерь напора в обвязке насосных станций примем = 25 м . 8. Предположим, что на каждой станции включено последо вательно по 3 основных насоса. Соответственно, подпоры и напо ры насосных станций в соответствии с формулами (5.3) составят: минимальный подпор на их входе Жmin A~ = 67 -151,1·0,28з1,75 = 50,4м; Н1 = 50,4 + 3.(280,2-499,8.0,2831,75) = 726,4м; ~ = 67 +3'280,2-(30-20)-0,2831,75 х ... ... х (151,1 +3·499,8 + 0,0603 '105000) = 21, 1м. Так как разрешенное значение минимального подпора Жmin на входе в насосную С1aJIЦИЮ N!! 2 больше A~, то работать с 15-ю основными насосами нельзя. 9. Полагая, что общее число основных насосов на всех стан циях nn = 14, находим t4 =14·280,2=3922,8м, 1 11; с 1 ,75 1 М' LБi =14·499,8=6997,2~, И по формуле (5.1) 1 Q=( 67 +3922,8+50-30 )1,75 = О 275M3jc. 151,1+0,0603·520000+6997,2 ' 10. Число Рейнольдса по формуле (2.17): Re = 4·0,275 = 6862. 3,14·0,512· 0,997 ·10--4 11. Величины подпоров и напоров насосных станций при ко личестве включенных насосов на станциях 3-3-3-3-2: 65 f\,.h 1 =67-151,1·0,2751.75 =51,2)и; Н 1 = 51,2 + 3.( 280,2 -499,8· 0,2751.75) = 735,2 м; Ы~ = 67 + 3·280,2-(30- 20) - О, 275175 Х ... ... х(15l,1 +З ·499,8+ О, 060З ·105000) = 64, ОЛ4; Н2 = 64,0 + 3· (280,2 -499, 8·0, 275170) = 748.111; Ы1з = 67 +6·280,2-(20-20)-0,2751.75 х ... .. ,х 151,1+6.499,8+0,0603Х ... ]_ [ ... 105000 + 107000 х ( ) . -74,2)и, Н, = 74,2+3.(280,2-499,8.0,275175) = 758,2.iV1; ~h4 =67+9·280,2-(65-20)-0,275175 Х ... ... Х [151,1 + 9 ·499,8 + 0,0603· (105000 + 107000+ 104000)] = 68, 3м; Нч = 68,3 + 3· (280,2 - 499,8· 0,2751,75) = 752,30Н; ~h5 =67+12·280,2-(85-20)-0,275 175 x ... ] 151,1 + 12·499,8 + 0,0603 х ... .. ' х [ '" х (1 05000+ 107000 + 104000+ 105000) = 71, 2м; Н ) = 71,2+2.(280,2-499,8.0,275175) = 527,2.111. Так как для всех насосных станций неравенства (5.4) выпол няются, то работоспособность нефтепровода обеспечивается. Результаты расчета напоров и подпоров при другом количест ве работающих насосов и различных комбинациях их включения на станциях представлены в табл. 10.2. 66 Пример 10.9. Используя результаты расчетов примера 10.8, определить оптимальные режимы работы нефтепровода. В качест ве привода основных насосов используются электродвигатели типа стдп 1250-2УХЛ4 (мощность N Hoм". = 1250кВт), подпор ных - ВАОВ500М-4У1 (NHOМ 2 = 400 кВт). Решение 1. В качестве примера рассмотрим работу 14-ю основными насосами с производительностью 0,275 м3jч. Часовой объем пе рекачки при этом составляет Q = 0,275·3600 = 990л.,з / ч. 2. кпд насосов при расчетной подаче по формуле (1.11): 17 и.ми = 0,206 + 0,113·10-2 ·990 - 50·10-8 ·9902 = 0,835; hn .nn = 0,05 + 10,01·10-4 ·990- 35,11·10-8·9902 = 0,697. 3. Напоры основного и подпорного насоса при расчетной по даче по формуле h MH = Но _bQ2 = 271-43,9·10-6 ·9902 = 227 м; hnH = 64,2 -13,27 ·10--б· 9902 = 51,2 м. 4. Мощность на валу насосов по формуле (6.2) без учета 17зл = 855·9,81·227·0,275 = 633391Вm' N H.Мn 0835.099 , , ' = 855·9,81·51,2·0,275 =171147Вm. N 0,697. О, 99 Н.nн 5. Коэффициенты загрузки электродвигателей насосов k '.мн k '.n" = 633391 = О 507' 1250000 ' , =171147=0428. 400000 ' 67 с'> Таблица 10.2 00 Напоры и подпоры насосных станций при различных числах работающих насосов и комбинациях их включения =, g , I не .N't1 I с ~ I!I §~ ~ ~ §- ~ ~ § ~ =- i Q, мз/ч = I ='\i!:2= = i:!:2 =-: !Е 'CII~ S <11 = С = =' = ; I ЛhI'М CII !§ <> \с \i! ~ "'1 U ~ ''''\С=8 :Е=:=<> ~ i~ g, 15 ~ ~ ~ 15 !:! ~1 --2-----3- lcf 2 I 3 I 4 5 6 , 7 8 I 9 I 10 ! 11 i 12 i 13 I 1~' 1~ 16 17 14 13 ___ 12 11 10 9 J 4-f-- S 3-3-3-3-2 i 990,0 3-3-3-2-3 i 3-2-3-3-3 I 3-З-2-З-з . 3-3-3-2-2 967,3 3-2-3-3-2 3-3-2-3-2 3-2-3-2-3 3-3-2-2-2 932,0 3-2-3-2-2 I 3-2-2-2-3 ! 3-2-2-2-2 I 894,7 2-2-2-2-2 855,0 ?-2-2-2-1 812,8 2-1-2-2-2 2-2-1-2-2 2-2-2-1-2 '1· не 11'11 2 не 11'11 3 не 11'11 4 нI. М , UЛh "М н.2. M !U Лhз,М н.з. М UЛh4'М н(.М ,I - ~r---::.; 8 I 6 735,2 I 735,2! 735.2 i 735,2 I 741,6 I 741,6 I 741,6' ~h§-г-J.!1,fj __ ! 52,7 751,3 I 52,7 751,3 I 52.7 751,3 I 53,6 761,2 54,5 532,3 55,4 539,4 55.4 5З9,4 55.4 539.4 55,4 539.4 51.2 51.2 5Ц 51.2 51,8 51,8 51,8 1 ! 64.0 64,0 64,0 64,0 101,7 101,7 101,7 101,7 151,3 151,3 151,3 202,2 15,4 6~,8 6~,8 65.8 65,8 9 -- Iне! 11'11 5 I I Е ... IK Вт . '1 .'Ufl"M \1 ! т Hs.M: - : I ---w---=:- _'::'~г-,-iТ-=-:-iЗ- Г---14-~15__ 748,0 I 74,2 758,2 68,3 752,3 71.2 527,2 I 11,1 748,0 i 74,2 758,2 68,3 752,3-116,2 527,2 I 507,5 I -132,4 548.7 -152,4 528.7 -116,2 527,2' 748,0 I 74,2 548,7 -152,4 528.7 I -116,2 527,2 I 791,5! 189,4 879,1 216,1 675,9 67,3 I 527,2 I 10,8 561,6: -40,6 649,2 -13,9 675,9 67,3 527,2 i 791,5 1 189,4 649,2 -13,9 675,9 67,3 527,2 561,6 I __~j!I!~ ~-~Д-~4§,L -162,6 _ 527,2 849,9 Т 286,5 752,2 128,3 594,1 22,7 488,4 1 10,2 617,1 I 53,6 752,2 128,3 594,1 22,7 488,4 617,1 I 53,6 519,1 -104,6 361,2 -210,2 488.4 I 673,9; 150,3 622,0 38.3 510,0 -23,1 448,6 I 9,6 493,2 10,5 488,3 -54,2 423,7 -70,1 407.7' 8,98 549,~ I 109,1 593.1 93,0 123,7 123,7, 365,7 8,35 З07,/ -132,9 351,1 -149,0 :135,0 -118,3 I 365,7 I 5.49,7 109,1 351,1 -149,0 335,0 -118,3 365,7! ~549,7 109,1 593,1 93,0 335,0 -118,3 365,7 I 1 1 Продолженuе табл. 10.2 10 11 12 13 14 1.> : 2-2-2-1-1 ' J 6 7 ' 6 56,4 ~46,7 1117,'1 607,1 210.. 2 1 700'5.1244'0 489,2 77,1 I 322.5 I 7,70 2 1-22 1 , 56,1 546,7 117.4 362,5 -35,0 I 455,3 -1,1 489.2 77.4 322.5 I I 21-21-2 56,.1 5\67 117,4 362,5 -35,0 455,3 -1,1 244,0 -167,8 I 322.5 ~~ ___ ~±!:~ ~_ 546,7 I 11~4_~_:З62.5 _ ~3_5,Q _ 2}о.2. _-Щ,2 244,0 -167,8; 322,~ _ __ 22 I 7 ,22 1 1 1 ,713,8 57,4 5547 -ТИО,6 667,9 31_4,3 1563'0 l~o,9 399.~ 29.9 278.~ I 7.07 23 I : 2-1-2-1-1 , I 57,4 I 554,7 1170.6 419,3 6:>.7 563.0 I 1,,0,9 399.;) 29.9 I 278.6 I 24 I ' 2-1-1-2-1 57,4 551,7 170,6 419.3 65,7 314,3 -97,7 399.5 29.9 I 278.6 25 I 2-1-1-1-2 57,4 554,7 170,6 419,3 65,7 314,3 -97,7 150.9 -218,7' 278.6 26 1 :2-1-1-1-1 661,2 6 58,4 I 562,0 I 225,0 : 476,8 I 169,0 I 420,8 1 54,9 I 306,1 1-19.0 232.9 I 6.39 27 1-1-1-1-1 ' 603,6 5 59,4 I 314,4 1 25,7 I 280,7 1 19,8 1 274,8 I -43,7 j 211.3 I -69,1 185,9 i 5,68 1-1-1-1-0 539,8 4 60,30 318,5 79,S 337,7 125,1 383,3 113,5 i 371,7 137.6 137.6 4.93 1 28 1-0-1-1-1 60,30 318,5 79,S 79.5 -133,2 125.1 -144,7 113.5 -120,6 137,6 29 i 1-1-0-1-1 I 60,ЗО 318.5 79,S :)37,7 125,1 125,1 -144,7 113.5 --120,6 137.6 I 30 31 I 1-1-1-0-1 60.30 318.5 79,S 337.7 125,1 38З.З 113,5 113.5 -120,6 137,6 32 1 3 I 1-1 1-0-0 i 467,6 61,3 322,7 1134'6 ,396.0 232,9 494,3 274,5 274.5 I 88,1 88.1 4.14 33 1-0-1-0-1 I 61,3 322,7 134,6' 134.6 -28,5 232,9 13,1: 13,1 -173,3 88,1 34 ~1-1-0-1-0 i 61,3 322,7 134,6 396,0 232,9 232,9 13,1 i 274,5188.1 88,1 35 I 1-1-0-0-1+ 61,3 322,7 134,6 396,0 232,9 232,9 13,1' 13,1 -173,3 88.1 1,3.. ,6, --i-- - 1-=-1-0::0-=0 I 383.5 62.3 326,8 191,0 455.5 343,3 1343.,3 17:,8.1-174$ . r --32737 ; 11-~0-:1-0-0 62,3 326,8 191,0 191,0 78,7 343,3 174.8 174.8 37,3 37.3 38 : 1-0-0-1-0 62,3 326,8 191,0 191,0 78,7 78,7 -89,7 174,8 37.3 37.3 39 i 1-0-0-0-1 62,3 326,8 191,0 191.0 78,7 78,7 -89,7 -89,7 -227,3 37.3 - 40--:--1--. 1-0-0-0-0 340.6 318,6 283,1 283.1 258,6 258.6--178,i-[-178.7- - 125.51125.5 i 2.02 18 19 20 I I 8 1 1 1 1, I '1 '1 Т, 1 62J~ --.Зi.з j--Зiз '1 Прuмеча1tuе. 1) Заведомо непроходные комбинации включения насосов с меньшим количеством работающих насосов на головной станции не рассматривались. ffi 2) Вьщеленные варианты технологически не осуществимы 6. Полагая 'lNO\l = 0,97, по формуле (6.3) находим КПД элект родвигателя с учетом потери его мощности: -1 1-0,97 1 'l., = 1+ ( ) (1+0,507-) [ ] , 1.,," 2. О, 97 . О, 507 =0,963; 1-097 'l . = 1 + , ) (1 + О, 4282) [ ] "1" 2.0,97.0,428 ( -1 = 0,959. 7. Мощность, потребляемая электродвигателями основного и подпорного насосов, при работе на рассматриваемом режиме в соответствии с формулой (6.2) N nоmр J~IH = NN.,m = 633391 = 657727 Вт· 'l."'I/,," 0,963 ' N . = NN, = 171147 = 178464 Вт. 0,959 'l:;,7},. nотр!,," 8. Удельные энергозатраты на перекачку нефти на рассмат риваемом режиме по формуле (6.1): Е )дl = .. 1 (178464 + 14'657727)=111 , Вт·ч =111 , кВт·'! . 855·990 кг т 9. Для остальных режимов перекачки расчеты выполняются аналогично. Их результаты представлены в табл. 10.3. Таблица 10.3 Удельные энерroзaтраты на перекачку ДПЯ условий примера 10.9 м режима 70 IIроязво;uпельнос'('ь lIерекачки, М~/Ч E~!. кИт 'I/T ;N\ режима 28 32 1 10 14 990,0 11,1 855,0 812,8 10,2 8,35 18 22 23 767,6 713,8 713,8 7,70 7,07 7,07 36 37 40 ПРUИЗВОдJ.lтельность переl{аЧl(}.i.. м' /ч E~M кВт Ч/Т 539,8 467,6 383,5 4,93 4,14 3,27 383,5 340,6 3,27 2,02 кВm·ч т 1: 10 v.: 1-- 18 8 t J 1 ~.2З 6 .::! " 32 4 37,36 • 7 40.! 2 о о 200 400 600 800 Q .. Рис. 10.3. Зависимость удельных энергозатрат на пере:кач:ку от производительности нефтепровода для условий примера 10.9 10. На основании данных табл. 10.3 наносим на график (рис. 10.3) величины удельных энергозатрат на перекачку при соответствующей производительности нефтепровода и проводим через них огибающую ломаную линию. Как видно из рис. 10.3, величины удельных энергозатрат, со ответствующие режимам 1о, 32, 36 и 37, находятся выше огибаю щей ломаной линии, что свидетельствует о неэкономичности этих режимов. Таким образом, рассматриваемый нефтепровод может эконо мично работать только на режимах 1,14,18,22,23,28 и 40. 71 11. Имея перечень возможных экономичных режимов пере качки, нетрудно вычислить продолжительность работы на каж дом из них для выполнения планового задания. Пусть, например, в течение месяца (r,,, = 720 LI) необходимо пе рекачать ~'1/.7 = 650000 м] нефти. При этом средняя производи- тельность перекачки в этот период 0= 650000 = 902 8м' /ч. 720 ' Ближайшие к данной производительности экономичные рас 1 ходы перекачки составляют Ql = 855м /ч и Q2 = 990м /ч. 3 По формулам (6.5) находим продолжительность работы неф тепровода на этих режимах: r = 720. 990 - 902, 8 = 465.1 ч ~ 1 990-855 r = 720. 902,8- 902,8 = 254 9 ч . 2 990-855 ' Удельные затраты электроэнергии при такой работе по фор муле (6.6): 1 . кВт· ч (10,2.855.465.1 + 11,1.990·254,9) = 10,6 . . 650000, т Пример 10.10. Рассчитать давление на входе в первый (НПВ N!! 1) по ходу подпорный насос для схемы перекачивающей стан ции, приведенной на рис. 10.4. Перекачивается нефть, имеющая плотность 860 кгjм З и кинематическую вязкость 25· 10-6 M 2jc, С расходом 1100 м 3jч насосами НПВ 1250-60. Принять, что наи более удаленный резервуар (р1) находится на расстоянии 870 м от подпорного насоса, а остальные величины: =1' = 5 м , ="н = -1,5 м, k, = 0,2 мм . Нефть, имеющая температуру начала кипения 315К, перекачивается при температуре 293 К. Ед = " Решение 1. Средняя скорость нефти в трубопроводе по формуле (2.15): и= 72 4·1100 =149м/с 3600·3,14·0.5122 ' и во входном патрубке насоса: ивх = и(~)2 = 1,49(0,512)2 = 0,610м/ С. d ex 0,800 2. Числа Рейнольдса по формуле (2.17): Re = 1,49·0,512 = 30515' 25 ·10-{j , Re вх = 0,610·0,800 = 19552. 25.10-6 З. Коэффициент гидравлического сопротивления в трубопро воде по формуле (2.21): л = 0,11· (3, 9 .10-4 + 68 J,25 = 0,0249. O 30515 4. Гидравлический уклон и потери напора в трубопроводе: i = 0,0249. 1,492 = О 0055' 0,512 2·9,81 ' , Lh = 0,0055·870=4, 79м. r 5. Согласно технологической схеме, приведенной на рис. 10.4, на пути нефти от резервуара до насоса имеют место следующие местные сопротивления: 1) выход жидкости из резервуара; 2) од нолинзовый компенсатор; 3) две задвижки; 4) тройник с поворо том; 5) два отвода 900; 6) фильтр; 7) вход в вертикальный насос; 8) диффузор; 9) конфузор. 6. По формулам (9.7) ... (9.14) вычисляем коэффициенты этих сопротивлений: ';"ОМnl = 0,153+5964/30515 = 0,348; ';оmвод = 0,35 + 3,58 .10- З ехр[ 3,56 ·10-5 (150000 - 30515) ] = 0,602; 8 ';.х.н =2,15·10 ·1955T ,68 =13,3; 1 73 I-----------------------~ I I I I I I ~ I I t I I I I г-----' I г---------, __________________ '\---. 3 4 I J I '-Р!1Q-I»o(>kI.J I J I S ...,.,.,~---- I I 1 I 7-------- ------------------~ 1 I I спромысла в нефтепровод I I I :,...--2 I 1 I I 1 -----------------1 г----------- I ------------, I I I 1 I 1 1 1 j I I I I I I I I ----------~----1 I d=512 мм I I ! I I I I I I I ~~~~~ ______________ JJ I I I1 I V 6 I I I I t I r I 1 L __________________________ JI Рис. 10.4. Технологическая схема головной насосной станции: 1 - подпорная насосная; 2 - площадка фильтров и счетчиков; 3 - основная насосная; 4 - площадка регуляторов давления; 5 - площадка запуска внутритрубных инспекционных снарядов; 6 - резервуарный парк 74 ~дuФ = 0,147 ·30515: (30515 -16700) = 0,325; ~"ОНф = 0,5 ·0,325 = 0,163. Остальные величины ~ принимаем по рекомендациям п. 9: = 0,92; для полностью открытой задвижки ';задв = 0,15; для фильтра ';ф = 2,2; для трой ника с поворотом ';mр = 3, О. для выхода жидкости из резервуара ';вых Таким образом, сумма величин коэффициентов местного со противления: L'; =0,92+ 0,348+2·0,15+ 3,0+ 2·0,602+ ... ... + 2,2 + 0,325 + 0,163 + 13,3 = 21,76. 7. Суммарные потери напора на местных сопротивлениях по формуле (2.31): 1492 Lhмc =21,76·' 2·9,81 =2,45м. 8. Напор на входе в насос по формуле (9.2), в которой Нр принимаем равной взливу 4мертвого. остатка 0,3 м. р8х = 1О 1325 + 5 _ (-1 5) + О 3 _ 0,6 е _4 79 - 2 45 = 115м. ppg 860·9,81 "2·9,81' , , 9. Давление насыщенных паров нефти при температуре пере качки: Р, ~ Р_еХР[1O,5З{I- Т; )] ~ ... ... = 101325.еХР [10,53{1- ~~~)] = 45956 Па и напор, соответствующий ро: h = 45956 = 5 45м. s 860.981 ' , 7S 10. Число Рейнольдса для насоса по формуле: Re = n· D; = 3000· 0,5252 = 551250. v 60·25·1 о-{' Так как ReH > 9330, то коэффициент сопротивления на входе в насос ~IП = 1, О 11. Поправки к кавитационному запасу на температуру и вяз кость по формулам (9.5): н f..hr =0,471·5,45°-15 =l,Ом; дh = с . UI~X = 1. 0,6е = о 019м. " 1:>", 2g 2.9,81 ' 12. Допустимый кавитационный запас насоса при перекачке нефти f..homll, = дh/)Оll S -1, l(f..hr - f..h.) = 2,2 -1, 1· (1- о, 019) = 1, 21м. 13. Правая часть неравенства (9.3) P 1JX а РрЬ ? ~+ М ppg о()п н _ v~, = 45956 + 1 21- 0,612 = 6 64м. 2g 860· 9 81' 2 . 9., 81 ' , Так как 11,5 > 6,64, то неравенство выполняется и, следо вательно, всасывающая способность подпорного насоса обес печена. Таким образом, давление на входе в подпорный насос составляет Р{(х 76 = 11,5·860·9,81 = 97021 Па. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. ВНТП 2-86. Ведомственные нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов. - М.: Миннеф тепром, 1986. - 11 О с. 2. Зайцев л. А. Регулирование режимов работы магистраль ных нефтепроводов. - М.: Недра, 1982. - 240 с. 3. Колпаков Л. [ Эксплуатация магистральных центробеж ных насосов. - Уфа. Изд-во Уфим. нефт. ин-та, 1988. - 116 с. 4. Нефтяные центробежные насосы: Каталог. - М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1980. - 52 с. 5. Нечваль А. М. Проектирование и эксплуатация газонеф тепроводов: Учебное пособие. - Уфа: 000 ~ДизайнПолиграф Сервис», 2001. - 165 с. 6. СНиП 2.05.06-85'. Магистральные трубопроводы / Госстрой России.: ГП ЦПП, 1997. - 52 с. 7. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов / п. И. Тугунов, В. Ф. Новоселов, А. А. Коршак и др.: Учебное пособие для вузов. - Уфа: 000 ~ДизайнПолиграфСервис», 2002. - 658 с. 8. Новоселов В. Ф., Муфтахов Е. М. Технологический расчет нефтепроводов: Учебное пособие. - Уфа: Изд-во Уфим. гос. нефт. техн. ун -та, 1996. - 43 с. 77 ПРИЛОЖЕНИЯ -..! 00 Приложение 1. Характеристики труб для магистральных нефтепроводов Таблица П. 1.1 Рабочее НаРУЖНЫF давление, диаметр, МПа мм стенки, мм материала труб Марка стали 5,4 ... 7,4 5,4 ... 7,4 1220 1220 ~оэффициеm Характеристики Номинальная толщина (JtlP, а. Поставщик труб, надежности , ~o материалу )(2)(2 технических условиii МПа МПа к, 510 550 350 380 1,4 ЧТЗ, ТУ -14-3Р-03-94 10; 11; 12; 13; 14; 15; 16 10; 11;12;13;1~ 15; 16 08ГБЮ 10; 11; 12; 13; 14;15; 16 10; 11; 12; 13; 14; 15; 16 12ГСБ 12ГСБ 510 550 350 380 1,4 ЧТЗ, ТУ -14-3Р-04-94 12,5; 12,9; 15,5; 16 13Г1С-У 540 390 1,47 ЧТЗ, ТУ-14-3-1698-90 09ГБЮ 6,3 1020 6,3 1020 11,4 13Г1С-У 540 390 1,34 НМТЗ, ТУ-14-3-1424-86 6,3 5,4 5,4 1020 1020 1020 11; 11,5 12 9,5; 10; 10,5 8; 8,5; 9 17Г1С 363 363 441 1,4 ТУ1104-138100-357-02- К60 510 510 588 5,4 ... 7,5 820 8;9; 10; 11; 12 13Г2АФ 530 363 1,47 ЧТЗ ТУ 14-3-14-25-86 5,4 ... 7,5 820 8,5; 9,2; 10,6; 11,4 17ГС 510 353 1,47 ЧТЗ ТУ 14-3-1270-84 5,4 ... 7,4 820 9; 10; 11; 12;13;14 12ГСБ 510 350 1,4 ЧТЗ ТУ 14-3Р-04-94 7,4 720 7,3; 8,7; 10,8; 12; 14; 16; 20 К60 , 589 461 1,34 ВМЗ ТУ .14-3Р-01-93 L-5,4 ... 7,4~_720_ ~~~~~~~-- 08ГБI9~210 350 17Г1С ВТЗ, 96 - 1,4 ЧТЗ 14-3Р-03-94 - - Продолженuе там. П. 1.1 1,47 ЧТЗ 14-3-1270-84 343 1,4. ХТЗ ТУ 322-8-10-95 353 1,34 ХТЗ ТУ 322-8-10-95 510 353 1,47 ЧТЗ ТУ 14-3-1270-84 529 392 1,34 ВМЗ ТУ 14-3Р-О 1-93 510 350 1,4 ЧТЗ ТУ 14-3Р-03-94 510 I 350 1,4 ЧТ3 ТУ 14-3Р-04-94 5,4 ... 7,4 720 7,5; 8,1; 9,3; 10; 11; 12 17ГС 510 353 5,4 ... 7,4 630 8;9; 10; 11; 12 12Г2С 490 5,4 ... 7,4 530 8;9; 10 13гс 510 7,4 530 7; 7,5; 8; 9; 10 17ГС 7,4 530 7,1; 8,8; 10; 12; 14; 16 - 5,4 ... 7,4 530 7;8;9; 10; 11; 12; 13; 14 8ГБЮ 5,4. ... 7,4 530 7;8;9; 10; 11; 12; 13; 14 12ГСБ Прuмечй1tuе. ЧТ3 - Челябинский трубный завОД, НМТ3 - Новомосковский трубный завОД, ВТ3 - Волжский трубный завОД, ХТ3 - Харцызский трубный завОД Таблица п. 1.2 Трубы сварные ДЛЯ маrистральных raзонефтепроводов (ГОСТ 20295-85) Наружный диаметр, Характеристика материала труб Номинальная толщина стенки, мм мм .....:J (D 159 168 219 273 325 351 377 426 4; 4,5; 5; 5,5 4; 4,5; 5; 5,5: 6; 7 I 4; 4,5; 5; 5,5; 6; 7; 8 4; 4,5; 5; 5,5; 6; 7; 8 4; 4,5; 5; 5,5; 6; 7; 8; 9 4; 4,5; 5; 5,5; 6; 7; 8; 9; 10 4,5; 5; 5,5; 6; 7; 8; 9; 1О 5;5,5;6; 7;8;9; 10 КоэффlЩИeJП' надежности Марка cr.", cr. , стали МПа МПа по материалу, К] К34 340 380 420 500 520 650 210 240 250 350 360 380 1,47 - " - - " - - " - - " - -" - - " - К38 К42 К50 К52 К55 I ~ Приложение 2. Насосы: нефтяные магистральные (ИМ) Таблица П. 2.1 Техническая характеристика спиральных насосов типа НМ ! Насос Номинальный режим Типоразмер насоса -- Подача, М~/Ч -- 1 -,----- НМ 1250-260' Напор, I м I 2 1- 3 ! 1250 I 260 : --------- НМ 1250-21>0 I 1250 -Г2бОl Частота Доп. вращ., кавIП. об/lIOIН запас, м КПД, % Масса, кт 1800 НМ 1800-240 1800 ; НМ 2500- 230' 2500 НМ 2500-230 --- ------ 2500 I 210 240 i I 230 г-- 20 I 230J 230 I !СТДП1250-2ух.'l4 --.----- НМ 3600-230 3600 НМ S()00-210' 5000 нм 5000-210 5000 ЕМ 7000-210' 70()O----.l_2.l0. __________ -- I 230 I 25 83 3500 32 86 3920 32 86 40 87 210 1250 1600 I СТДП1600-2 УХ}! 4. IСТДП1600-2УХЛ 1 1600 7630 I СТДП2000-2УХЛ 4 2000 8030 IСТДП2000-2УХЛ 4- 2000 250() 38 87 -12 88 4490 I i СТДП2500-2УХЛ 4. ! СТДП2500·2УХЛ 1 I СТДnЗI50-2УХЛ 1 3000 - -- - - - - -----------т----------- i 210 --~--7030 ----------- - - 1250 --------- СТДП2500- 2УХЛ 4 3600 I . _ - - -9- - - - I СТДП1250-2 -~- - - - - ------ НМ 3600-230' I Масса, кг кВт I i _______ ---.L _____ :, МОЩНОСТЬ, Тип I ! ---Б--г---------l---Ь.,:-----8-------- --"-- _---.L_ 80 ] 2800 YX.'l4 20 i НМ 1800·210' Электроднигатель 4600 !СТДШ150-2УХЛ 4 2500 ] ] 11150 2500 3150 :115() 12350 I i ~2 89 6125 IСТДfl5000-2УХЛ 4- - --_.- - - - - - - - 5000 I 14750 Продолжение табл. П. 2.1 I------J--- --нм 7000-210 2 3 7000 210 I 10000 НМ 10000-210 10000 I 210 I I 210 I 12500 ! --1 I I I ! ! I 11М 10000-210 5 г-- L - 52 89 7' J 9 -----------+----------1! ПДП4000-2УХЛ 4 4000 ~ ! СТДП5000-2УХЛ 4 210 65 89 __ !J!95 ___ jСЦП6ЗОО-2УХЛ 4 1 - - - - - - 1-----,СТДП5000-2УХЛ 4 65 89 I i СТДП6ЗОО-2БУХЛ.; на 125()() _,.-;, 87 87 9795 , *) Насосы ПJЮIШIЫX лет ВЪПIyска. 00 I -- 6300 6ЭОО 8000 I СТДП8000-2УХЛ 4 8000 I I 21600 ---- - - - - - 5000 : СТДП8000-2БУХЛI со смеппы~ р()тором 10 5000 6300 ,СТ;Щ6ЗОО-2УХЛ 4 I ! НМ 10000-210' 4 2300 Таблица П. 2.2 00 ~ Справочные данные по спиральным насосам типа НМ ТЮlО!,"'''!''!) насоса 1 КО:)Ф(.I)]'.II.ЩСIlТЫ. . ' ];(]1"I']ljY:' IC-.f,\J),,-н. м !1. Ч I.\!' 10·1,. Рото]' I ч2/м., 1\ нм 3 318.8 4 I 283,0 216.4 I I ВК""".ЩII<'IПЫ I . КоэффПЦПСllТЫ I )()~I\'((' (3]L _ _П_1)~)JМ}':JC4Зl~ а. М 10'· " h I 35.4 40.9 I 0.092 I 0.017 I 1.0:П I ", t/. s I 'г /ы" 10 11 12 10.36 -44'з3 26 353 17, 14 ~ 1!lJ.L1 -52.б8 9 . 63 I 14.:~ 1 ·б9.6 26 3:5~1 I 8 20.29 1230·260' 0,7 0.7 I I I i 0,163 I 0,678 I 0.76 I НлI -;;() 1250·2БО HI\I .' . i' 1.25 1 1 327.4 I • .H'l "'" •• , 1 1--)2.,0-400* -+-----+-;щ~HI\I 1 298.7 1800-240* i _ _ ,__ 1. I 1, I 25.0 ~\ 7''-' а .. I - . .17,8- 1.17 6071 '. I 1.29·10' 0.46 074'· .• .) I 34.10 627 1 ·:;0 ·50 -21.7 - 1"2 .-> I -1'·.J._') I """-(' .O/ •.J) 1 1 З.R6 1.634 __ i 9.51 7 ·(JO -'130 _С) . HI\l I :j()OO-'!30* О,;) 246.7 ' .... _._1 () - _~.'Ю.I I 7N ~ , 1 I 281.3 258.8 23.'>.9 1 1.23 I Лl.0 ! 323.6 i 0.7 ! 269,6 L______J_.. Q,~___.L272.8 I I I 1 I I 13 1,} 440' 73 411\* 4111 160 418 39:> 45() 365 .;9 б2 71 77 89 79 41 I .--1---------с----+---- . 512 ' ·211':;7 T:140.j-9ij . НМ нм 353 353 353 353 3;;3 353 i д, д"' C J• '! Б I 10"" i\ IJ 5 38.7 10." ,. IlарамL'ТРЫ насоса. ~JM I I I 16.8 8,32 14.9 I I I 1,41 1,26 1.26 I I 039 I 0.4:1, _ I 0.42 I 24.8 26.2 111.8 7,tб 36.2 38 26 1 6Н I 1-'. •8 4;';5 485 485 40З I -16.9 0- -,,1 -9.7 -9.7 -9.7 -б.2 З.30! -8.64 -12.28 1 1 :)12 512 512 5121 109 9., 425 ~_+-51L_~_ 40.'; 1 ':>1') 512 512 512 I .1 440 405 38.) 450 -t. 79 71 ~ 109 11/ t:.!9 123 127 1()4 _lJl_ Продолжение табл. П. 2.2 1 ------ - - - - _ .. ----- - _ .... _ - - - 2з 2 3 0,5 0,7 1 279 270,3 307,3 276,8 _~46,3 4 5 16,3 6.7 7,57 7,1 I ! б I 5,11 4,33 0,92 0,92 I 6,91_~~2 7 0,25 0,27 0,47 0,47 __ 0,47 8 12.7 -10,5 34,3 34,3 34,3 15.1 9 669 750 332 332 332 1.25 1 0,7 0,5 1 0,7 0,5 0,5 0,7 1 *) Насосы прошлых лет Bъmycкa. ___ l 11 I ---4--- г--=-s,Ш.--4,57 319.1 5,43 I 4,9·i~ г_ 2 .18 __ 227,9 ------ -2',81 : 0,0425 0,813 --10,57- г 3,42 284,5 5,31 ! 1,19 0,4 22,61 3,66 33,57 133,9 5,85 I 2,268 0.316 2,89 0,46 300,1 1,89 i 0,125 2,58 0,678 3,11 I 0,417 3,14 3,17 0,55 283,1 243,7 3,29 I 1,818 0,404 0,16 4,11 232,9 0,52 10,5 3 2,13 ! 0,76 12,1 281,8 2,84 i 1,76 0.41 3 , -4,03 0,4 296,6 3 1.87 , 1,49 1,49 -4,03 1,95 0,4 270.7 3 1,49 -4,03 238,4 1,51 0,4 3 143 , 8·10' __ 1,25 2,25 1,25 323,6 -- 2 1,25 17,0 377,6 i~6 i 4,54-1О" 1,286 1,47 5,66 1 1,84 297,4 0,89 i 0,0079 0,989 0,1 321,2 2,44 i 1,4·10' 1,475 :>.55 2,35 1,00 0,5 267,8 2.03 i 1,093 0,434 3,08 0,5 251,3 0,71 27,4 1,5 1,72 I 0,11 0,7 1,05 304 2,08 I 0,0053 26,1 1.6 1,4 14,6 0,86 ' 1,64·10' 1,65 1 291,8 14,6 279,9 1,4 0,85 I 1,64-10'; 1,65 083 i 164·10' _..1_&;;___ _ 14,6_ 263,1 _ 1,25 ~60,S _ ------ ~з. {БЗ10" 1.62 1-18.0_ 0,99 Т 1,63·10; 18,0 346,8 1,62 1,4 339,8 1,62 18,0 1,4 0,98 i 1,63·10' - -- --C~ 10 -15,7 -14,5 -5,16 -5,16 -+~---- -3.74 -5,33 -4,02 -1,85 -3,11 -4,93 -3,6 -2.73 -2,16 -2,16 -2,16 -1,23 -0,76 -1.02 -1,70 -2,86 -1,0 -1,07 -0,68 -0,68 12 13 ! 14 512 512 512 512 512 450 430 460 425 413 i 93 109 131 143 , , ; _!_ , ~-154- -'70 г-..21L- j__4'lQ.+~ 72 70 61 49 52 -~ 610 610 610 610 610 610 610 610 610 610 610 f-61L...1- 610 610 610 610 610 610 610 610 ...=Q,'Щ- - - --- -- ~1Q. -0,65 -0,65 -0,65 610 66 57 58 450' 470' 430' 475' I , 475' ; 467' 450 i 475 475 450 ! 430 490 I 530' 495' 505' i i , I 165 134 ! 117 196 I 168 138 I I 138 165 196 211 265 219 193 234 ! 203 , 165 475* 465 165 496 196 500 234 480 249 465---1- 263 ___ --~~~=F~~~ 515 i ! ;~; 294 - ... 00 Приложение 3. Нефтяные насосы ТШIов НДвН И НДсН* Насосы типов НДвН и НДсН - центробежные, одноступенчатые с горизонтальным разъемом корпуса. Рабочее колесо - двустороннего входа. Данные по ним представлены в табл. п. 3.1, п. 3.2. Таблица п. 3.1 Техническая характеристика насосов типа НДвН и НДсН Номинальный режим Типоразмер насоса Частота З Подача, м /ч Напор, м вращения, об/мин 8НДвН 12НДсН 14НДсН 500 800 1100 28 28 30 960 . Доп. кавит. запас, м 4,5 4,0 5,0 КПД, % I I 79 86 88 ---- - Насосы 8НДвН, 12НДсН и 14НДсН применяются как подпорные на перекачивающих стан циях и для налива железнодорожных цистерн. *) насосы прошлых лет выпуска Таблица n 3.2 Справочные данные по насосам типов НДвН и НДсН Q, Q,) ::s~ ~ ~ ~ Q,C> Q, t:: с> ,... с> ~ ~ := := Коэффициенты Параметры формуле (3.2) в формуле (3.3) насоса, мм ~ с> Но, м 8НДвН 1 31,6 1 2 3 33,4 29,4 24,1 11 39,0 48,7 14НДсН с..п. Коэффициенты в f-< 12НДсН 00 Коэффициенты в формуле (3.1) 106·Ь, N• 10'·с" 106· с" чjм 3 ч'jri Ь, ЬО 10'·с о 2,95 ·10-2 0,733 0,0431 0,729 3,63 0,391 -4,81 14,0 I 470 65 8,58 9,47 9,84 0,065 0,065 0,065 0,628 0,628 0,628 6,14 12,8 11,9 0,205 0,196 0,220 -1,26 -1,27 -1,58 5,0 7,0 9,0 460 430 400 100 105 120 6,19 5,26 5 5 7,1 7,1 0,133 0,133 0,59 0,59 480 540 107 83 а,чjм' - ч'jм' ао,м - - Д., Д, Приложение 4. Нефтяные подпорные вертикальные насосы типа НПВ Подпорные вертикальные насосы типа НПВ - центробежные вертикальные одноступенчатые. Насосы расположены в вертикальном колодце. Входной и вы ходной патрубки насоса направлены в противоположные стороны, расположены горизонтально. Входной патрубок присоединяется к технологическим трубопроводам сваркой, а напорный - с по мощью фланцев. Рабочее колесо двустороннего входа. Насосы укомплектова ны электродвигателем взрывозащищенного исполнения серии ВАОВ (вертикальный асинхронный обдуваемый). Роторы насо са и электродвигателя соединены втулочно-пальцевой муфтой. Техническая характеристика насосов и справочные данные по ним приведены в табл. п. 4.1, п. 4.2. 86 Таблица П. 4.1 Техническая харакrеристика насосов типа нпв Электродвиrатель Насос Номинальный режим :r Тшюразмер насоса ;;---. ;;;: .i :r се 1':1 с НПВ 150-60 НПВ 300-60 НПВ 600-60 НПВ 1250-60 НПВ 2500-80 НПВ 3600-90 НПВ 5000-120 00 "-J == 150 300 600 1250 2500 3600 ;;;: с: с t:: о:: ..:::;: ~ ~::: : ;;;:- . . 2. с) • ::;: . :о: =~ t:: се ~ \с) с) t:: \) := ::r == с) ~~ 60 60 60 60 80 90 2975 2975 1485 500~~ 3 3 4 2,2 1500 3,2 4,8 5,0 * ~ == ~ 72 75 77 76 82 84 85 ... :о: .i \) Тип Мощность, Масса, кВт КГ 400 800 1250 2000 5000 7500 9800 13200 \) о:: ~ 2В250М-2У2 2В250М-2У2 ВАОВ-560М-4У1 11940 ВАОВ500М-4У1 11870 BAOB630L-4Y1 17000 BAOB710L-4Y1 16700 BAOB800L-4Y1 Таблица П. 4.2 00 00 Справочные данные по насосам типа НПВ Q. Q,) ;;: КоэффициеIПЫ Коэффициенты Коэффициенты Параметры R формуле R фор~ ле (3.2] R формуле С 3.3) насоса, мм 3.1) , , 1':> ~:Q Q ~ ~ ~ ~ с := :Q Но, М Е-< == 1 НПВ 150-60 НПВ 300-60 НПВ 600-60 НПВ 1250-60 IIПВ 1250-60 ППВ 2500-80* НПВ [2500-80_ 2 78,5 63,9 106·Ь, а, qjM 3 - 2 q2jM 5 а , М Ьо 10 ·с О 10{·cj , 10 ·с 2 , 4 836 875 5 3 3 6 - 7 -4,9 7,07 8 0,99 0,73 9 -31,5 -23,7 NS 8 о 2 q2jM 6 Ь2 д•., Д, 10 11 307 307 12 230 207 13 103 130 78,5 63,1 - 199 197 4 4 - 1,0 -15,1 0,47 0,57 -7,51 -9,6 307 307 240 216 145 190 75,3 62,1 77,1 64,2 74,8 69,2 59,9 113,3 82,9 79,7 96,4 86J - 45 47,7 11,48 13,27 9,5 10,6 8,9 5,36 3,61 1,0 4,5 4 4 2,2 2,2 2,3 2,3 2,3 3,2 3,2 3,3 3,3 3,3 - 9,15 9,03 5,0 5,0 17,2 17,2 17,2 -0,75 -0,75 0,24 0,20 10,01 10,01 0,08 0,08 0,08 6,93 6,93 -2,09 -1,62 -35,11 -35,11 -0,24 -0,24 -0,24 -14,40 -14,40 -0,081 -0,081 -0,081 408 408 800 800 408 408 408 800 800 800 800 800 445 400 495* 445* 525 500 475 530* 477* 540 515 487 103 127 106 136 106 116 127 121 150 121 133 150 - - - - - А,4 - - - - 32'31 0,04 0,04 - I 32,3 - - -- 32,3 0,04 Продonженuе табл. П. 4.2 Г! НПВ 3600-90* НПВ 3600-90 НПВ 5000-120* НПВ 5000-120 ~ 2-1-з-1 136,3 101,8 127 112 93,7 151,9 121,1 151,3 132,7 120,7 - - - - 4 1 3,70 3,00 2,9 2,6 1,4 1,33 1,24 1,3 0,099 1,0 *) насосы прошлых лет выпуска 5 4,8 4,8 4,9 4,9 4,9 5,0 5,0 5 5 5 1 6 - - - - - - ~----- 1 i 1,02 1,02 -3,64 -3,64 -3,64 3,71 3,71 22,4 22,4 22,4 1 8 1 ····9 1 101 11 1 12 1-131 1000 I 640* 133 -6,69 4,79 4,79 -6,69 1000 550* 173 0,045 -0,064 1000 610 133 1000 580 149 0,045 -0.064 1000 550 169 0.045 -0,064 -3,81 3,54 1000 640* 126 3,54 576* 156 -3.81 0,026 -0,027 1000 6-15 126 0,026 -0,027 1000 613 139 -0,027 1000 580 154 ~026 ф Приложение 5. <::> Нефтяные подпорные насосы nmа НМП *) Подпорные насосы типа НМП - центробежные горизонтальные одноступенчатые. В настоящее время не выпускаются. Рабочее колесо - двустороннего входа. Насос и электродвигатель, соединенные зубчатой муфтой, устанавливают на отдельных фундаментных рамах. Техническая характеристика насосов и справочные данные по ним приведены в табл. п. 5.1, п. 5.2. Таблица п. 5.1 Техническая характеристика насосов типа нмп Насос Электродвигатель Номинальный режим Типоразмер насоса :r "':;; еа :r еа :;; еа ~ с Q еа == ~ ... g .......... ..: ~ := =:1 еа fo< :.:: =: := S .......... :;; еа\О =" Q ~ 1::::: ::t: НМП 2500-74 2500 74 Hl\HI 3600-78 3600 78 1000 НМП 5000-115 5000 115 еа ::.:: :;; ~ == еа с == 1::::: . ~ ~ ~ ~ ~ Тип еа Мощность, Масса, кВт Kr ~ ~~ 3 72 7775 ДС118j44-6 800 8540 3 83 7775 ДС118j44-6 800 8540 3,5 85 9321 СДН2-16-59-6 1000 6750 ~ Таблица п. 5.2 Справочные данные по насосам типа нмп с.. a.I ~ Коэффициеmы Коэффициеmы Коэффициенты Параметры в формуле (3.1) в формуле (3.2) в формуле (3.3) насоса, мм I ~ '1:1 '1:1 c.. u Q Q =u Но, М НМП 80,3 ~ ~ чjм - 2 ч jм 2 5 о ЬО 10 ·сО 3 - 27,3 а , М 0,961 2 10"c j , 10 .с2 , 2 6 ч jм Ь2 Д~ д. I i 0,0221 -1,82 1020 690 85 98 , 2500-74 НМП NS I 8 6 10 .Ь, а, 89,2 - 0,842 3 - 2,09 0,0420 -5,46 900 725 137,6 - 0,940 3,5 - 12,9 0,0275 -2,69 900 840 187 3600-78 НМП 5000-115 ~ ..... *) Насосы прошлых лет выпуска. 1 Приложение 6. Графические характеристики некоторых маmстральных и подпорных центробежных насосов 100 Q-I1'- ._.' '",,~ ·е-с· 1']. % 50 -' .- - Llh д • м O-h.h о о 250 500 Q 750 • 1000 1250 3 1500 М /ч Рис. 1 п. 6. Характеристика насоса ИМ 1250-260; n = 50 с-! (3000 об/мин) 80 70 1']. % .500 мм 60 0,-525 мм .... r-. _._..._о-н -- 475 мм 1----'- а-I1 ~._----'-" 40 Рабочая часть за f20 10 Q-L\l1д LlhД , м ОП О .J..-, 250 500 750 Q 1000 .. 125О м 3/ч 1500 Рис. 2 п. 6. Характеристика насоса ИПБ 1250-60; n = 25 с-! (1500 об/мин) 92 1000 500 1500 2000 2500 3 3000 М /ч Рис. 3 П. 6. Характеристика насоса ИМ 2500-230; n = 50с-! (3000 об/мин) 100 Н,М О 2 -540 мм;:'" ·--r-·- 90 - '1, % 487 мм 80 70 60 50 40 =1- t-- -1-1---- -:- ih s; :---- ----- --i==f= а-н a-'1:::-~---"'Т .-1-+- ".--+- - -:-j:,,+~ -i,i",':----- 20 -:Т'- ... " ,1-:::::,' -г: .-1=- r=r= Q-Дhд=t=~ 1- --1-1-1- ~-I::: _ 500 :::±:: -- ---1 Рабочая часть 10 о __ :_:~~~ -=- ~_~• .I I-I-f-- о ..... ~--: - , -:-- :-=i-- -=-1= -- 1- -, ---- ---- - за r= f:: 1::::--::[7 --' 1-1-::: t= I!-t-' llh Д , М ---1- 515 мм -__ JI:::t:.L:I~J._:_':~Т~_Г:_ 1000 1500 Q --_~ 2000 2500 3 м /ч 3000 Рис. 4 П. 6. Характеристика насоса ИПВ 2500-80; n = 25с-! (1500 об/мин) 93 Н 350 • .... -- .=;l: -t--"- ."=С-=.'-:- ::- ~=.:i~:-~i- f - ---.-- --.-----1- --r---г--.- - - - --1-+--, D =460 мм- .. -..... _- ---- _ .. а-н·· _. -- - -.- -... --...- f--. м 300 .. i-- --'.. , r----,гг . -1-- - - 425 мм - -- .-.. ._-~-_ .. _~_ .. 415 мм 250· ._- Рабочая часть о 1000 Q 2000 ... 3000 Рис. 5 П. 6. Характеристика насоса ИМ 3600-230; n = 50с- I (3000 об/мин) Н,М 130 D2=610 мм 120 110 ·580 мм -..- -t:-"::·ki'·· 100 550 мм '1. % 90 80 70 -.о-н. 60 50· Рабочая часть 40 30 20 O-l1h А . о 500 1000 1500 2000 Q 2500 3000 3500 4000 м 3/ч Рис. 6 П. 6. Характеристика насоса ИПВ 3600-90; n = 25 с- I (1500 об/мин) 94 Н,М 300 о 1000 2000 3000 4000 5000 а. 6000 Рис. 7 п. 6. Характеристика насоса ИМ 7000-210; n = 50с- 7000 3 8000 м Iч I (3000 об/мин) 130 Н,М _.~Ъ~~10~~Еf:: 120 .. +. :t-HH~ 110 r=I-~~~М 100 550 мм '1, % 90 80 70 ~~ -- -- O-~ . 60 ... ~. _ --о-н -H::t=t~. 50 Рабочая часть 40 .++_ "j::- 30 - 20 --:~·i:_·_· LlhДt м 10 . H-~-Н-- О о 500 1000 1500 2000 Q 2500 3000 .. -- 3500 4000 м 3/ч Рис. 8 п. 6. Характеристика насоса ипв 3600-90; n = 25 с- I (1500 об/мин) 95 Н,М 300 - --- 4851475 мм 250 --- 4701460 мм ...... -.r--.~"" -~~ 1--1--. "- е- 200 r-... 150 --_ ... 100 _- -~"Cf- . -_.р... Рабочая часть O-r '1, % О-Аhд 50 ~hд, м ._. -- о о 2000 4000 Q 6000 .. 8000 Рис. 9 п. 6. Характеристика насоса ИМ 10000-210; n = 50 с l (3000 об/МИН) н м 150 , 140 130 91.~ ~M___ о 120 •• 580 мм ~~ а-н ::::: 3/ 6000 110 100 .- n '11 % 90 80 а- 70 60 Рабочая часть 50 40 ЗА 20 _. a-дhД - 10 о 1000 2000 3000 4000 а--- .. 5000 М Ч Рис. 10 п. 6. Характеристика насоса ипв 5000-120; n = 25 с- I (1500 об/МИН) 96 СОДЕРЖАНИЕ Введение ............................................... 3 1. Исходные данные для технологического расчета трубопроводов и их обработка. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 3 2. Последовательность определения параметров нефтепровода. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 17 3. Регулирование совместной работы насосных станций и нефтепровода ........................................ 27 4. Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода ................................ 32 s. Расчет нефтепровода при заданном расположении перекачивающих станций .............................. 36 6. Выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 7. Режим работы трубопровода при отключении промежуточной насосной станции ...................... 40 8. 9. Методы увеличения производительности нефтепроводов 42 Расчет подводящих (всасывающих) трубопроводов подпорных насосов головной насосной станции ......... 4S 10. Примеры расчетов ..................................... 49 Список использованных источников .................... 77 Приложения ........................................... 78 97 Учебное uздmше Коршак Алексей Анатольевич Муфтахов Евгений Махмутович ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА Учебное пособие Зав, редакцией Т. Е. Бочарова РеДакторО.В.Берелехис Компьютерная верстка Р. В. Маннанова Техническое редактирование, корректура, верстка выполнены в редакции научно-технической литературы .сАкадемия. издательства 000 .ДизаЙнПолиграфСервис. 450005, г. Уфа, ул. Кирова, 65; тел.: (3472) 52-70-88, 52-40-36 Эл почта: dizаiп_Ьtе@mаi1.ru Издательская лицензия Б N2 848196 от 09.06.1999 Подписано в печать 29.03.2005. Формат 60 х 841/16. Бумага офсетная. Гарнитура. Петербург •. Уел. печ. л. 5,69. Уч.-изд. л. 6,31. Тираж 500 экз. Заказ 75 Отпечатано на оборудовamm издательства 000 .ДизайнПолиграфСервис. 450005, г. Уфа, ул. Кирова, 65, оф. 102; тел.: (3472) 52-70-88, 52-40-36 Почта: 450000, Уфа-центр, а/я 1535 Эл почта: dizain©Ufanet.ru

Коршак А.А. Муфтахов Е.М. технологический расчет магистрального трубопровода

Related documents

Products

Support

Коршак А.А. Муфтахов Е.М. технологический расчет магистрального трубопровода

Related documents

Add this document to collection(s)

Add this document to saved

Suggest us how to improve StudyLib