1470

7.0бщее необходимое число грузов по формуле (4.38)

N , = ^ = 2 1 0 .

г23,8

Пример 4.4. Для условий примера 4.3 определить необходимое количество винтовых анкеров. Принять уф = 15 кН /м 3; ha = 1,5 м; Сф = 8 кПа; сргр = 18 град; ш в = 0,5.

Решение 1. В соответствии с табл. 4.9 для трубопровода диаметром

530 мм могут быть использованы анкеры с диаметром лопастей 0,2 и 0,3 м. Принимаем D aHK= 0,3 м.

2. Коэффициент условий работы винтовых анкеров по формуле (4.41)

5. Так как в нашем случае zaHK= 2, то расчетная несущая способ­ ность анкерного устройства по формуле (4.40)

Ба„к =2-0,692-1,95 = 2,70 кН.

6 . Расстояние между анкерными устройствами по формуле (4.39)

7. Необходимое количество анкеров по формуле (4.45)

N. = 2 ' 5000 = 1250 шт.

8

В задачу технологического расчета трубопроводов входит опреде­ ление оптимальных параметров трубопровода (диаметр трубопровода, давление нагнетания насосных станций, толщина стенки трубы, чис­ ло насосных станций); расположение перекачивающих станций по трассе трубопровода; расчет режимов эксплуатации трубопровода.

§5.1. Основные формулы для технологического расчета трубопроводов

Исходными данными для технологического расчета нефтепроводов являются:

1) плановое задание на перекачку Gr (млн. т/год);

2 ) свойства перекачиваемой нефти (плотность, вязкость, давле­ ние насыщенных паров и др.);

3)температура грунта на глубине заложения нефтепровода;

4)характеристики труб и насосного оборудования;

5)сжатый профиль трассы нефтепровода;

6 ) технико-экономические показатели сооружения и эксплуата­ ции линейной части нефтепровода и насосных станций.

Технологический расчет выполняется в следующей последова­ тельности.

Определяется средневзвешенная температура грунта вдоль трас­ сы нефтепровода

(5-1)

тае \ -температура грунта на глубине заложения нефтепрово­ да для участка длиной •£,.

По формулам ( 1. 1), (1.8), (1.9) вычисляются параметры перека­ чиваемой нефти при расчетной температуре: vp и рр.

Ш

Вычисляется расчетная часовая пропускная способность нефте­ провода

Примечание. В числителе указаны значения N p для нормальных условий про­ кладки, в знаменателе - при прохождении нефтепроводов в сложных усло­ виях, когда заболоченные и горные участки составляют не менее 30 % об­ щей протяженности трассы.

В соответствии с расчетной часовой пропускной способностью нефтепровода Q4 выбираются основные насосы насосных станций так, чтобы выполнялось условие

где QH0Mподача выбранного типа насосов при максимальном

К.П .Д .

Если условие (5.3) выполняется для двух типов насосов, то даль­ нейшие расчеты выполняются для каждого из них. Например, при Q4 = 5800 м3/ч для дальнейших расчетов по вариантам принимают­ ся насосы типов НМ 5000 —210 и НМ 7000 - 210. Аналогично под­ бираются подпорные насосы.

Рассчитывается рабочее давление на выходе головной насосной станции

где g - ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2; т мн - число последовательно включенных магистральных насосов (обычно mMH=3); h MH,H 2 - напоры соответственно магистрального и под­ порного насоса при расчетной производительности Q4.

131

Найденная величина Р должна быть меньше допустимого дав­ ления ? д , определяемого из условия прочности запорной арматуры. Если условие

не выполняется, то необходимо либо уменьшить число магист­ ральных насосов, либо воспользоваться сменными роторами мень­ шего диаметра.

По формуле (4.1) определяется расчетная толщина стенки тру­ бопровода, которая округляется до ближайшей большей толщины стенки, приведенной в табл. П1.1, для выбранного диаметра. Произ­ водится уточнение толщины стенки трубопровода 5Н с учетом тем­ пературных и изгибающих напряжений по формуле (4.3).

132

При ламинарном режиме течения, т.е. при Re < 2320, коэффици­ ент гидравлического сопротивления определяют по формуле Стокса

При ламинарном течении в трубах некруглого сечения коэф ­ фициент гидравлического сопротивления может быть найден по формуле

При турбулентном режиме течения различают три зоны трения: гидравлически гладких труб ( X зависит только от Re) смешанного трения ( X зависит от Re и относительной шероховатости труб е ), квадратичного трения ( А, зависит только от в ). Границами этих зон

где е = К э/d — относительная шероховатость труб, выраженная через эквивалентную шероховатость К э (табл. 5.2) и диаметр.

Условия существования различных зон трения таковы: - гидравлически гладкие трубы

2320 < Re < R e,;

-зо н а смешанного трения (переходная зона)

Re, < Re < R e„;

-зо н а квадратичного трения

Re > R e„.

Для зоны гидравлически гладких труб коэффициент гидравли­ ческого сопротивления определяют по формуле Блазиуса

Для зоны смешанного трения X рекомендуется вычислять по

133

П р и м е ч а н и е . В знаменателе указаны средние значения эквивалентной шероховатости

В зоне квадратичного трения значение X рекомендуется опре­ делять по формуле Ш ифринсона

или Никурадзе

-j= = l,74-21g2E = l,14-21ge.

134

Формула (5.9) может быть представлена в обобщенном виде (формула Лейбензона)

где [3, ш - коэффициенты Лейбензона (табл. 5.3),

Г4 \ 2-т

Приведенные выше формулы применимы для расчета труб лю­ бого поперечного сечения. Расчет для некруглых труб необходимо проводить, применяя гидравлический радиус г и число R e , опреде­ ляемое по формуле (5.11а).

Гидравлический уклон есть потеря напора на трение на единице длины трубопровода

Q2-mv .

X о2

(5.18)

Если трубопровода имеет вставку другого диаметра dB, то гид­ равлический уклон в этой вставке определяют через гидравлический уклон и диаметр основной трубы

Если параллельно с трубопроводом уложен лупинг диаметром блуп, то гидравлический уклон на сдвоенном участке также определяют через

135

гидравлический уклон и диаметр основной «нитки» трубопровода

^луп 2-т = © •1 , (5.20)

5 - т

1+

<• J

где сорасчетный коэффициент

Когда блуп = d , то при ламинарном течении ( m = 1) со = 0,5, при турбулентном течении в зоне гидравлически гладких труб (ш = 0,25) со = 0,296, в зоне смешанного трения (т=0,123) со= 0,272 и в зоне квадратичного трения ( т = 0) со = 0,25.

Общий расход на сдвоенном участке равен сумме расходов в основном трубопроводе и в лупинге

Q = Q nm + Q M»

где С2луп - расход в лупинге

1+

Ч ^ л у п J

QHрасход в основной магистрали на сдвоенном участке,

( d. ^2-m

1+

Если к трубопроводу длиной L и диаметром d подключена па­ раллельная нитка длиной Хлуп и диаметром d , то потери напора в таком сложном трубопроводе можно определить по формуле

136

Аналогичная зависимость получается и для вставки

На линейной части трубопровода имеются местные сопротив­ ления - задвижки, повороты, сужения и т.п. Потери напора на них определяют по формуле

(5.25)

где £т - коэффициент местного сопротивления, зависящий как от вида сопротивления, так и от характера течения жидкости.

Потери напора на местных сопротивлениях можно выразить че­ рез длину трубопровода, эквивалентную местным сопротивлениям,

(5.26)

С помощью эквивалентной длины расчет потерь на трение в трубопроводе с местными сопротивлениями сводится к расчету по­ терь на трение в прямой трубе, приведенная длина которой

(5.27)

где Lr - геометрическая длина трубопровода.

В этом случае в формулу Дарси — Вейсбаха или Лейбензона вместо L необходимо подставлять Ln .

Для магистральных трубопроводов потери напора на местные сопротивления незначительны, их принимают равными 2 % от по­ терь на трение.

Кроме того, в конце трубопровода должен поддерживаться оста­ точный напор Нкп, необходимый для закачки нефти в резервуары.

В соответствии с «Нормами проектирования» магистральные нефтепроводы протяженностью более 600 км делятся на эксплуата­ ционные участки, длиной от 400 до 600 км. Соответственно их число составляет

п = Lr /(400...600),

137

где Lr - геометрическая длина трубопровода (включая самотеч­ ные участки).

На станциях, расположенных на границе эксплуатационных участков, вместимость резервуарного парка должна составлять 0,3...0 ,5 суточной пропускной способности трубопровода. Следовательно напор Нкп будет использован N 3 раз.

Таким образом, полные потери напора в трубопроводе

Станции, расположенные на границах эксплуатационных участ­ ков, являются как бы головными для своих участков. Поэтому на них устанавливаются подпорные насосы, развивающие суммарный напор п3 Н2 . Следовательно, суммарный напор, развиваемый на­ сосными станциями нефтепровода, складывается из напора, разви­ ваемого всеми подпорными насосами «головных» насосных станций

В магистральном трубопроводе устанавливается такой расход Q , при котором суммарный развиваемый напор, определяемый по фор­ муле (5.29), равен полным потерям напора в трубопроводе, вычис­ ляемым по формуле (5.28).

Из формулы (5.31) следует, что расчетное число насосных стан­

Расчетное число насосных станций, как правило, получается дробным. Оно может быть округлено как в сторону большего ( п ') , так и в сторону меньшего (n") числа станций.

Если заказчика устраивает, что фактическая производитель­ ность нефтепровода отличается от проектной, то принимается соот­

138