1470

Так как для всех насосных станций неравенства (5.51) выполня­ ются, то работоспособность нефтепровода обеспечивается.

Результаты расчета напоров и подпоров при другом количестве работающих насосов и различных комбинациях их включения на станциях представлены в табл. 5.5.

Пример 5.5. Используя результаты расчетов в примере 5.4, опре­ делить оптимальные режимы работы нефтепровода. В качестве приво­ да основных насосов используются электродвигатели типа СТДП 1250-2УХЛ4 (мощность N H0M =1250кВт), подпорных - ВАОВ500М - 4У1 ( N H0Mi = 400 кВ т). "

Решение 1. В качестве примера рассмотрим работу 14-ю основными насо­

сами с производительностью 0,275 м3/с. Часовой объем перекачки при этом составляет

Q= 0,275-3600 = 990 м3/ч .

2.К.п.д насосов при расчетной подаче по формуле (3.2)

Л„.„и = 0,206 + 0,113 • 10"2 • 990 - 50 • 10"8 • 9902 = 0,83 5 J

Л= 0,05 +10,01 • 10-4 • 990 - 35,11 • 10 '8 ■9902 = 0,697

3.Напоры основного и подпорного насоса при расчетной подаче по формуле (3.1)

hMH= 271 - 43,9 ■10-6 • 9902 = 227 м;

Н2 = 64,2 -13,27 • 10-6 • 9902 = 51,2 м .

N= 855-9,81-51,2-0,2 75= 1 7 И 4 7 В т

"""0,697-0,99

5.Коэффициенты загрузки электродвигателей насосов

к= 633391 = 0,507;

змн 1250000

к = ™ = 0 , 4 2 8 . зпн 400000

169

б.Полагая r|H0M= 0,97, по формуле (5.54) находим к.п.д электро­ двигателя с учетом потери его мощности

7.М ощность, потребляемая электродвигателями основного и подпорного насосов, при работе на рассматриваемом режиме в соот­ ветствии с формулой (5.53)

8.Удельные энергозатраты на перекачку нефти на рассматривае­ мом режиме по формуле (5.52)

9.Для остальных режимов перекачки расчеты выполняются ана­ логично. Их результаты представлены в табл. 5.6.

Таблица 5.6

Удельные энергозатраты на перекачку для условий примера 5.5

Ю.На основании данных табл. 5.5 наносим на график (рис. 5.5) величины удельных энергозатрат на перекачку при соответствую­ щей производительности нефтепровода и проводим огибающую ло­ манную линию через них.

172

Q — -

Рис. 5.5 Зависимость удельных энергозатрат на перекачку от производи­ тельности нефтепровода для условий примера 5.5

Как видно из рис. 5.5, величины удельных энергозатрат, соответ­ ствующие режимам 10, 32, 35 и 36, находятся выше огибающей лома­ ной линии, что свидетельствует о неэкономичности этих режимов.

Таким образом, рассматриваемый нефтепровод может экономич­ но работать только на режимах 1, 14, 18, 22, 23, 28 и 39.

11.Имея перечень возможных экономичных режимов перекач­ ки, нетрудно вычислить продолжительность работы на каждом из них для выполнения планового задания.

Пусть, например, в течение месяца (т м = 720 ч ) необходимо пе­ рекачать = 650000 м3 нефти. При этом средняя производитель­ ность перекачки в этот период

650000 = 902,8 м3/ч

720

Ближайшие к данной производительности экономичные расхо­ ды перекачки составляют Q, = 855м 3/ч и Q2 =990м3/ч .

По формулам (5.56) находим продолжительность работы нефте­ провода на этих режимах

173

990 -9 0 2 ,8

Пример 5.6. Рассчитать давление на входе в первый по ходу под­ порный насос для схемы перекачивающей станции, приведенной на рис. 5.6. Перекачивается нефть, имеющая плотность 860 кг/м 3 и ки­ нематическую вязкость 25-10-6 м2/с, с расходом 1100 мЗ/ч насосами НПВ 1250-60. Принять, что наиболее удаленный резервуар находит­ ся на расстоянии 870 м от подпорного насоса, а остальные величи­ ны: zp = 5 м , znH= -1,5 м , кэ = 0,2 мм . Нефть, имеющая температу­ ру начала кипения 315К, перекачивается при температуре 293К.

Решение 1.Средняя скорость нефти в трубопроводе по формуле (5.8)

3600-3,14-0,5122

и во входном патрубке насоса

2. Соответствующие числа Рейнольдса по формуле (5.10):

R eJ ’^ . O ’S l ^

25 -10-6

Re „ = M ! E M 0 0 =19552.

25-10^

3.Коэффициент гидравлического сопротивления в трубопроводе по формуле (5.14)

174

Рис. 5.6 Технологическая схема головной насосной станции:

пекционных снарядов; 6 - резервуарный парк

175

4. Гидравлический уклон и потери напора в трубопроводе:

. = Ои!и£чу0249^ _1 492= 0 0055 0,512 2-9,81

=0,0055-870 = 4,79м

5.Согласно технологической схемы, приведенной на рис. 5.6, на пути нефти от резервуара до насоса имеют место следующие мест­ ные сопротивления: 1) выход из резервуара; 2) однолинзовый ком­ пенсатор; 3) две задвижки; 4) тройник с поворотом; 5) два отвода 90°; 6) фильтр; 7) вход в вертикальный насос.

6.По формулам (5.66) - (5.73) вычисляем коэффициенты этих сопротивлений:

£ком„,= 0,153 + 5964/30515 = 0,348 ;

^oM „i=0}35 + 3,58-10-3exp[3,56 -10-5( 15000030515) ] = ° ,6 0 2 ;

^вн =2,15 -10®-19552-1*68 =13,3 ;

£диф. =0,147-30515 /(30515-16700) = 0,325; ^конф. =0,5-0,325 = 0,163.

Остальные величины £, принимаем по рекомендациям § 5.8: для выхода жидкости из резервуара £вых = 0,92; для полностью открытой задвижки =0,15; для фильтра =2,2; для тройника с поворо­

том ^ . = 3 ,0 .

Таким образом, сумма величин коэффициентов местного сопро­ тивления

15 = о,92 + 0,348 + 2-0,15 + 3,0 + 2-0,602 + 2,2 + 0,163 + 13,3 = 21,5

7.Суммарные потери напора на местных сопротивлениях по фор­

муле (5.25)

1,492

2-9,81

8.Напор на входе в насос по формуле (5.65), в которой величину Н р принимаем равной взливу «местного» остатка 0,3 м,

9.Давление насыщенных паров нефти при температуре перекач­ ки по формуле (3.20)

176

Ю.Число Рейнольдса для насоса по формуле (3.14)

„ 3000-0,5252 ReH= ----------= 551250.

н60-25-10-6

Так как ReH> 20000, то коэффициент сопротивления на входе в насос £вх = 1,0.

11. Поправки к кавитационному запасу на температуру и вяз­ кость по формулам (3.26):

Aht = 0,449 -5,45°'473 = 1,0 м ;

Ahv = l — 61 = 0,019м .

2-9,81

12.Допустимый кавитационный запас насоса при перекачке не­ фти по формуле (3.25)

ДЬДол.„ = 2 ,2 -1 ,1 -(1 -0 ,0 1 9 ) = 1,21м.

13. Правая часть неравенства (3.19)

Так как 11,5 > 6,64, то неравенство (3.19) выполняется и, сле­ довательно, всасывающая способность подпорного насоса обес­ печена.

Пример 5.7. Рассчитать продолжительность полного удаления газовой фазы из участка нефтепродуктопровода длиной 18 км, с внут­ ренним диаметром 355 мм при перекачке по нему бензина вязкос­ тью 0,61-Ю 6 м2/с с расходом 354 м3/ч. Принять поверхностное натя­ жение на границе газовое скопление - бензин равным 0,022 Н/м. Расчетная схема нефтепродуктопровода приведена на рис. 5.7. На­ чальные объемы газовых скоплений в вершинах: № 1 - 10,2 м3; № 2 - 1,7 м3; № 3 - 9,3 м3; № 4 - 12,6 м3; № 5 - 4,9 м3.

177

oo

Рис. 5.7 Расчетная схема к задаче об определении продолжительности полного удаления газовой фазы из трубопровода