- •Введение
- •1. Исходные данные для технологического расчета трубопроводов и их обработка
- •Средние температурные поправки плотности и коэффициенты объемного расширения
- •Справочные данные по некоторым нефтям [4]
- •Стоимость сооружения насосных станций*
- •Поправочный коэффициент на топографические условия трассы
- •Рекомендуемые суммарные полезные объемы резервуарных парков нефтепроводов
- •Коэффициент использования емкости
- •2. Последовательность определения параметров нефтепровода
- •Эквивалентная шероховатость труб (данные а.Д.Альтшуля)
- •3. Регулирование совместной работы насосных станций и нефтепровода
- •4. Расстановка нефтеперекачивающих станцийпо трассе нефтепровода
- •5. Расчет нефтепровода при заданном расположении перекачивающихстанций
- •6. Выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода
- •7. Режим работы трубопровода при отключении промежуточной насосной станции
- •8. Методы увеличения производительности нефтепроводов
- •9. Расчет подводящих (всасывающих) трубопроводов подпорных насосов головной насосной станции
- •10. Примеры расчетов
- •Решение
- •Решение
- •Решение
- •Решение
- •Решение
- •Данные для построения совмещенной характеристики
- •Решение
- •Решение
- •Решение
- •Решение
- •Напоры и подпоры насосных станций при различных количествах работающих насосов и комбинациях их включения
- •Удельные энергозатраты на перекачку для условий примера 10.9
- •Решение
- •Библиографический список
- •Приложения
- •Приложение 1 Характеристики труб для нефтепроводов и нефтебаз
- •Характеристики труб для магистральных нефтепроводов
- •Характеристики труб сварных для магистральных газонефтепроводов (гост 20295-85)
- •Приложение 2 Насосы нефтяные магистральные (нм)
- •Техническая характеристика спиральных насосов типа нм
- •Справочные данные по спиральным насосам типа нм
- •Приложение 3 Нефтяные насосы типов нДвН и нДсН
- •Техническая характеристика насосов типа нДвН и нДсН
- •Справочные данные по насосам типов нДвН и нДсН
- •Приложение 4 Нефтяные подпорные вертикальные насосы типа нпв
- •Техническая характеристика насосов типа нпв
- •Справочные данные по насосам типа нпв
- •Приложение 5 Нефтяные подпорные насосы типа нмп
- •Техническая характеристика насосов типа нпв
- •Справочные данные по насосам типа нмп
- •Приложение 6 Графические характеристики некоторых магистральных центробежных насосов
- •Приложение 7 Графические характеристики некоторых подпорных центробежных насосов
- •Оглавление
- •А.А. Коршак, е.А. Любин
Решение
1. Для заданного грузопотока выбираем (см. раздел 1, 2) рекомендуемый диаметр трубопровода 530 мм, для которого себестоимость перекачки в ценах 1980 г.S = 0,13 коп/(т·км).
По формуле 1.18 вычисляем эксплуатационные расходы
Э = 0,13 · 700 · 7 · 106= 6,37 · 106руб./год.
2. Определяем капиталовложения в трубопроводный транспорт. Принимаем, что эксплуатационный участок один, т.е.nэ= 1.
Вместимость резервуаров на конечном пункте по формуле (1.23):
где 0,84 – коэффициент использования емкости (табл.1.6).
Трубопровод должен иметь одну головную и пять-шесть промежуточных перекачивающих станций. Зная, что трасса в основном пройдет по заболоченной местности, и используя формулы (1.19), (1.20),определяем капитальные вложения с учетом топографических коэффициентов (см. табл.1.4)
По территории Тюменской области проходит 55 % трассы, а по Омской – 45 %. С учетом территориальных коэффициентов капитальные затраты составят
3. Приведенные годовые затраты определим по формуле (1.17).
Аналогичные расчеты выполняются для нескольких альтернативных вариантов с целью выбора оптимального.
Пример 10.5. Выполнить гидравлический расчет трубопровода для перекачки 8 млн т нефти в год. По гипсометрической карте и сжатому профилю трассы имеем следующие данные: оптимальная длина трассы 425 км, разность нивелирных отметок конца и начала трубопровода Δz = –125,5 м, перевальная точка отсутствует, глубина заложения трубопроводаH0= 1,6 м до оси, минимальная температура грунта на глубине заложения трубопровода соответствует средней температуре марта и составляет 272 К, кинематическая вязкость нефти при этой температуре равна 99,710–6м2/с, плотность 878 кг/м3. ТрубопроводIIкатегории.
Решение
1. Выбираем диаметр нефтепровода, равный 530 мм. Для трубы данного диаметра и протяженности 425 км расчетное число дней работы равно 356.
2. По формуле (2.2) находим расчетную производительность нефтепровода
.
3. В соответствии с найденной производительностью выбираем насосы для оснащения насосных станций: подпорные – НПВ 1250-60 и основные – НМ 1250-260.
По табл.2 и 4 приложения 2 выбираем насосы с наибольшим диаметром.
Напор этих насосов при расчетной часовой подаче составляет
;
.
4. Полагая число основных насосовmмн= 3, по формуле (2.4)рассчитываем рабочее давление на выходе головной насосной станции
Запорная арматура на нефтепроводах рассчитана на давление Pд= 6,4 МПа, поэтому условие (2.5) не выполняется. Необходимо принять к применению ротор меньшего диаметра.
Излишний напор составляет
.
Так как допустимый кавитационный запас насосов НМ 1250-260 составляет20 м, то напор подпорных насосов можно существенно уменьшить. Принимая к использованию ротор с наименьшим диаметром (445 мм), находим
.
С учетом данной замены суммарный избыточный напор составляет
,
т.е. избыточный напор одного основного насоса составляет 38 м.
Полагая, что будет использован ротор с диаметром 395 мм, находим
.
Таким образом, напор одного основного насоса уменьшен на
269,2 – 221,1 = 48,1 м > 38 м.
Проверим возможность использования ротора диаметром 418 мм. Для него
.
Уменьшение напора одного основного насоса составляет 250,3 – 221,1 = 29,2 м, что недостаточно.
Таким образом, рабочее давление головной насосной станции составляет
.
5. Полагая, что нефтепровод строится из труб Харцызского трубного завода (ТУ 322-8-10-95) по табл.1 приложения 1 находим, что для стали 13 ГС σвр= 510 МПа; σт= 353 МПа;k1= 1,34; δн= 8,9 и 10 мм. Так какDн< 1 м, тоkн= 1. Так как трубопроводIIкатегории, тоm0= 0,75.
По формуле (2.8) вычисляем расчетное сопротивление металла труб
6. Расчетная толщина стенки нефтепровода по формуле (2.9)
.
Округляем найденное значение до ближайшего большего стандартного значения δн= 8 мм. Предположим, что после проведения всех проверок согласно [3], окончательная толщина стенки δн= 9 мм.
7. Внутренний диаметр нефтепровода по формуле (2.13)
8. Секундный расход нефти и ее средняя скорость по формулам (2.14), (2.15):
9. Число Рейнольдса по формуле (2.17)
т.е. режим течения нефти турбулентный.
10. Относительная шероховатость трубы приkэ= 0,2 мм
.
11. Первое переходное число Рейнольдса по формуле (2.19)
.
Так как Re<Re1, то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб и коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по формуле (2.20):
.
12. Гидравлический уклон в нефтепроводе по формуле (2.25)
.
13. Так какL< 600 км, тоNэ= 1. По формуле (2.33) вычисляем полные потери в трубопроводе (полагаемHкп= 30 м)
H = 1,020,00704425103 – 125,5 + 130 = 2956,3 м.
14. Расчетный напор одной станции по формуле (2.35)
Hст= 3221,1 = 663,3 м.
15. Расчетное число насосных станций по формуле (2.37)
.
Найденное количество станций округляем до пяти.
16. Выполняем расчеты для построения совмещенной характеристики нефтепровода и насосных станций, результаты которых сводим втабл.10.1.
Таблица 10.1