2581

w =

4 ×Qc

НИ

Qc

=

Qч

,

(2.17)

3600

Г

2.12 Определяем среднюю скорость нефти в трубопроводе (м/с)

А

,

(2.18)

π ×

Dв2

где Dв = Dн − 2δ - внутренний диаметр нефтепровода.

ка

h = λ

Dв

2g ,

(2.19)

2.13 Определяем потери напора на трение в трубе круглого сечения по формуле

Дарси-Вейсбаха

е

Lw2

т

или по обобщенной формуле Лейбензона

2−m

и

о

ν

m

h = β

Τ Qc

L ,

(2.20)

Dв5−m

л

где λ – коэффициент гидравлического сопротив ения (приложение 11),

β, m – коэффициенты обобщенной форму ы Лейбензона (приложение 11).

и

Значения коэффициентов λ, β, m зависят от режима течения жидкости и

шероховатости

внутренней поверхностиб

трубы,

а

также характеризуется

безразмерным числом Рейнольдса

ая

бRe

=

wDв

=

4Qc

,

(2.21)

πD ν

ν

Τ

Τ

в

При значениях Re<2320

режим течения жидкости ламинарный. При

н

турбулентном тече ии р злич ют три зоны трения:

-гидравлически гладкие трубы: 2320< Re≤ ReI;

-смешанного тре ия: ReI< Re≤ ReII;

р

: Re> ReII.

- квадратичн го трениян

к

т

о

RеI

= 10

; RеII =

500 ;

ε =

kэ

,

(2.22)

Dв

ε

ε

где ε – о носительная шероховатость труб,

е

kэ – э вивалентная шероховатость (приложение12), м.

л

21

т.е

потери напора

на трение на

Э

2.14 Рассчитываем гидравлический уклон,

единицу длины трубопровода

λw2

Qc2−m

НИ

i =

Dв 2g

= β

Dв5−m

,

(2.23)

2.15 Определяем полные потери напора в трубопроводе

Г

H = 1,02iL + ΔΖ + Nэ H кп ,

(2.24)

где

1,02коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в

линейной части нефтепровода;

ка

Z – разность геодезических отметок конца и начала нефтепровода, мА;

Нкп – остаточный напор в конце эксплуатационного участ . Необходимый для

закачки нефти в резервуары, Нкп=30-40 м;

L

т

е

Nэ – число эксплуатационных участков

о

Nэ =

,

(2.25)

400...600

2.16

Рассчитаем

суммарный

напор,

и

станциями

разв ваемый насосными

нефтепровода,

который

складывается

л

з напора, развиваемого всеми

подпорными насосами «головных» насосных станций и суммарного напора n

станций

б

H =бNэ Hпн

+ nHст ,

(2.26)

ая

и

Hст = mмн H мн ,

(2.27)

где Hст – расчетный напор одной станции.

2.17 Из уравнения баланса напоров найдем число насосных станций

н

1,02iL +

Z + Nэ (Hкп

− Hпн )

H − Nэ Hпн

.

(2.28)

n =

=

н

Hст

H ст

Задание №2 к практической и контрольной работе.

о

Выполнить гидравлический расчет трубопровода для перекачки N нефти в

р

год. Длина трассы с ставляет L, разность нивелирных отметок конца и начала

т

Z.

Перевальная

точка

отсутствует.

Минимальная

температура

трубоп овода

к

трубопровода составляет Тр, кинематические

грун а на глубине заложения

вяз ости ν273, ν293 соответственно при 273К и 293К, плотность ρ при температуре

е

m. Построить

совмещенную характеристику

293К. Трубопровод категории

л

22

Э

насосных станций и нефтепровода. Значения неизвестных параметров принять по

таб ице 2.1.

Таблица 2.1 - Варианты заданий №2

НИ

№

Объем

Длина L,

Z, м

Тр, ºС

ν273

,

ν293

,

ρ293, кг/м3

Категории

вариан

перекачки N,

км

мм2/с

мм2/с

участков m

та

млн.т. в год

Г

1

28

700

30

5

70,50

14,22

870

2

2

26

750

-60

4

34,50

8,20

862

3

3

35

800

40

3

80,40

39,70

865

2

4

32

850

-80

2

33,70

5,14

892

3

5

8

300

50

1

34,20

7,65

824

2

6

12

350

-100

7

58,70

13,76

ка

840

3

А

7

15

400

60

8

45,70

22,32

849

2

8

18

450

-120

9

44,80

16,95

893

3

9

20

500

80

10

54,50

17,44

872

2

10

22

550

-140

11

35,80

е

883

3

10,90

11

24

600

100

12

32,70

4,45

847

2

12

28

720

-160

13

33,60

5,73

834

3

13

30

780

-30

14

37,60

7,35

808

2

14

32

720

60

15

54,20

26,75

822

3

и

т37,74

15

10

280

-40

14

62,40

881

2

16

12

320

80

12

44,40

15,25

895

3

л

о

17

15

380

-50

11

66,70

31,57

889

2

18

18

420

100

10

51,80

19,28

888

3

19

20

480

-60

7

б

32,40

5,66

883

2

20

22

520

120

8

41,50

8,63

807

3

21

6

580

-80

и

49,80

22,22

839

2

11

22

26

680

140

13

56,40

28,20

884

3

23

14

410

-100

12

51,40

17,99

891

2

24

16

310

125

б

14

36,40

13,65

877

3

25

15

240

-165

11

34,70

12,29

878

2

ая

Пример 2.1 Выполнить гидравлический расчет магистрального нефтепровода,

предназначенного для работы в системе трубопроводов (kНП=1,05) с годовой

производительностью 23 млн. т/год. Протяженность нефтепровода равна 831 км

(перевальная точка отсутствует), разность геодезических отметок составляет

Z=35 м. По нефтепроводу транспортируется нефть со свойствами: ν273=35,80

2

о

н2

ρ293=847

3

мм

/с,

ν293=10,90

мм /с,

кг/м

;

расчетная

температура

перекачки

р

составляет Тр=275 Кн. Трубопровод III категории.

т

Решение

к

1. Определяем расчетные значения вязкости и плотности перекачиваемой

нефти. Вычисляем значения эмпирических коэффициентов а и b по формулам

е

2.6, 2.7

Э

л

23

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

élg(35,80 +

0,8

ù

НИ

lgê

ú

+

0,8

b =

ëlg(10,90

û

= -5,355

lg273 - lg293

Г

а = lglg(35,80 + 0,8) + 5,355lg273 = 13,24

Из формулы

2.4 вычисляем

расчетную

кинематическую

вязкость при

температуре Тр=275 К по формуле 2.5

А

vТ = 101013 , 24 − 5 , 355 lg 275

= 31,84 мм2/с,

либо по формуле 2.8 определяем крутизну вискограммы

е

ка

u =

1

ln

10,90

= 0,0595

,

273 - 293

35,80

а по формуле 2.9 кинематическую вязкость:

и

vТ

= 35,80ехр[- 0,0595(275 -

мм2/с

273)]= 31,78т

Расхождение составляет не более 0,02%, поэтомуо

пользоваться можно

обеими формулами.

б

л

По формуле 2.3 находим температурную поправку:

и

= 0,711 кг/(м3К)

ξ = 1,825 − 0,001315×847

Расчетная плотность нефти будет определяться по формуле 2.2

ρΤ

= 847 + 0,711(293 - 275) = 859,80 кг/м

3

.

ая

2. Выбираем насосного оборудованияб

нефтеперекачивающей станции.

Расчетная часовая пропускная способность нефтепровода определяется по

формуле 2.10

н

н

23´1,05

9

3

Q =

10

=

3344м

/ч.

24´ 350´ 859,80

В соответствии с найденной расчетной часовой производительности

р

п дбирается

магистральные

и

подпорные

насосы

нефтепров да

нефтеперекачивающейо

станции исходя из условия 2.11

е

Согласнот

2880 м3/ч <3344 м3/ч <4320 м3/ч

приложения 9 табл. 2.3, 2.1,

выбираем насосы: магистральный

насоскНМ 3600-230 и подпорный насос НПВ 3600-90.

Э

л

24

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

НИ

Напор магистрального насоса (D2= 460 мм) (приложение 9 табл. 2.4)

составит по формуле 2.12

Г

Нмн=307,3–7,57х10-6 33442=222,65 м,

напор подпорного насоса (D2= 610 мм) (приложение 9 табл. 2.2) составит:

Нпн=127–2,9х10-6

33442=94,6 м

А

Далее рассчитывается рабочее давление на выходе головной насосной

станции по формуле 2.13

ка

Р = 859,80х9,81х(3х222,65 + 94,6)10−6

= 6,43МПа

е

рабочее давление превышает допустимое знач ние Рдоп=6,4 МПа, примем

для всех магистральных насосов значение диаметра рабоч го колеса D2=425мм,

тогда напор магистрального насоса составит:

о