Расчет магистрального нефтепровода (стр. 2 из 3)
e= Кэ/d; e= 0,02/994,2=2*10-4
Определяем первое переходное число Рейнольдца:
Re1= 10/e; Re1=10/2*10-4=50000
Так как Re< Re1, то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб и коэффициент гидравлического сопративления вычисляется по формуле:
l= 0,3164/ Re0,25; l= 0,3164/(28287)0,25= 0,0245
Вычисляем гидравлический уклон:
I = l*V2/d*2*g; I = 0,0245*5,3824/19,5=0,00676
Так как L»660 км, то Nэ=1, DZ= (20м–50м)= -30 – разность геодезических отметок конца Z2и начала Z1трубопровода.
Вычисляем полные потери в трубопроводе (полагаем Нкп = 30 м – остаточный напор в конце трубопровода):
Н = 1,02*I*L+DZ+ Nэ* Hкп
Н= 1,02*0,00676*103*660-30+30= 4550,8 м
3.3. Определение расчетной длины нефтепровода.
Для магистральных трубопроводов потери напора на местные сопративления x незначительны, их принимают равными 2% от потерь на трение l.
Потери напора на местные сопративления можно выразить через длину трубопровода, эквалентную местным сопративлениям.
Lэ = x*d / l
Так как l = 0,0245, x = 4,9*10-6 .
Lэ = 4,9*10-6*0,9942*10-3/ 0,023 = 211,8*10-9 км
С помощью эквивалентной длины расчет потерь на трение в трубопроводе с местными сопративлениями сводится к расчету потерь на трение в прямой трубе, приведенная длина которой:
Lп = Lг + Lэ ,
где Lг – геометрическая длина трубопровода (включая самотечные участки).
Т.е. Lп = Lг = L =660 км.
3.4. Построение совмещенной характеристики нефтепровода и насосных станций.
Расчетный напор одной станции:
Нст = m*h; Нст= 3*173,6 =520,8 м
Расчетное число насосных станций:
n= Н- Nэ*Н20/Нст; n= 4550,8 – 157,39 /520,8= 8,4 »9
nн= m* n; nн= 3*9=27- общие число работающих насосов на насосных станциях.
На рис.3, 4 и Чертеже 1 (Совмещенная характеристиканефтепровода и насосных станций) приведена совмещенная характеристика нефтепровода и насосных станций при общем числе работающих насосов nн = 24, 25, 26, 27. Таким образом, проектная производительность нефтепроводом обеспечивается при работе на станции 25 насосов.
Данные для построения совмещенной характеристики.
Таблица 1.
Qч1, куб.м/ч | Н = 673,2*I, м | Н = Н20 + nн * h, при nн | |||
| 24 | 25 | 26 | 27 | ||
| 4000 | 1866,59 | 4548,9 | 4735,1 | 4921,8 | 5107,4 |
| 5000 | 2864,1 | 3902,4 | 4060 | 4217,7 | 4375,3 |
| 6000 | 3717 | 3146,3 | 3273 | 3399,7 | 3526,5 |
| 6547,6 | 4550,8 | 4323,7 | 4497,39 | 4670,9 | 4844,6 |
| 7000 | 4952,1 | 4128,6 | 4293 | 4457,4 | 4621,8 |
 |
Рис.3.График совмещенной характеристики нефтепровода и насосныхстанций для nн = 24, 25.
 |
Рис.4. График совмещенной характеристики нефтепровода и насосныхстанций для nн = 26, 27.
При расположения этого количества насосов по станциям 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 перегоны между станциями должны быть примерно одинаковой длинны. Исходя из вышесказанного, выбираем следующую схему включения насосов на насосных станциях: 3-3-3-3-3-3-3-2-2.
3.5. Расстановка насосных станций по трассе.
Вычисляем длину перегона, на который хватило бы напора Нст:
L*= Нст / 1,02*I
L*= 520,8/1,02*0,00676= 75,53 км
На Чертеже 2 в начале нефтепровода (т.А1) вверх в вертикальном масштабе откладываем напор Нст1 = 520,8 м , а правее в горизонтальном масштабе L1*=75,53 км. Линия, соединяющая концы данных отрезков, есть гидравлический уклон в нефтепроводе с учетом местных сопративлений.
В точке пересечения линии гидравлического уклона с профилем трассы (т.А2) распологается НС №2. Откладываем в ней вверх в масштабе напор Нст2 = 520,8 м и проводя через полученную точку линию гидравлического уклона, в месте ее пересечения с профилем трассы находим место расположения НС №3 (т.А3).
Положение НС №4…..НС №9 определяются анологично, но стем отличием, что напор Нст8= 2*h:
Нст8= 2*173,6=347,2 м. L8*= 50 км.
В заключении проверяется правильность расстановки насосных станций. Для этого в точки (т. А9) вверх откладывается напор:
Нст8 + Н20 – Нкп = 347,2 + 157,39 –30 = 474,59 м; L9*=50 км.
Линия гидравлического уклона, проведенная из полученной точки, приходит точно в конечную точку трубопровода на профиле.
Следовательно, все построения выполнены верно.
3.6. Расчет режимов эксплуатации нефтепровода.
Девять основных станций оборудованные основными насосами НМ 7000-210 с диаметром ротора 430 мм, а на головной насосной станции установлены подпорные насосы НПВ 3600-90 с диаметром ротора 550 мм. Сведенья о ивелирных высртах мест расположения НС и длины обслуживаемых ими учасков таковы: Zн =Z1=50 м, l1=75,53 м, Z2= 50 м, l2= 50 м, Z3= 70 м, l3= 60 м, Z4= 80 м, l4= 117,735 м, Z5= 40 м, l5= 85,173 м, Z6= 30 м, l6= 73 м, Z7= 30 м, l7= 80 м, Z8= 25 м, l8= 50 м, Z9= 20 м, l9= 50 м, Zк = 20 м.
h1= 238,4 – 1,54*10-6*(0,8*7000)2= 202,3 м
h2= 238,4 – 1,54*10-6*(1,2*7000)2= 157,2 м
H1= 93,7-1,4*10-6*(0,8*3600)2 = 82,1 м
H2= 93,7-1,4*10-6*(1,2*3600)2 = 67,57 м
Вычисляем коэффициенты напорных характеристик насосов, при m = 0,25.
Б* = (Q2 – Q1)*(-а + в*(Q1+Q2)) / Q2-m2 –Q12-m
А = Н0 + а* Q2 – в* Q22 + Б* Q2-m2
Б*= 15,8*10-6 ч1,75/ м4,25 – для НМ.
А2 = 248,35 м – для НМ.
Б*= 12,4*10-6 ч1,75/ м4,25 - для НПВ.
А1 = 96,1 м - для НПВ.
Бнм = 36001,75*Б*
Бнпв = 36001,75*Б*
Бнм = 26,43 ч1,75/ м4,25
Бнпв = 20,74 ч1,75/ м4,25
Гидравлический уклон при единичном расходе:
f= 1,02*b*nm/ d5-m
f= 0,0024 с1,75/ м5,25
Так как nн = 27:
å А2 = 27*248,35 = 6505,45 м
å Бнм = 27*26,43 = 713,61 м
Q = ( аn + å А2 - DZ – Hкп / вn+ f*l + å Б)1/2-m
Q = 1,815 м3/ч
Re = 4*1,815/ 3,14*0,9942*0,8154*10-4= 29040
Так как Re < Re1, то режим перекачки выбран верно.
Максимально допустимый напор на выходе из насосной станции:
Нст max.= Р¶ / r*g; Нст max.= 6,4*106/ 874,2*9,8 = 747 м,
а допустимый кавитационный запас на выходе в основные насосы:
Dhдоп = а0*(Q*3600)0.76
Dhдоп = 1.49*793,48 = 1182,2 м
С учетом потерь напора в обвязке насосных станций примем:
DНmin = 25 м
Предположим что на каждой станции включено последовательно по три
основных насоса:
DН1 = А1 – Бнпв * Q1.75
DН1 = 96,1 – 20,74*2,838 = 37,23 м
Н1 = DН1 + 3*(А2 - Бнм * Q1.75)
Н1 = 37,23 + 3*(248,35 – 26,43*2,838) =557,25 м
DН2 = А1 + 3*А2 - DZс – Q2-m*( Бнпв + 3*Бнм + f*l1)
DН2 = 96,1 +745,05-0 – 2,838*(100,03 + 0,181272) = 42,8 м
DН2³DНmin, необходимый напор в НС № 2 обеспечивается следовательно можно работать 27 основными насосами. Расположение насосов на станциях (3-3-3-3-3-3-3-2-2).
Н2 = 42,8+3*( 248,35-26,43*2,838) = 562,7 м
DН3 = 96,1 + 6*248,35-(70-50)-2,838*(20,7+6*26,43+0,0024*(75530+50000)) = 202,39 м
Н3 = 202,39 +519,9 = 722,3 м
DН4 = 96,1 + 9*248,35-30-2,838*(20,7+9*26,43+0,0024*(75530+50000+60000))=223,74 м
Н4 =223,74+519,9= 743,64 м
DН5 = 96,1+12*248,35+10-2,838*(20,7+12*26,43+0,0024*(185530+117735) = 62,18 м
Н5 = 62,18 + 519,6 = 582 м
DН6 = 96,3+15*248,35+20-2,838*(20,7+15*26,43+0,0024*(417,15+932,2512)= 11,75 м
Н6 = 11,75+519,9=531,65 м
DН7= 96,1+18*248,35+20-2,838*(496,44+1107,45)= 34,55 м
Н7= 34,55+519,9=554,45 м
DН8 = 96,1+21*248,35+25-2,838*(20,7+21*26,43+0,0024*(461438+80000))= 14,48 м
DН8= 14,48+2*173,3=361,35 м
DН9 = 96,1+24*248,5+30-2,838*(20,7+24*26,43+0,0024*591438)= 202,8 м
Н9 = 202,8*346,6 = 549,4 м
Нi£ Нст max.
Так как для всех насосных станций неравенства выполняются, то работоспособность нефтепровода обеспечивается.
Выбираем насос НМ 7000-210 – СТДП5000-2УХЛ4 ( Nном = 4000 кВт ), НПВ3600-90 – ВАОВ710L- 4У1 (Nном = 1250 кВт).
Q= 1,8515*3600 = 6534 м3/ч
КПД насоса при расчетной подачи:
hн.мн = С0 + С1* Q+С2* Q2
hн.пм = С0 + С1* Q+С2* Q2
hн.мн = -0,0403+1,9602-0,922 = 0,997
hн.пм = -0,03664+0,0000045*3267-0,064*10-8*3267= 0,82
Мощность на валу насоса:
Nн.= r*g*Нн*Q / hнhэлhмех
Nн.= r*g* hн*Q / hнhэлhмех
h= 238,4-1,51*10-6*65342 =173,9 м
Н1 = 93,7-1,4*10-6*32672= 78,7 м
Н2 = 78,7 м
Nн.мн = 874,2*9,81*173,9*1,815/0,997*0,99 = 2742367 Вт
Nн.пн = 874,2*9,81*78,7*1,815/0,82*0,99 = 1224986 Вт
Коэффициенты загрузки электродвигателей насосов:
Кз.мн = Nн./ Nном
Кз.пн = Nн./ Nном
Кз.мн = 27423667/4000000 = 0,685
Кз.пн = 1224986/1250000 = 0,97
Берем hном = 0,97, находим КПД электродвигателя:
hэл.мн = (1+((1- hном)*(1+ К2з.мн )/2*hном * Кз.мн ))-1