hп, hм - відповідно напори, що розвиваються підпірним і магістральним насосами;
mм - число працюючих магістральних насосів на перекачувальної станції; mм = 3;
Pдоп - допустимий тиск ПС з умови міцності корпусу насоса або допустимий тиск запірної арматури Pдоп = 6,4 МПа.
Підбираємо насоси:
- магістральний НМ 2500 - 230;
- підпірний НПВ 2500 - 80.
Напір магістрального насоса (D = 405 мм) складе
м, (11)
де a, b - постійні коефіцієнти.
Напір підпірного насоса (D = 540 мм) складе
м.
В
6,4 МПа> 6,27 МПа
Розрахунковий напір ПС приймається рівним
Нст = mм Г— hм = 3 Г— 218,34 = 655,02 м.
Для кожного значення прийнятих варіантів стандартних діаметрів обчислюється товщина стінки трубопроводу:
(12)
де P - робочий тиск в трубопроводі, МПа;
np - коефіцієнт надійності за навантаженням, без підключення ємностей np = 1,15;
R1 - розрахунковий опір металу труби, МПа.
(13)
де sв- тимчасовий опір сталі на розрив, для сталі К60
sв = RН1 = 588 МПа;
mу - коефіцієнт умов роботи mу = 0,9;
k1 - коефіцієнт надійності за матеріалом k1 = 1,34;
k н - коефіцієнт надійності за призначенням k н = 1,0;
,
В
Обчислення значення товщини стінки трубопроводу dо округляємо в більшу сторону до стандартної величини d з розглянутого сортаменту труб.
Приймаються d = 7 мм.
Внутрішній діаметр трубопроводу визначається за формулою:
D = D н - 2d = 720 - 2 Г— 7 = +706 мм.
Фактична середня швидкість перебігу нафти (м/с) визначається за формулою
(14)
де
Q = QЧ/3600
- розрахункова продуктивність перекачування, м3/с;
Q = 2170,9/3600 = 0,603 м3/с,
D - внутрішній діаметр, м
В
Втрати напору на тертя в трубопроводі визначаємо за формулою Дарсі-Вейсбаха
, (15)
де Lр - розрахункова довжина нафтопроводу (дорівнює повній довжині трубопроводу за відсутності перевальних точок), м;
l - Коефіцієнт гідравлічного опору. p> Режим течії рідини характеризується безрозмірним параметром Рейнольдса
(16)
режим течії турбулентний.
В
де
В
- відносна шорсткість труби;
kЕ - еквівалентна (абсолютна) шорсткість стінки труби, що залежить від матеріалу і способу виготовлення труби, а також від її стану. Для нафтопроводів з нових зварних труб прийняти kЕ = 0,1 мм. br/>
. (17)
В
При значеннях Re1
В
В
Сумарні втрати напору в трубопроводі складають:
H = 1,02 ht + Dz + NЕ Г— hост, (18)
де 1,02 - коефіцієнт, що враховує надбавку на місцеві опору в лінійній частині нафтопроводу;
Dz = Zк-zн
- різниця геодезичних відміток, Dz = -61 м;
NЕ - число експлуатаційних дільниць (призначається згідно протяжності експлуатаційної дільниці в межах 400 ... 600 км);
приймаємо NЕ = 1;
hост - залишковий напір в кінці експлуатаційного ділянки,
hост = 30 ... 40 м, приймаємо hост = 40м.
H = 1,02 ht + Dz + NЕ Г— hост = 1,02 в€™ 1286,76-61 +40 = 1265,76 м.
Величину гідравлічного ухилу магістралі можна знайти з вираження
.
На підставі рівняння балансу напорів, необхідне число перекачувальних станцій складе
. (19)
Округлюємо до цілого числа в меншу сторону n = 1.
При округленні числа станцій n в меншу сторону (N
(20)
де
.
Приймаються D = DЛ, тоді величина
. (21)
де m = 0,1 - для зони змішаного тертя;
,
.
Побудуємо поєднану характеристику нафтопроводу і перекачувальних станцій. Для цього виконаємо гідравлічний розрахунок нафтопроводу постійного діаметра і обладнаного лупінгами в діапазоні витрат від 1900 до 2400м/ч. Результати обчислень наведені в таблиці 1. br/>
Таблиця 1 - Результати розрахунку характеристик трубопроводу і перекачувальних станцій.
Витрата Q, м/год
Напір насосів
Характеристика трубопроводу
Характеристика нафтоперекачувальних станцій
, м
, м
1) постійного діаметра
2) з лупінгами
3) n = +1;
m = 3
