1 . Определение исходных расчетных данных
Исходные данные: производительность ГНПС G = 16 млн. т нефти /год; диаметр и толщина стенки Dxδ = 1020х12 мм; длина нефтепровода L = 155 км; разность геодезических отметок ΔZ = -5 м; кинематическая вязкость жидкости ν20 = 35 сСт, ν50 = 17 сСт; плотность жидкости ρ20 = 843 кг/м3; давление насыщенных паров Ps = 0,048 МПа.
Определим расчетную и максимальную температуры нефти в трубопроводе:
Для заглубленных трубопроводов расчетная температура – это минимальная температура грунта на глубине заложения трубопровода (глубина заложения трубопровода до верха трубы находится в интервале 0,8 1,1 м) [2]. Определяем эту температуру по [3]. tp = - 0,1 С.
Максимальная температура перекачиваемой нефти равна 13,5 С [3].
Определяем кинематическую вязкость нефти при расчетной и максимальной температурах:
,
где νt ــ вязкость при расчетной температуре t, сСт;
ν* ــ кинематическая вязкость жидкости при известной температуре t*, сСт;
t ــ расчетная температура, оС;
t* ــ температура, для которой известна вязкость жидкости, оС;
U ــ коэффициент крутизны вискограммы.
U определяется по двум известным значениям вязкости ν1 и ν2 при температурах t1 и t2.
где ν1, ν2 ــ известные вязкости жидкости при известных температурах t1 и t2, (сСт);
Определяем плотность нефти при расчетной и максимальной температурах:
где ρt ــ плотность при расчетной температуре t, кг/м3;
ρ20 ــ плотность жидкости при температуре 20°С, кг/м3;
βр ــ коэффициент объемного расширения, зависящий от плотности, 1/0С:
При ρ20 = 843 кг/м3 βр = 0,000841 1/0С [4].
Расчет часовой подачи станции:
Определим требуемую подачу НС. Для магистральных нефтепроводов подача указывается в млн. тоннах в год. На ее основе находится расчетная часовая Qчас (м3/час) и максимальная часовая Qмах.час (м3/час) подачи станции:
где G
ــ
производительность
станции, т/год;
24 ــ число часов в сутках;
ρt ــ расчетная плотность жидкости, кг/м3;
τ ــ количество рабочих дней станции в году, принимаем = 355 [2].
Расчет максимальной часовой и секундной подач станции:
где Кп - коэффициент, учитывающий резерв пропускной способности
нефтепровода (подачи НС) на случай перераспределения потоков в системе нефтепроводов в процессе ее эксплуатации. Для нашего трубопровода принимаем Кп = 1,10 [2];
Qчас – расчетная часовая подача станции, м3/час.
Определяем требуемый напор станции:
Требуемый напор станции находим по формуле:
где Hн – потери напора на трение с учетом местных сопротивлений в нагнетательном трубопроводе, м;
Δzн – разность геодезических высот конца нагнетательного и начала всасывающего трубопроводов, м;
hк – конечный напор, соответствует максимальному взливу в резервуаре подачи, ориентировочно равный 40 м;
h – подпор насосов станции, ориентировочно равный 50 м;
,
где λ – коэффициент гидравлического сопротивления;
L
– длина трубопровода, м;
Dвн – внутренний диаметр трубопровода, м;
– скорость течения нефти, м/с;
g – ускорение свободного падения, м/с2;
δ – толщина стенки трубопровода, м.
Определим режим течения нефти в трубопроводе
Режим течения нефти зависит от числа Рейнольдса:
,
где - скорость движения нефти в трубе, м/с;
- кинематическая вязкость жидкости, м2/с.
Q = *S,
Определим граничные
значения Re:
и
где е – абсолютная шероховатость трубопровода, принимаемая по ВНТП 2-86 в диапазоне (0,0001 – 0,0002) м.
Так
как 2320 < Re
< ReI,
то есть 2320 <15069 <66400
режим турбулентный (зона Блазиуса).
Тогда
.
Скорость течения
нефти определяется:
.
.