1470

А= 275,9 + 0 -1 4 4 4 ,5 -3 7 ,2 -10-6 • 1444,52 + 0,251-10_3 -1444,51,75 =

=283,2 м;

,1,75

Б = 3600'" 0,25МО"5 =419,9 ^ т^ --

М ’

Пример 3.4. Рассчитать необходимое давление на входе в насос НПВ 1250-60 при перекачке автомобильного бензина, имеющего температуру начала кипения Тнк= 3 13 К. Перекачка ведется при тем­ пературе 283 К с расходом 1240 м3/ч. Плотность бензина равна 740 кг/м3, а кинематическая вязкость - 0,8 мм2/с.

Решение 1.Давление насыщенных паров бензина при температуре пере­

качки по формуле (3.25)

Ps = 57000 - ехр[-0,0327 - (313 - 283)] = 21371 Па.

2 .Соответствующий напор в метрах бензинового столба

740-9,81 3.Поправка кавитационного запаса насоса на температуру по

формуле (3.30)

Aht = 0,471-2,940,45 =0,765 м.

4. По табл. 3.8 находим, что диаметр входного патрубка насоса

= 0 ,8 м.

5. Скорость бензина и число Рейнольдса во входном патрубке насоса

Так как ReK>9330, то Ah, = 0.

100

6.По табл. 3.7 находим кавитационный запас насоса на воде ДЬдопв=2,2 м и по формуле (3.29) вычисляем кавитационный запас насоса на бензине

ЛЬД0ПН= 2 ,2 -1 ,1 -(0 ,7 6 5 -0 ) = 1,36 м.

7.Выполняем расчет по неравенству (3.23)

Таким образом, давление на входе в насос должно быть не менее

Рвх =740-9,81-4,28 = 31070 Па.

Пример 3.5. Определить параметры шестеренного насоса ШГ 5-25А, перекачивающего масло с расходом 0,6 м3/ч.

З.К .пд. насоса по формуле (3.6)

Л= -0,013 + 1,807-0,4-2,541-0,42 = 0 ,303, т.е. 30,3 %. 4.Мощность, потребляемая насосом, по формуле (3.5)

Так как N<20 кВт, то km= 1,25.

5.Необходимая мощность электродвигателя шестеренного насо­ са по формуле (3.4)

N Heo6x = 1 25 • 0,0667 = 0,0833 кВт.

101

Для сооружения магистральных трубопроводов применяют сталь­ ные бесшовные горячекатаные трубы из углеродистых и легирован­ ных сталей, а также электросварные прямошовные или спирально­ шовные сварные трубы из низколегированных сталей с более высокими механическими свойствами по сравнению с углеродисты­ ми сталями, что позволяет уменьшить толщину стенок.

§4.1. Определение толщины стенки трубопроводов

Расчетную толщину стенки трубопровода оп­

ределяют по формуле

2(niP + R .)

где р - рабочее давление (избыточное); D H- наружный диаметр трубы; п, - коэффициент надежности по нагрузке: п, = 1,15 для нефте- и нефтепродуктопроводов, работающих по системе из «насо­ са в насос»; п, = 1,1 - во всех остальных случаях; R, - расчетное сопротивление металла трубы и сварных соединений

RHl —нормативное сопротивление растяжению (сжатию) метал­ ла труб и сварных соединений, определяемое из условия работы на разрыв, равное минимальному пределу прочности овр (см. прил. 1.1); ш0 —коэффициент условий работы трубопровода ( т 0 = 0,9 для тру­ бопроводов III и IV категорий, т 0 = 0,75 для трубопроводов I и II

102

категорий и m0 = 0,6 для трубопроводов категории В); К, - коэффи­ циент надежности по материалу, определяемый по прил. 1 или табл. 4.1; К н - коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от его диаметра (для D H< 1000 мм К н = 1, для DH= 1200 мм К н = 1,05).

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений рас­ четную толщину стенки определяют по формуле

где \|/j — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб

103

Я,1 У

a npN - абсолютное значение продольных осевых сжимающих напряжений, вычисляемое по действующим расчетным нагрузкам и воздействиям с учетом упруго-пластической работы металла труб в зависимости от принятых конструктивных решений

Абсолютное значение максимального положительного ДТ(+) или отрицательного ДТ( ) температурного перепада, при котором толщи­ на стенки определяется только из условия восприятия внутреннего давления по формуле (4.1), определяют по формулам

где р - коэффициент Пуассона, р=0,3.

Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округ­ ляется до ближайшего большего значения 8Н, предусмотренного го­ сударственными стандартами или техническими условиями.

Минимально допустимая толщина стенки трубы при существу­ ющей технологии выполнения сварочно-монтажных работ должна быть не менее 1/140 наружного диаметра трубы, но не менее 4 мм. Трубопроводы диаметром до 1200 мм на воздействие давления грун­ та или вакуум не рассчитывают. При расчете толщины стенки трубы запас на коррозию не предусматривается.

Минимально допустимый радиус упругого изгиба подземных и наземных трубопроводов определяют из условий прочности попе­ речных сварных швов и упругой работы металла труб по формуле

104

где С - коэффициент (С = 1 для трубопроводов III и IV катего­ рий; С = 0,85 для трубопроводов I и II категорий и С = 0,65 для трубопроводов категории В); R!| - нормативное сопротивление, ко­ торое равно пределу текучести, определяемому по государственным стандартам и техническим условиям на трубы (см. Прил. 1); \|/3 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние ме­ талла труб, при растягивающих продольных напряжениях у 3 прини­ мают равным единице, а при сжимающих определяют по формуле

Для ориентировочного и быстрого определения допустимого

где Dy —условный диаметр трубопровода, м.

Действительные радиусы R упругого изгиба трубопровода в вер­ тикальной и горизонтальной плоскостях должны быть больше RAon. При R < Raon следует применять специальные гнутые вставки труб.

§4.2. Уточнение толщин стенок труб на отдельных участках магистрального трубопровода

Магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы в целом относятся к третьей или четвертой категории. П о­ этому при расчете толщины стенки для них принимают ш 0 = 0,9. Однако отдельные участки магистральных трубопроводов могут иметь иную категорию. Поэтому толщина стенки на этих участках требует уточнения.

Сведения о категориях участков магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов приведены в табл. 4.2.

105

Таблица 4.2

Категории участков магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов

106

Продолжение таблицы 4.2

выше населенных пунктов и промышленных предприятий на расстоянии от них до 300 м при диаметре труб 700 мм и менее, до 500 м при диаметре труб свыше 700 до 1000 мм включительно; до 1000 м при диаметре труб свыше 1000 мм

Для уточнения толщины стенки труб на участках I и II катего­ рий необходимо определить границы этих участков на местности, по которой прокладывается нефтепродуктопровод.

Коэффициент условий работы ш 0 = 0,75 для участков нефтепродуктопроводов I и II категории и т 0 = 0,6 — для участков категории В определяет необходимость создания повышенного запаса прочности нефтепровода по сравнению с участками III и IV категорий. А это, в свою очередь, ставит задачу сравнения ра­ бочего давления на отдельных участках нефтепродуктопровода с разрешенным по условию создания требуемого запаса прочности материала труб.

107

Сравнение удобно выполнять графоаналитическим методом, при котором на сжатом профиле нефтепродуктопровода анализируется взаимное расположение пьезометрических линий, соответствующих предельным (по давлению) режимам эксплуатации нефтепродуктоп­ ровода с так называемой эпюрой разрешенных напоров в нефтепродуктопроводе (рис. 4.1). Под эпюрой разрешенных напоров понима­ ется совокупность всех точек, отстоящих от линии сжатого профиля на величину максимального напора (в выбранном масштабе высот), который допустим в трубопроводе по условиям прочности с учетом материала труб, диаметра и толщины стенки, а также категории уча­ стка нефтепродуктопровода.

В том случае, если нефтепродуктопровод сооружен из одинако­ вых труб с постоянной толщиной стенки, а на трассе отсутствуют участки повышенной опасности, эпюра разрешенных напоров пол­ ностью копирует сжатый профиль нефтепродуктопровода, только находится выше его на величину максимально допустимого напора (давления) в выбранном масштабе высот.

На участках повышенной опасности (категории В, I и II) эпюра разрешенных напоров также копирует сжатый профиль участка, но при той же толщине стенки труб расположена ближе к линии про­ филя, так как максимально допустимый напор (давление) на этом участке уменьшается.

Таким образом, эпюра разрешенных напоров, в целом копируя сжатый профиль нефтепродуктопровода, на границах участков раз­ личной категории изменяется скачком. Этот скачок на участках по­ вышенной категории при неизменной толщине стенок труб и марки стали направлен вниз, а в случае увеличения толщины стенки трубы или применения более прочной стали может быть уменьшен, равен нулю или даже направлен вверх.

Величины максимально допустимых напоров для участков раз­ личных категорий, необходимые для построения эпюры разрешен­ ных напоров всего нефтепродуктопровода, определяются по формуле

При анализе взаимного расположения пьезометрических линий предельных режимов эксплуатации нефтепроводов и эпюры разре­ шенных напоров принимается решение об изменении толщины стен­ ки труб или применении более прочных сталей в том случае, если пьезометрические линии предельных режимов на каком-либо участ­ ке пересекаются с эпюрой разрешенных напоров. Участки, прилега­ ющие к насосным станциям, относятся к категории повышенной

108