- •Введение
- •1. Исходные данные для технологического расчета трубопроводов и их обработка
- •Средние температурные поправки плотности и коэффициенты объемного расширения
- •Справочные данные по некоторым нефтям [4]
- •Стоимость сооружения насосных станций*
- •Поправочный коэффициент на топографические условия трассы
- •Рекомендуемые суммарные полезные объемы резервуарных парков нефтепроводов
- •Коэффициент использования емкости
- •2. Последовательность определения параметров нефтепровода
- •Эквивалентная шероховатость труб (данные а.Д.Альтшуля)
- •3. Регулирование совместной работы насосных станций и нефтепровода
- •4. Расстановка нефтеперекачивающих станцийпо трассе нефтепровода
- •5. Расчет нефтепровода при заданном расположении перекачивающихстанций
- •6. Выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода
- •7. Режим работы трубопровода при отключении промежуточной насосной станции
- •8. Методы увеличения производительности нефтепроводов
- •9. Расчет подводящих (всасывающих) трубопроводов подпорных насосов головной насосной станции
- •10. Примеры расчетов
- •Решение
- •Решение
- •Решение
- •Решение
- •Решение
- •Данные для построения совмещенной характеристики
- •Решение
- •Решение
- •Решение
- •Решение
- •Напоры и подпоры насосных станций при различных количествах работающих насосов и комбинациях их включения
- •Удельные энергозатраты на перекачку для условий примера 10.9
- •Решение
- •Библиографический список
- •Приложения
- •Приложение 1 Характеристики труб для нефтепроводов и нефтебаз
- •Характеристики труб для магистральных нефтепроводов
- •Характеристики труб сварных для магистральных газонефтепроводов (гост 20295-85)
- •Приложение 2 Насосы нефтяные магистральные (нм)
- •Техническая характеристика спиральных насосов типа нм
- •Справочные данные по спиральным насосам типа нм
- •Приложение 3 Нефтяные насосы типов нДвН и нДсН
- •Техническая характеристика насосов типа нДвН и нДсН
- •Справочные данные по насосам типов нДвН и нДсН
- •Приложение 4 Нефтяные подпорные вертикальные насосы типа нпв
- •Техническая характеристика насосов типа нпв
- •Справочные данные по насосам типа нпв
- •Приложение 5 Нефтяные подпорные насосы типа нмп
- •Техническая характеристика насосов типа нпв
- •Справочные данные по насосам типа нмп
- •Приложение 6 Графические характеристики некоторых магистральных центробежных насосов
- •Приложение 7 Графические характеристики некоторых подпорных центробежных насосов
- •Оглавление
- •А.А. Коршак, е.А. Любин
Решение
1. По формуле (4.1) вычисляем длину перегона, на который хватило бы напораHст1при условии, что нефтепровод был бы горизонтальным,
.
2. Нарис.10.2в начале нефтепровода (точкаА1) вверх в вертикальном масштабе откладываем напорНст1= 663,3 м, а вправо в горизонтальном масштабе= 92371 м. Линия, соединяющая концы данных отрезков, есть гидравлический уклон в нефтепроводе с учетом местных сопротивлений.
3. В точке пересечения линии гидравлического уклона с профилем трассы (точкаА2) располагается НС-2. Откладывая от нее вверх в масштабе напорНст2= 663,3 м и проводя через полученную точку линию гидравлического уклона, в месте ее пересечения с профилем трассы находим место расположения следующей НС-3 (точкаА3).
4. Положение НС-4 и НС-5 определяется аналогично, но напор
Нст4=Нст5= 2 · 221,1 = 442,2 м.
5. В заключение проверяется правильность расстановки насосных станций. Для этого в точке А5вверх откладывается напор
Нст5+hпн–Hкп= 442,2 + 49,1 – 30 = 461,3 м.
Линия гидравлического уклона, проведенная из полученной точки, приходит точно в конечную точку трубопровода на профиле. Следовательно, все построения выполнены верно.
Аналогично выполняется расстановка станций в пределах каждого эксплуатационного участка, когда таких участков несколько.
Пример 10.8. Определить все возможные режимы работы нефтепровода диаметром 512 мм и протяженностью 520 км для перекачки нефти вязкостью 0,997 10–4 м2/с и плотностью 855 кг/м3. Пять насосных станций оборудованы основными насосами НМ 1250-260 с роторами диаметром 395 мм, а на головной насосной станции установлены подпорные насосы НПВ 1250-60 с роторами диаметром 445 мм. Нивелирные высоты мест расположения насосных станций и длина обслуживаемых ими участков: zн = z1 =20 м; l1 = 105 км; z2 = 30 м; l2 = 107 км; z3 = 20 м; l3 = 104 км; z4 = 65 м; l4 = 105 км; z5 = 85 м; l5 = 100 км; zк = −30 м. Принять Hкп = 30 м.
Рис.10.2. Расстановка насосных станций по трассе нефтепровода
для условий примера 10.7
Решение
1. Напоры основных и подпорных насосов при подачах, соответствующих границам рабочей зоны, по формуле (2.3)
;
;
;
;
;
.
2. Вычисляем коэффициенты напорных характеристик основных (Б*, А, Б) и подпорных (bп*,ап,bп) насосов по формулам
;
При m = 0,25
;
;
;
;
;
;
При m= 0,1
;
;
;
;
;
.
3. Разность нивелирных высот конца и начала трубопровода
Δz =zк−zн= − 30 – 20 = − 50 м.
4. Предположим, что режим перекачки турбулентный, зона трения – гидравлически гладкие трубы. Тогда по формуле (5.2) величина гидравлического уклона при единичном расходе
.
5. При общем числе работающих основных насосов на насосных станцияхnн= 15 получаем,.
Подставляя данные в (5.1), получим
.
6. Число Рейнольдса при этом расходе по формуле (2.17)
.
Так как Re<ReI, то режим перекачки выбран верно.
7. Максимально допустимый напор на выходе из насосных станций
,
а допустимый кавитационный запас на входе в основные насосы вычисляем по формуле (1.10)
.
С учетом потерь напора в обвязке насосных станций примем минимальный подпор на их входе ΔHmin= 25 м.
8. Предположим, что на каждой станции включено последовательно по три основных насоса. Соответственно, подпоры и напоры насосных станций в соответствии с формулами (5.3) составят:
;
;
Так как разрешенное значение минимального подпора ΔHminна входе в насосную станцию № 2 больше Δh2, то работать с 15 основными насосами нельзя.
9. Полагая, что общее число основных насосов на всех станцияхnн= 14, находим
,;
по формуле (5.1)
.
10. Число Рейнольдса по формуле (2.17)
.
11. Величины подпоров и напоров насосных станций при количестве включенных насосов на станциях 3-3-3-3-2:
;
;
Так как для всех насосных станций неравенства (5.4) выполняются, то работоспособность нефтепровода обеспечивается.
Результаты расчета напоров и подпоров при другом количестве работающих насосов и различных комбинациях их включения на станциях представлены в табл.10.2.
Пример 10.9. Используя результаты расчетов в примере 10.8, определить оптимальные режимы работы нефтепровода. В качестве привода основных насосов используются электродвигатели типа СТДП 1250-2УХЛ4 (мощность Nном мн = 1250 кВт), подпорныхВАОВ500М-4У1 (Nном2= 400 кВт).