- •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
Удельные энергозатраты на перекачку для условий примера 10.9
Номер режима |
Производительность перекачки, м3/ч |
Еуд, (кВтч)/т |
Номер режима |
Производительность перекачки, м3/ч |
Еуд, (кВтч)/т |
1 |
990,0 |
11,1 |
28 |
539,8 |
4,93 |
10 |
855,0 |
10,2 |
32 |
467,6 |
4,14 |
14 |
812,8 |
8,35 |
35 |
383,5 |
3,27 |
18 |
767,6 |
7,70 |
36 |
383,5 |
3,27 |
22 |
713,8 |
7,07 |
39 |
340,6 |
2,02 |
23 |
713,8 |
7,07 |
|
|
|
10. На основании данных табл.10.3 наносим на график (рис.10.3) величины удельных энергозатрат на перекачку при соответствующей производительности нефтепровода и проводим через них огибающую ломаную линию.
Как видно из рис.10.3, величины удельных энергозатрат, соответствующие режимам 10, 32, 35 и 36, находятся выше огибающей ломаной линии, что свидетельствует о неэкономичности этих режимов.
Рис.10.3. Зависимость удельных энергозатрат на перекачку
от производительности нефтепровода для условий примера 10.9
Таким образом, рассматриваемый нефтепровод может экономично работать только на режимах 1, 14, 18, 22, 23, 28 и 39.
11. Имея перечень возможных экономичных режимов перекачки, нетрудно вычислить продолжительность работы на каждом из них для выполнения планового задания.
Пусть, например, в течение месяца (τпл= 720 ч) необходимо перекачатьVпл= 650000 м3нефти. При этом средняя производительность перекачки в этот период
.
Ближайшие к данной производительности экономичные расходы перекачки Q1= 855 м3/ч иQ2= 990 м3/ч.
По формулам (6.5) находим продолжительность работы нефтепровода на этих режимах
;.
Удельные затраты электроэнергии при такой работе по формуле (6.6)
.
Пример 10.10. Рассчитать давление на входе в первый (НПВ-1) по ходу подпорный насос для схемы перекачивающей станции, приведенной нарис.10.4. Перекачивается нефть, имеющая плотность 860 кг/м3и кинематическую вязкость 2510–6м2/с, с расходом 1100 м3/ч насосами НПВ 1250−60. Принять, что наиболее удаленный резервуар Р1 находится на расстоянии 870 м от подпорного насоса, остальные величины:zp= 5 м,zпн= −1,5 м,kэ= 0,2 мм. Нефть, имеющая температуру начала кипения 315 К, перекачивается при температуре 293 К.
Решение
1. Средняя скорость нефти в трубопроводе по формуле (2.15)
во входном патрубке насоса
.
2. Числа Рейнольдса по формуле (2.17)
;.
Рис.10.4. Технологическая схема головной насосной станции
1 – подпорная насосная; 2 – узел учета; 3 – основная насосная; 4 - площадка регуляторов;
5 – площадка запуска внутритрубных инспекционных снарядов; 6 – резервуарный парк
3. Коэффициент гидравлического сопротивления в трубопроводе по формуле (2.21)
.
4. Гидравлический уклон и потери напора в трубопроводе
;.
5. Согласно технологической схеме, приведенной на рис.10.4, на пути нефти от резервуара до насоса имеют место следующие местные сопротивления: выход жидкости из резервуара; однолинзовый компенсатор; две задвижки; тройник с поворотом; два отвода 90°; фильтр; вход в вертикальный насос; диффузор; конфузор.
6. По формулам (9.7)-(9.14) вычисляем коэффициенты этих сопротивлений:
;
;
;
;
.
Остальные величины ξ принимаем по рекомендациям раздела 9: для выхода жидкости из резервуара ξвых= 0,92; для полностью открытой задвижки ξзадв= 0,15; для фильтра ξф= 2,2; для тройника с поворотом ξтр= 3,0.
Таким образом, сумма величин коэффициентов местного сопротивления
7. Суммарные потери напора на местных сопротивлениях по формуле (2.32)
.
8. Напор на входе в насос по формуле (9.2), в которойHвзлпринимаем равной взливу «мертвого» остатка 0,3 м,
.
9. Давление насыщенных паров нефти при температуре перекачки
напор, соответствующий Ps,
.
10. Число Рейнольдса для насоса по формуле
.
Так как Reн> 9330, то коэффициент сопротивления на входе в насос ξвх= 1,0.
11. Поправки к кавитационному запасу на температуру и вязкость по формулам (9.5)
;.
12. Допустимый кавитационный запас насоса при перекачке нефти
Δhдоп.н= Δhдоп.в– 1,1(Δht–Δhν) = 2,2 – 1,1(1 – 0,019) = 1,21 м.
13. Правая часть неравенства (9.3)
.
Так как 11,5 > 6,64, то неравенство выполняется и, следовательно, всасывающая способность подпорного насоса обеспечена. Таким образом, давление на входе в подпорный насос составляет
Pвх= 11,5·860·9,81=97021 Па.