
- •Учебно-методическое пособие
- •Технологический расчет магистрального нефтепровода
- •Исходные данные для технологического расчета нефтепровода:
- •Р ис.1 Зависимость рекомендуемой скорости перекачки от производительности трубопровода
- •Параметры магистрального трубопровода [1]
- •Основные параметры магистральных насосов серии нм [2]
- •Основные параметры подпорных насосов серии нпв [2]
- •Значения коэффициентов λ, β и m для различных режимов течения жидкости
- •При округлении числа нпс в меньшую сторону:
- •Трассе нефтепровода постоянного диаметра
- •Литература
- •Коэффициенты q-h характеристики нефтяных магистральных насосов серии нм
- •Коэффициенты q-h характеристики нефтяных подпорных насосов серии нпв
- •Приложение г Исходные данные для технологического расчета магистрального нефтепровода
Значения коэффициентов λ, β и m для различных режимов течения жидкости
Режим течения |
λ |
m |
β, с2/м |
|
ламинарный |
64/Re |
1 |
4,15 |
|
турбулентный |
гидравлическигладкие трубы |
0,3164/Re0,25 |
0,25 |
0,0246 |
смешанное трение |
0,11.
(68/Re+ |
0,123 |
0,0802.10(0,127lg |
|
квадратичное трение |
0,11. 0,25 |
0 |
0,0826.λ |
Суммарные потери напора в трубопроводе составляют
Н = 1,02hτ + ΔZ + Nэ. hост (20)
где 1,02 – коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода; ΔZ = Zк - Zн – разность геодезических отметок, м; Nэ – число эксплуатационных участков (назначается согласно протяженности эксплуатационного участка в пределах 400 – 600 км [1]); hост – остаточный напор в конце эксплуатационного участка, hост = 30 – 40 м.
Гидравлический уклон магистрали определяется как отношение потерь напора на трение hτ к расчетной длине нефтепровода Lp по формуле
.
(21)
На основании уравнения баланса напоров
Nэ . hп + no . Нст = 1,02hτ + ΔZ + Nэ. hост (22)
необходимое число перекачивающих станций составит:
.
(23)
Как правило, значение nо оказывается дробным, его следует округлить до ближайшего целого числа. Округление может быть произведено как в большую, так и в меньшую сторону.
При округлении числа НПС в меньшую сторону (рис. 2), то есть при n<n0 напора станций недостаточно, следовательно, для обеспечения плановой производительности Q необходимо уменьшить гидравлическое сопротивление трубопровода прокладкой дополнительного лупинга. При этом характеристика трубопровода станет более пологой и рабочая точка А1 сместится до положения А2. Длину лупинга lл можно рассчитать из соотношения:
,
(24)
где
(25)
При
равенстве Dл
= Dвн
величина
.
При округлении числа станций в большую сторону (n>n0) целесообразно предусмотреть вариант циклической перекачки. При циклической перекачке эксплуатация нефтепровода осуществляется на двух режимах (рис. 3): часть планового времени τ2 перекачка ведется на повышенном режиме с производительностью Q2>Q (например, если на каждой НПС включено mм магистральных насосов). Остаток времени τ1 нефтепровод работает на пониженном режиме с производительностью Q1<Q (например, если на каждой НПС включено (mм – 1) магистральных насосов).
Параметры циклической перекачки определяются из решения системы уравнений
Q
1τ1+Q2τ2=Vг
;
(26)
τ1+τ2=24Nр ,
где Vг – плановый (годовой) объем перекачки нефти, Vг = 24 . Np . Q; τ1, τ2 – продолжительность работы нефтепровода на первом и втором режимах.
Значения Q1 и Q2 определяются графически из совмещенной характеристики нефтепровода и НПС (рис.3) либо аналитически.
Решение системы (26) сводится к вычислению τ1 и τ2
;
(27)
Рис. 2. Совмещенная характеристика нефтепровода