Проетирование нефтепровода (стр. 4 из 5)

где а и b – коэффициенты аппроксимации (a = 258,8 м, b = 8,59∙10^-6 ч²/ м⁵).

Таблица 2. Характеристика работы насоса НМ 2500–230 на нефти

Q, м3/ч	0	500	1000	1500	2000	2237	2500	3000
H, м	258,8	258,35	257,27	255,69	253,66	252,55	251,21	248,35
N, кВт	0	986	1104	1253	1448	1565	1726	2119
, %	0	30,98	55,1	72,38	82,8	85,34	86	83,1

Аналогично характеристика Q-

апроксимируется зависимостью:

где:

- коэффициенты, соответственно ,

Для насоса НМ2500–230 коэффициенты

равны:

Рисунок 3.Q– η характеристика насоса НМ 2500–230

Рисунок 4. Характеристика насоса НМ 2500–230

Для построения характеристики сети запишем зависимость между гидравлическими потерями и расходом:

где H_r – геодезическая высота, м;

h_п – напор необходимый для преодоления гидравлических потерь, м.

Таблица 3. Характеристика работы сети

Q, м3/ч	0	500	1000	1500	2000	2237	2500	3000
Hс, м	-59	52,74	316,85	705,15	1205,22	1478,92	1809,16	2511,28

Рисунок 5. Совмещенная характеристика сети.

Рабочая точка получилась при Q = 2160 м³/ч, т.е. не соответствует нашему значению. Для этого применим метод изменения числа оборотов:

где: n₁ – новое значение числа оборотов.

Необходимое число оборотов можно определить по формуле:

где n_ном – номинальная частота вращения ротора нагнетателя, об./мин.;

∆Н – величина недостающего (избыточного) напора приходящаяся на один нагнетатель, м; (в случае недостающего напора ∆Н < 0)

где а и b – коэффициенты аппроксимации (a = 258,8 м, b = 8,59∙10^-6 ч²/ м⁵).

Таблица 4. Характеристика работы насоса НМ 2500–230 на нефти

Q, м3/ч	0	500	1000	1500	2000	2237	2500	3000
H, м	269,15	268,7	267,62	266,04	264,01	262,9	261,56	258,7

Рисунок 6. Совмещенная характеристика трубопровода и насосных станций после изменений

Мы получили, что Q = 2190 м³/ч, что входит в предел допустимого:

(2237–2190)/2237·100% = 2%

При этом, напор Н = 1660 м, тогда (1660–74)/6 = 264,3 м.

Напор на выкиде ГНПС: 602,6 м

Напор на выкиде НПС: 528,6 м

Данные напоры не превышают допустимого напора (Н_доп = 634,53 м).

9. Расстановка НПС

Расстановку насосных станций произведем по методу В.Г. Шухова на сжатом профиле трассы.

Определение местоположения станций связано с выполнением следующего требования: напор на выходе любой НПС не должен превышать

, найденный из условия прочности, и не должен быть меньше такого , чтобы на последующей станции была обеспечена бескавитационная работа насосов.

От начальной точки трассы, где должна находиться головная станция, в масштабе высот профиля отложим по вертикали напор

, развиваемый станцией. Из конца полученного отрезка проведем линию гидравлического уклона. Точка пересечения ее с линией – место расположения второй станции. От этой точки вновь отложим напор, развиваемый станцией, проведем линию гидроуклона и т.д. Линия гидроуклона, идущая от последней станции, должна придти к конечной точке трассы с некоторым остатком напора (необходимым, как правило, для обеспечения взлива нефти или нефтепродукта в резервуар на конечном пункте).

10. Проверка работы трубопровода в летних условиях

Поскольку летом из-за понижения вязкости нефти смещается рабочая точка на совмещенной характеристике, то возникает необходимость проверки работы трубопровода в летних условиях на предмет непревышения напорами на нагнетательных линиях станций предельно допустимых напоров из условия прочности и непревышения минимально допустимыми подпорами перед станциями реальных подпоров, приходящих на станции.

Для этого на ранее построенную совмещенную характеристику насосных станций и трубопровода наносят, предварительно рассчитав, координаты трех-четырех точек, напорную характеристику трубопровода при летних условиях. Затем по методу В.Г. Шухова проводят соответствующие линии пьезометрических напоров (гидравлических уклонов). Если напоры или подпоры на какой–либо станции вышли за допустимые пределы, следует изменить ее местоположение, чтобы и в зимних и в летних условиях напоры и подпоры находились в допустимых пределах.

Определение плотности

Произведём перерасчёт плотности на заданную температуру:

,

где: t = t_max= 10°С;

r₂₀ – плотность нефти при 20 °С, кг/м³ (852 кг/м³);

x – температурная поправка, кг/(м³ ×°С)

x = 1,825 – 0,001315 r₂₀ = 1,825 – 0,001315 × 852 = 0,705 [кг/(м³×°С)],

тогда плотность при t = 10 °С:

r_t = 852 – 0,705× (10 – 20) = 859,05 (кг/м³).

Определение вязкости

Вязкость при температуре t определится по формуле:

,

где:

– коэффициент кинематической вязкости при температуре t₁;

U – коэффициент, значение которого определяется по известным значениям вязкостей при двух других температурах.

.

n₁₀ =15×e ^{- 0,017 × (10 – 20)} = 17,78 (cСт).

Определение расчетной часовой пропускной способности нефтепровода

где: N_Р – расчетное число суток работы нефтепровода (355 сут, [3]);

G – годовая пропускная способность нефтепровода, млн т/год.

.

.

Определение режима потока

Определим число Рейнольдса:

Переходные значения числа Рейнольдса:

Так как 2320<Re<Re_1пер, то режим течения турбулентный (зонагидравлически гладких труб).

Определение гидравлического уклона

Определим гидравлический уклон по формуле:

,

Для построения характеристики сети запишем зависимость между гидравлическими потерями и расходом:

где H_r – геодезическая высота, м;

h_п – напор необходимый для преодоления гидравлических потерь, м.

Таблица 5. Характеристика работы сети

Q, м3/ч	0	500	1000	1500	2000	2322,69	2500	3000
Hс, м	-59	60,73	343,72	759,78	1295,58	1700,9	1942,69	2695

Рисунок 7. Совмещенная характеристика работы насосных станций и сети

Сводная таблица расчётов

№п/п	Параметр	Ед. изм	Вариант
			1	2	3
1	Dн	м	0,529	0,72	0,82
2	Марка стали	-	17Г1С	17Г1С	17Г1С
3	R1н	МПа	510	510	510
4	m	-	0,9	0,9	0,9
5	k1	-	1,47	1,47	1,47
6	kн	-	1	1	1,05
7	R1	МПа	312,24	292,36	292,36
8	p	МПа	5,4	5,4	5,4
9	n	-	1,15	1,15	1,15
10	d	мм	5,16	7,49	8,53
11	d (станд.)	мм	6	7,5	9
12	σN	МПа	35,37	47,54	39,95
13	Dвн	м	0,517	0,705	0,802
14	Re	-	70190	51473	45247
15	Re1пер	-	103400	141000	160400
16	Re2пер	-	5170000	7050000	8020000
17	kэ	м	0,00005	0,00005	0,00005
18	i	м/м	0,0167	0,0038	0,0021
19	Перевальнаяточка	-	нет	нет	нет
20	Lp	км	440	440	440
21	Δz	м	-59	-59	-59
22	H	м	7392,48	1659,72	904,24
23	Hстдоп	м	634,53	634,53	634,53
24	Δh	м	45	45	45
25	nст	-	13	3	2
26	кт	-	1,18	1,18	1,18
27	ктер	-	0,99	0,99	0,99
28	К	тыс. у. е.	71483,33	56876,15	61331,69
29	Cэ	у. е./кВт ч	0,0128	0,0128	0,0128
30	Зэ	тыс. у. е.	6686,41	1543,017	1028,678
31	Э	тыс. у. е.	13113,395	4822,963	4438,427
32	S	тыс. у. е.	23835,89	13354,386	13638,18

Заключение