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;

₂₀ - плотность нефти при 20 С, кг/м³ (852 кг/м³);

 - температурная поправка, кг/(м³  С)

 = 1,825 - 0,001315 ₂₀ = 1,825 - 0,001315  852 = 0,705 [кг/(м³  С)],

тогда плотность при t = 10 С:

_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;- коэффициент, значение которого определяется по известным значениям вязкостей при двух других температурах.

.

₁₀ =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 (зона гидравлически 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;_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		мм	5,16	7,49	8,53
11	 (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	Перевальная точка	-	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

В результате выполнения работы разработан проект магистрального нефтепровода для перекачки нефти на расстояние 440 км с производительностью 17 млн. т./год в условиях перепада температур от -2 °С до 10 °С.

Технологический расчет нефтепровода проведен для самых невыгодных условий (какими являются условия с наиболее низкими температурами), т. к. при низких температурах вязкость нефти, а, следовательно, и гидравлические потери максимальны.

Для определения экономически наивыгоднейшего проекта нефтепровода выполнены гидравлический и механический расчеты для 3-х конкурирующих диаметров нефтепровода: 529 мм, 720 мм, 820 мм; определяющие число нефтеперекачивающих станций и толщину стенки нефтепровода.

Оптимальным оказался диаметр 720 мм, для него же был произведен выбор основного оборудования.

Для определения рабочей точки произведено построение совмещенной характеристики трубопровода и насосных станций в летних и зимних условиях, что позволяет проверить работу трубопровода при изменении климатических показателей, и как следствие свойств нефтепродуктов.