Проектирование магистрального нефтепровода

;

.

По графику рис.3.5.1., находим βN=25,5.

Определяем критическое усилие для криволинейных участков трубопровода по формулам

,

.

Из двух значений выбираем наименьшее и проверяем условие

0,9х6,761х106=6,085 МН >5,345 МН

Условие устойчивости криволинейных участков выполняется.

 

2.  Гидравлический расчёт трубопровода

 

2.1 Гидравлический расчет нефтепровода, определение числа перекачивающих станций

Определяем секундный расход нефти и ее среднюю скорость по формулам

,

Определяем режим течения

 

Так как Re>2320, режим течения жидкости турбулентный.

Определим зону трения

Для этого определяем относительную шероховатость труб при kэ=0,05мм

Первое переходное число Ренольдса

 

 

Второе переходное число Ренольдса

Так как Re< ReI, то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб, поэтому коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по формуле из таблицы (3.6.1)

.

Определяем гидравлический уклон в нефтепроводе по формуле

.

Определяем полные потери в трубопроводе, приняв Нкп=40 м. Число эксплуатационных участков определяем по формуле

,

,

.

Определяем расчетный напор одной станции по формуле

Расчетное число насосных станций определяем по формуле

.

Если округлить число НПС в меньшую сторону (6 станций), то гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой лупинга. Приняв диаметр лупинга равным диаметру основного трубопровода, найдем значение ω и длину лупинга по формулам

.

.

Строю совмещенную характеристику нефтепровода постоянного диаметра и нефтепровода, оборудованного с лупингом и нефтеперекачивающих станций. Для этого выполню гидравлический расчет нефтепровода в диапазоне от 1900 до 3100м3/ч с шагом 200 м3/ч. Результаты вычислений представлены в таблице 1.

 

Таблица 1 - результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций

Расход Q, м3/ч	Напор насосов		Характеристика трубопровода		Характеристика нефтеперекачивающих станций
	Hм, м	Hп, м	с постоян-ным диаметром Н=1,02 iLр+Δz+ Nэhост	с лупингом Н=1,02 i[Lр-lл(1-ω)]+Δz+ Nэhост	14	18	19	20	21
1900	186,1	76,1	1651,16	1585,466	2681,5	3425,9	3612	3798,1	3984,2
2100	172,6	75,3	1957,75	1878,132	2491,7	3182,1	3354,7	3527,3	3699,9
2300	157,8	74,4	2285,93	2194,85	2283,6	2914,8	3072,6	3230,4	3388,2
2500	141,7	73,5	2633,44	2527,61	2057,3	2624,1	2765,8	2907,5	3049,2
2700	124,2	72,4	3005,38	2884,42	1811,2	2308	2432,2	2556,4	2680,6
2900	105,4	71,3	3395,45	3257,27	1546,9	1968,5	2073,9	2179,3	2284,7
3100	85,3	70,1	3809,503	3654,17	1264,3	1605,5	1690,8	1776,1	1861,4

 

График совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающей станции представлен в приложении 1.

Точка пересечения М характеристики нефтепровода с лупингом и нефтеперекачивающих станции (n=6) подтверждает правильность определения длины лупинга, так как QМ=Q=2529,715 м3/ч.

При округлении числа НПС в большую сторону рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и нефтеперекачивающей станции при n=7, m=3 рабочая точка переместится в точку М2, а расход соответствует Q2=2612 м3/ч. Если на каждой НПС отключить по одному насосу  n=7, m=2, то рабочая точка переместиться в точку М1, а нефтепровод будет работать с производительностью   Q1=2300м3/ч.

Так как выполняется условие Q1< Q< Q2, по формуле 3.6.17 рассчитываем время работы нефтепровода на режимах, соответствующих расходам Q1 и Q2.

 

2.2  Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода

Рассмотрим расстановку станций на местности исходя из максимальной производительности нефтепровода при n=7 и Q2=5280 м3/ч.

Гидравлический уклон при максимальной производительности составляет i=0,006648.

Напоры, развиваемые подпорными и магистральными насосами при максимальной подаче Q2, равны

Нмн=246,7–16,8х10-6х26122=132,08 м,

Нпн=79,7-10-6х26122=72,877 м.

Расчетный напор станции составит

.

   Найдем 

     Результаты расстановки станций приведены в таблица 2

Таблица 2 - расчетные значения высотных отметок НПС и длин линейных участков нефтепровода

Нефтеперекачивающая станция	Высотная отметка zi, м	Расстояние от начала нефтепровода, км	Длина линейного участка . км
ГНПС-1	63	0	58,4
НПС-2	62,5	58,4	58,1
НПС-3	59,8	116,5	59
НПС-4	47,1	175,5	56,1
НПС-5	58,4	231,6	56,4
НПС-6	59,18	288	58
НПС-7	61,2	346	64
КП	62,4	410	–

 

3.  Определение оптимальных режимов работы нефтепровода

 

3.1.  Графический метод

Рассмотрим режимы работы магистрального нефтепровода.

Построим суммарную совмещенную характеристику линейных участков нефтепровода и НПС. Задаваясь расходами от 700 до 3100 м3/ч, определяем режимы течения нефти и рассчитываем потери напора на отдельных участках нефтепровода.

Найдем напоры подпорного и магистральных насосов. Результаты расчетов приведены  в таблице 3

 

 

 

Таблица 3 - результаты гидравлического расчета участков нефтепровода и напорных характеристик насосов

 

Q,м3/ч	700	900	1100	1300	1500	1700	1900	2100	2300	2500	2700	2900	3100
w,м/с	0,50	0,65	0,79	0,93	1,08	1,22	1,35	1,51	1,65	1,80	1,94	2,08	2,23
Re	5876	7554,95	9233,86	10912,70	12591,58	14270,46	15957,43	17637,20	19316,88	20996,60	22676,34	24356,10	26035,8
λ	0,04	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,02
i	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01
H(мн),м	238,47	233,09	226,37	218,31	208,90	198,15	186,10	172,60	157,80	141,70	124,20	105,40	85,30
Н(пн),м	79,21	78,89	78,49	78,01	77,45	76,81	76,10	75,30	74,40	73,50	72,40	71,30	70,10
Н1,м	38,93	60,74	86,53	116,02	149,19	185,89	225,86	269,34	316,40	365,84	418,86	474,26	533,23
Н2,м	75,47	118,96	170,41	229,23	295,42	368,62	448,35	535,10	628,98	727,60	833,36	943,88	1061,52
Н3,м	102,60	168,12	245,63	334,24	433,95	544,22	664,34	795,02	936,43	1085,01	1244,33	1410,81	1588,03
Н4,м	151,79	238,25	340,53	457,47	589,05	734,57	893,08	1065,53	1252,15	1448,23	1658,47	1878,17	2112,04
Н5,м	190,65	298,17	425,36	570,77	734,40	915,36	1112,47	1326,91	1558,98	1802,80	2064,25	2337,45	2628,27
Н6,м	231,83	361,00	513,82	688,51	885,09	1102,49	1339,30	1596,93	1875,73	2168,66	2482,76	2810,97	3160,36
Н7,м	316,25	469,31	650,39	857,40	1090,34	1347,95	1628,56	1933,85	2264,22	2611,33	2983,53	3372,45	3786,47
К
0	79,21	78,89	78,49	78,01	77,45	76,81	76,1	75,3	74,4	73,5	72,4	71,3	70,1
1	317,67	311,982	304,862	296,318	286,35	274,958	262,2	247,9	232,2	215,2	196,6	176,7	155,4
2	556,14	545,074	531,234	514,626	495,25	473,106	448,3	420,5	390	356,9	320,8	282,1	240,7
3	794,61	778,166	757,606	732,934	704,15	671,254	634,4	593,1	547,8	498,6	445	387,5	326
4	1033,082	1011,258	983,978	951,242	913,05	869,402	820,5	765,7	705,6	640,3	569,2	492,9	411,3
5	1271,55	1244,35	1210,35	1169,55	1121,95	1067,55	1006,6	938,3	863,4	782	693,4	598,3	496,6
6	1510,018	1477,442	1436,722	1387,858	1330,85	1265,698	1192,7	1110,9	1021,2	923,7	817,6	703,7	581,9
7	1748,486	1710,534	1663,094	1606,166	1539,75	1463,846	1378,8	1283,5	1179	1065,4	941,8	809,1	667,2
8	1986,954	1943,626	1889,466	1824,474	1748,65	1661,994	1564,9	1456,1	1336,8	1207,1	1066	914,5	752,5
9	2225,422	2176,718	2115,838	2042,782	1957,55	1860,142	1751	1628,7	1494,6	1348,8	1190,2	1019,9	837,8
10	2463,89	2409,81	2342,21	2261,09	2166,45	2058,29	1937,1	1801,3	1652,4	1490,5	1314,4	1125,3	923,1
11	2702,358	2642,902	2568,582	2479,398	2375,35	2256,438	2123,2	1973,9	1810,2	1632,2	1438,6	1230,7	1008,4
12	2940,826	2875,994	2794,954	2697,706	2584,25	2454,586	2309,3	2146,5	1968	1773,9	1562,8	1336,1	1093,7
13	3179,294	3109,086	3021,326	2916,014	2793,15	2652,734	2495,4	2319,1	2125,8	1915,6	1687	1441,5	1179
14	3417,762	3342,178	3247,698	3134,322	3002,05	2850,882	2681,5	2491,7	2283,6	2057,3	1811,2	1546,9	1264,3
15	3656,23	3575,27	3474,07	3352,63	3210,95	3049,03	2867,6	2664,3	2441,4	2199	1935,4	1652,3	1349,6
16	3894,698	3808,362	3700,442	3570,938	3419,85	3247,178	3053,7	2836,9	2599,2	2340,7	2059,6	1757,7	1434,9
17	4133,166	4041,454	3926,814	3789,246	3628,75	3445,326	3239,8	3009,5	2757	2482,4	2183,8	1863,1	1520,2
18	4371,634	4274,546	4153,186	4007,554	3837,65	3643,474	3425,9	3182,1	2914,8	2624,1	2308	1968,5	1605,5
19	4610,102	4507,638	4379,558	4225,862	4046,55	3841,622	3612	3354,7	3072,6	2765,8	2432,2	2073,9	1690,8
20	4848,57	4740,73	4605,93	4444,17	4255,45	4039,77	3798,1	3527,3	3230,4	2907,5	2556,4	2179,3	1776,1
21	5087,038	4973,822	4832,302	4662,478	4464,35	4237,918	3984,2	3699,9	3388,2	3049,2	2680,6	2284,7	1861,4

 

График совмещенной характеристики участков нефтепровода и  характеристики НПС в приложении 2.

Из совмещенной характеристики найдем значения подпор ab на входе и напоров на выходе каждой НПС. Для первого режима, соответствующего двум работающим магистральным насосам на каждой НПС (режим 3-3-3-3-3-3-3), производительность перекачки определяется пересечением характеристики нефтепровода 7 и суммарной характеристики НПС при кМ=21, (рабочая точка М2) и соответствует значению Q=2617 м3/ч. Подпор на головной НПС-1 равен отрезку ab, а напор на ее выходе равен отрезку ad. Чтобы найти подпор на входе НПС-2, нужно определить разность отрезков ad и ас, то есть из напора на выходе ГНПС-1 вычесть потери напора на первом участке (кривая 1). Рассуждая аналогично, определим величины отрезков, соответствующих подпорам и напорам остальных НПС (табл. 4).

 

Таблица №4 - напоры и подпоры нефтеперекачивающих станций на режиме 3-3-3

Нефтеперекачивающая станция	Количество работающих магистральных насосов	Обозначение отрезка
		Подпор на входе НПС	Напор на выходе НПС
ГНПС – 1	3	70	463
НПС – 2	3	71	463
НПС-3	3	75	470
НПС-4	3	81	474
НПС-5	3	84	480
НПС-6	3	93	489
НПС-7	3	95	490

 

3.2. Численный метод

  Рассмотрим режим перекачки с тремя работающими магистральными насосами на каждой НПС (режим 2-2). Производительность нефтепровода на этом режиме определим из решения уравнения 3.7.1.

Определяем максимально допустимый напор на выходе из насосных станций по формуле 3.7.6

,

и допустимый кавитационный запас на входе в основные насосы

,