Особенности расстановки НПС с округлением числа станций в меньшую сторону.

Так как число станций меньше требуемого (примем число станций, равное трем), то напор, развиваемый ими, недостаточен. Чтобы избежать снижения производительности, нужно уменьшить гидравлическое сопротивление линейной части путем сооружения лупинга. Предварительно нужно определить гидравлический уклон лупинга и построить треугольник гидравлических уклонов в масштабе основного чертежа.

Основание треугольника берется равным , и (4).

В масштабе высот профиля отложим подпор и суммарный напор станций аналогично вышеизложенному. Получим точку М. От конечной точки трассы откладываем величину , получим точку D. Из точки D проводим линию гидравлического уклона i. Из точки М проводим линию гидравлического уклона лупинга и также линию i. Все линии гидравлических уклонов полученного параллеграмма MNDC соответственно параллельны линиям треугольника уклонов. Далее сравниваем проекцию MN с аналитической длиной лупинга, найденной по (4). Если сходимость удовлетворительная, то значит параллелограмм МNDC построен правильно. Затем из точек 2 и 1, как из вершин, строим параллелограммы со сторонами, параллельными первому, но не «закрываем» их.

 

Рис. 4. Расстановка НПС с округлением в меньшую сторону числа станций

 

Линии пересечения сторон полученных параллелограммов с линией подпора будут определять зоны возможного расположения НПС – ab и cd. Лупинги лучше располагать в конце перегона. С точки зрения надежности это оправдано тем, что к концу перегона давление становится меньше и, следовательно, меньше вероятность аварии. По этой же причине не имеет смысла строить весь лупинг на одном перегоне. В данном случае целесообразно устроить два лупинга на первом и третьем перегоне, длины которых в сумме должны составить

.

ПРИМЕРЫ РАСЧЕТОВ

Сделать гидравлический расчет нефтепровода, если длина его L = 600км, =100 м, производительность G = 34 млн./год. Заданы вязкость и плотность нефти: ρ₂₀ = 852 кг/м3; ν₂₀ = 48 сСт; ν50 = 22 сСт.

Расчетная температура нефти t =7 °С, минимальная температура нефти в трубопроводе.

Сделать механический расчет нефтепровода, подобрать насосно- силовое оборудование, определить число НС, расставить их по трассе с округлением в большую сторону. Сделать аналитическую проверку работы НПС и построить график Q-Н работы НПС и МН. Рассчитать режим работы трубопровода и НПС.

Решение

1. Определение плотности нефти при заданной температуре

кг/м³.

2. Определение вязкости нефти при t_р

сСт,

.

3.Определение расчетной производительности

, м³/час,

т.к G = 34 млн. т/год, тогда D = 1020 мм (прил. 3).

Число рабочих дней N_p = 349 (прил. 2).

м³/час = 1,31 м³/с.

4.Определение толщины стенки

,

где n₁ = 1,15.

5. Определяем марку насоса и найдем напор насоса при верхнем и нижнем роторе, приняв число рабочих насосов равным 3. Напор основных насосов 3 Н_осн

,

т₀ =0,9; К_l = 1,34; К_н =1,1; R_н1 =530 МПа. Сталь 13Г2АФ, ТУ 14-3-1424-86. Изготовитель – Новомосковский трубный завод.

 

Выбираем насос НМ 5000-210 по Q_раб (м³/час).

Характеристика работы насоса

При

Q =4713,67 м³/час ≈ 4714 м³/час,

Н₁ =220 м (ротор верхний),

Н₂ =160 м (ротор нижний).

Подпорный: НПВ 5000-120

При

Q =4714 м³/час,

Н₁ =123 м (ротор верхний),

Н₂ =92 м (ротор нижний).

Считаем, что у нас 3 основных и 1 подпорный насос.

Найдем рабочее давление в трубопроводе

;

а) МПа;

б) МПа;

в) МПа.

Выбираем вариант в), т.е. нижний ротор как Н_осн.

В результате проверки на необходимость пересчета с воды на нефть установлено, что пересчета по давлению (напору) в данных условиях не требуется.

6. Определим толщину стенки трубы при Р_раб =5,1 МПа

мм,

принимаем δ =9,2 мм, как ближайшую большую по сортаменту, сталь 13г2АФ, Новомосковский трубный завод.

;

мм.

7. Режим течения нефти в нефтепроводе

.

8. Определяем число Рейнольдса

;

;

.

турбулентный режим, зона Блазиуса

т =0,25; β =0,0246;

.

9. Гидравлический уклон

;

м/с;

.

10. Потери напора на трение в нефтепроводе по формуле Дарси-Вейсбаха

м.

11. Полные потери напора в нефтепрводе

, Н_к =30 м;

≈2273 м, при Δ Z =100 м.

12. Напор одной станции.

.

h_вн =15м внутристанционные потери.

м.

13. Определяем число станций.

.

а) округляем в большую сторону n₁ > n, n₁ =5 станций.

Действительно необходимый напор одной станции:

м.

Действительный напор одного насоса

м.

Производим обрезку рабочего колеса

.

Q₂ =4800 м³/час=1,33 м³/с, Н₂ =157 м, Q₁ =3200 м³/час=0,89 м³/с, Н₁ =207 м.

, т.е обрезаем на 5,2%

мм – новый диаметр ротора.

Расстановка НПС по трассе при n₁ > n. Необходимо вычислить масштаб по вертикали и отложить в масштабе напоров станций. Затем откладывают величину напора подпорного насоса и напор станции п₁ раз и соединяют суммарный напор станций с Н_к, получают линию гидравлического уклона i. Месторасположение станций определяют пересечением линии гидравлического уклона с линией, отстающей от профиля на величину подпора. Эти точки переносят на профиль трассы.

14. Проверка режима работы всех НПС.

МПа;

м;

.

Р_а =760 мм рт. ст., Р_у =500 мм рт ст., по Q-H характеристике насоса Δ h_{прот.кав.} =38 м

м.

Насос не обладает самовсасывающей способностью, нужен подпор, величиной

м.

Проверяем режим работы станций из условий:

, при Н_к =30 м;

;

м;

;

м;

;

м;

м;

м;

м;

м;

м;

м;

;

м.

Проверка сошлась, следовательно, станции расставлены правильно.

15. Строим совместный график работы нефтепровода и всех НПС. Определяем рабочую точку системы.

 

Рис. 5. Расстановка числа станций при п₁ =5; п₁ > п

 

Таблица 2

Характеристика НПС на трассе при п₁ > п

№ НПС	L, км	Li, км	Zi, м	D Z
	227,1	116,1
		111,9
	452,4	113,4
КП		147,6

å L_i =600км åD Z =100м

 

Построение Q-H характеристики:

Q_расч. =4713,7 м³/час, Н_нас =147 м;

Q_расч. - 800=3913,7 м³/час, Н_нас =171 м;

Q_расч. + 800=5513,7 м³/час, Н_нас =113 м;

Суммарный напор всех станций

где К – число насосов на НПС; п – число НПС на трассе; Н_п =123 м.

Характеристика трубопровода строится по уравнению:

Характеристика станции

1) Q_расч. =4713,7 м³/час, Н_нас =147 м

м;

2) Q_расч. - 800=3913,7 м³/час, Н_нас =171 м

м;

3) Q_расч. + 800=5513,7 м³/час, Н_нас =113 м

м.

Характеристика трубопровода:

β =0,0246, т =0,25

м

м

3) Н =2955,6 м

Строим Q-Н характеристику в масштабе (рис. 6)

 

по горизонтали: 1 мм=40 м³/час

по вертикали 1 мм=20 м

Рабочая точка системы:

Q_раб =4713,7 м3/час = Q_р

Н_раб =2273 м = Н (полные потери)

б) Число станций округляем в меньшую сторону.

n₂ < n, n₂ =4 станции.

Рис. 6 Расстановка станций при п₂ < п; п₂ =4

Таблица 3

Характеристика НПС по трассе при п₂ < п

№ НПС	L, км	Li, км	Zi, м	D Z
	274,5	124,5
		124,5
КП

Снизим сопротивление линейной части, т.е. построим лупинг длиной Х.

Длина лупинга

м = 113,23 км.

Уклон лупинга

если D_л = D, то

в зоне Блазеуса;

;

м;

м.

Уточненный расчет НПС, при п₂ < п; п₂ =4; лупинг проложен на 1-ом перегоне – 41,4 км и последнем перегоне – 71,8 км.

м;

м;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

.

 

Построение Q-H характеристики при округлении числа станций в меньшую сторону

Q_р =4714 м³/час = 1,31 м³/с, Н_р =160 м;

Q₁ =3914 м³/час = 1,087 м³/с, Н₁ =180 м;

Q₃ =5514 м³/час = 1,532 м³/с, Н₃ =125 м;

;

м;

м;

м;

;

м;

м;

м.

 

Рис. 7 Q-H характеристика

1 – характеристика Q-H нефтепровода при n₁=5; 2 – характеристика Q-H нефтепровода при n₂=4 (с лупингом); 3 – характеристика Q-H НПС при n₁=5; 4 – характеристика Q-H НПС при n₂=4; Q_р – рабочая производительность МН.

РЕЖИМЫ РАБОТЫ НЕФТЕПРОВОДА