Строим совместный график работы нефтепровода и всех НПС.

Определяем рабочую точку системы.

Построение Q-H характеристики:

Суммарный напор всех станций:

∑ Н_ст = Н_п + Н^’∙ K ∙ n - 15 ∙ n

где K – число насосов на НПС; n – число НПС на трассе; H_п = 60 м.

Характеристика трубопровода строится по уравнению:

H = 1,01 β + ∆Z + Н_к

Характеристика станций

1) Q_расч. = 1512 м³/час, H_нас =174,21м

∑ Н_ст = 60+174,21 ∙ 3 ∙ 7 – 15 ∙ 7 = 3613,41 м;

2) Q_{расч.-500} = 1012м³/час, H_нас = 209,6 м

∑ Н_ст = 60+ 203,21∙ 3 ∙ 7 – 15 ∙ 7 = 4222,41м;

3) Q_{расч.+500} = 2012 м³/час, H_нас = 124,6 м

∑ Н_ст = 60+ 128,21∙ 3 ∙ 7 – 15 ∙ 7 = 2647,41м;

Характеристика трубопровода:

β = ; m = 0,25

1) Н = 1,01 ∙ 0,0246· + 40 + 30 = 3613,35 м.

2) Н = 1,01 ∙ 0,0246· + 40 + 30 = 1812,83 м.

3) Н = 1,01 ∙ 0,0246 + 40 + 30 = 5932,15 м.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Технологический расчет магистрального нефтепровода

Строим Q-H характеристику в масштабе:

Q_раб =1512 м³/час = Q_P

H_раб = 3613,39м = H_P (полные потери)

 

б) Округляем в меньшую сторону n₂ <n, n₂ = 6 станции (Рис. 2).

Таблица 3

Характеристика НПС по трассе при n₂ <n

№ НПС	L, км	Li, км	Zi, м	∆Z
	167,113	167,113	7,52	7,52
	302,113		13,6	6,08
	437,113		19,67	6,07
	572,113		25,74	6,07
	707,113		31,82	6,08
КП		182,887		8,18

∑ L_i =890 км ∑ ∆Z =40 м

 

19) Снизим сопротивление линейной части, т.е. построим лупинг длиной X.

Длина лупинга:

X ₁ = = = 92978,15 м = 92,98 км.

Уклон лупинга:

i_л = i ∙ w, если D_л = D, то

w = = 0,296 в зоне Блазиуса;

i_л = 0,003942 ∙ 0,296 = 0,001166832;

h_100км = i ∙ 10⁵ = 0,003942 ∙ 10⁵ = 394,2 м;

h_л = i_л ∙ 10⁵ = 0,001166832 ∙ 10⁵ = 116,683 м.

Уточненный расчет НПС, при n₂ <n, n₂ = 6; лупинг проложен на 1-ом перегоне –42,145 км и последнем перегоне –50,835км:

Н_ст ≤ [ Н_доп ] = 819 м;

∆Н_ст ≥ [∆ Н_доп ] = 43,9 м;

Н_ст1 = Н_п + k· - 15 ≤ Н_доп

Н_ст1 = 60 + 3 ∙ 188 – 15 = 609≤ 819 м;

∆Н_ст2 =Н_ст1 – 1,01∙ i (l_1-2 – X_1л) – 1,01 i_л ∙ X_1л - ∆Z ≥ ∆ Н_доп;

∆Н_ст2 = 609 – 1,01∙0,003942∙124968–49,67-7,52= 54,26 ≥ 43,9м;

Н_ст2 = 54,26 + 3 ∙ 188 – 15 = 603,26≤ 819 м;

∆Н_ст3 = 603,26 – 1,01 ∙ 0,003942 ∙ 135000 – 6,08 = 59,69 ≥ 43,9м;

Н_ст3 = 59,69+ 3 ∙ 188 – 15 = 608,69≤ 819 м;

∆Н_ст4 = 608,69 - 1,01 ∙ 0,003942 ∙ 135000 – 6,07= 65,13 ≥ 43,9 м;

Н_ст4 = 65,13 + 3 ∙ 188 – 15 = 614,13≤ 819 м;

∆Н_ст5 = 614,13 - 1,01 ∙ 0,003942 ∙ 135000 – 6,07 = 70,57 ≥ 43,9м;

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Технологический расчет магистрального нефтепровода

Н_ст5 = 70,57 + 3 ∙ 188 – 15 = 619,57≤ 819 м;

∆Н_ст6 = 619,57 - 1,01 ∙ 0,003942 ∙ 135000 – 6,08 = 76 ≥ 43,9 м;

Н_ст6 = 76 + 3 ∙ 188 – 15 = 625≤ 819 м;

Н_к = Н_ст6 – 1,01 ∙ i· (l_6-к – X_6-к) – 1,01∙ i_л∙X_6л - ∆Z ≥ Н_к;

Н_к = 625 – 1,01 ∙ 0,003942∙ 132052-59,91-8,18= 31,16 ≥ 30 м.

Построение Q-Hхарактеристики при округлении числа станций в меньшую сторону:

Q_P = 1512м³/час = 0,42 м³/с, H_P =188 м;

Q₁ = 1012м³/час = 0,28 м³/с, H_нас = 217 м;

Q₃ = м³/час = 0,56м³/с, H_нас =142 м;

H₁ = Н_п + k ∙ H_осн ∙ n₂ – 15· n₂;

H_p= 60 + 3 ∙ 188 ∙ 6 – 15 ∙ 6 = 3354м;

H₁ = 60 + 3 ∙ 217 ∙ 6 – 15 ∙ 6 = 3876м;

H₃ = 60 + 3 ∙ 142 ∙ 6 – 15 ∙ 6 = 2526м;

H₁ = 1,01 β [ L-x_л (1 -w)]+ ∆Z + H_k;

H_p= 1,01 ∙ 0,0246 ·[890000-92980(1-0,296)]+40 + 30 =

=3352,74м;

H₁= 1,01 ∙ 0,0246 ·[890000-92980(1-0,296)]+ 40 + 30 = =1686,65 м;

H₃= 1,01 ∙ 0,0246 ·[890000-92980(1-0,296)]+ 40 + 30 =

= 5501 м.

Q_раб =1512 м³/час =0,42м³/с = Q_P

H_раб = 3353,67м = H_P (полные потери)

 

По итогам выполненные расчетных данных и полученых результатов, целесообразнее выбрать метод округления в меньшую сторону, т.к. он является оптимальным вариантом, в следствие сходства рабочей производительности и меньших потерь напора по длине трубопровда.

 

 

2.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Моделирование режимов эксплуатации МН

Разраб.

Провер.

Реценз.

Н. Контр.

Утверд.

Расчет режима работ нефтепровода при отключении НС

Лит.

Листов

Расчет режима работ нефтепровода при отключении НС

Одним из самых важных режимов при эксплуатации нефтепровода является работа при отключении одной из НПС на трассе. Временное отключение какой-либо станции может быть вызвано неполадками в системе нефтеснабжения, аварией и т.д. Выход из строя НС резко меняет режим работы нефтепровода, а именно расход, давление, подпоры перед НС. Рассмотрим изменение режима работы при отключении третьей НПС (при <n).

2.1. Определение величины

=

где Н_д-∆Н_д– располагаемый напор на сдвоенном перегоне; ∆Z' - ∆Z сдвоенного перегона; l_C+1-l_C-1- длина сдвоенного перегона.

= = 0,3453 /с <Q_раб,

По характеристике = 188 м.

Полные потери при новой производительности

а) Потери напора на трение:

h_𝜏= β ∙ ·[L - x_л(1-w)]

где h_𝜏– потери напора на трение

h_𝜏= 0,0246 ∙ = 2307,14 м;

= 1,01∙h_𝜏+ ∆Z + H_К

= 1,01 ∙ 2307,14 + 40 + 30 = 2400,21 м.

Количество насосов

= ,

где - напор насоса при производительности .

= = 12,77(штук),

принимаем = 14 насосов, т.е. должно быть на всех НПС не меньше 14 насосов. Принимаем, что на станций перед отключенной, т.е. на второй имеем 4 насоса, на (1-й, 4-й) по 3 насоса,(5-й и 6-й)2 насоса.