Проектирование магистрального нефтепровода на участке Пурпе-Самотлор (стр. 3 из 3)
Строится треугольник гидравлического уклона (с учетом надбавки на местные сопротивления) в принятых масштабах длин и высот сжатого профиля трассы.
Напор станции составит
, 
Таблица 2 - Расчетные значения высотных отметок НПС и длин линейных участков нефтепровода.
| Нефтеперекачивающая станция | Высотная отметка | Расстояние от начала нефтепровода, км | Длина линейного участка, км |
| ГНПС-1 | 115 | 0 | 200,1 |
| НПС-2 | 100 | 200,1 | 223,9 |
| КП | 54 | 223,9 | - |
2.4 Расчет режимов работы нефтепровода
Расчет возможных технологических режимов перекачки нефти по рассматриваемому участку нефтепровода выполняется на основании расчетных значений плотности и кинематической вязкости нефти, которые составляют:
плотность нефти ρ=863,7 кг/м3;
вязкость нефти ν=8,37∙10–6 м2/с.
Расчетные параметры линейных участков нефтепровода приведены в таблице 2.
2.4.1 Методика определения режимов
Режим работы перекачивающих станций определяется совместным решением уравнений, описывающих гидравлическую характеристику линейных участков трубопровода и характеристику перекачивающих станций.
Производительность трубопровода определяется из системы уравнений:
, (23)где Hтр – полные потери напора на преодоление гидравлического сопротивления трубопровода, разности геодезических отметок и создание остаточного напора в конце трубопровода;
Hнс – напор, развиваемый всеми работающими насосами при заданном режиме перекачки;
Dzj – разность геодезических отметок на j –м линейном участке;
n – число линейных участков (перекачивающих станций);
Hост – остаточный напор в конечном пункте трубопровода, Hост =40 м;
htj – потери напора на трение в j – м линейном участке трубопровода;
1,02 – коэффициент, учитывающий местные сопротивления на линейном участке;
nмнj – число магистральных насосов, установленных на j-й перекачивающей станции;
hпн – напор, развиваемый подпорными насосами;
hмнjk – напор, развиваемый k-м магистральным насосным агрегатом j-й перекачивающей станции;
fjk – индекс состояния k-го насосного агрегата j-й ПС (если насос находится в работе fjk=1; если остановлен fjk=0).
Потери напора на трение определяются по формуле Лейбензона:
, (24)где n – расчетная вязкость нефти;
Q – расход нефти;
Lj – длина j-го линейного участка;
D – внутренний эквивалентный диаметр j-го линейного участка.
Значения коэффициентов b и m в формуле Лейбензона зависят от режима течения нефти и шероховатости внутренней поверхности стенки трубопровода.
Режим течения определяется безразмерным критерием Рейнольдса:
Re =
. (25)В таблице 3 приведены значения коэффициентов b и m для различных режимов течения жидкости.
Таблица 3 – Зависимость коэффициентов b и m от режима течения
| Режим течения | Re | m | b | |
| Ламинарный | Re<2320 | 1 | 4,153 | |
| Турбулентный | Гидравлически гладкие трубы | 2320<Re<10/e | 0,25 | 0,0246 |
| Смешанное трение | 10/e<Re<500/e | 0,123 | 0,802×10(0,0552×lne-0,627) | |
| Квадратичное трение | Re>500/e | 0 | 9,089×103×e0,25 | |
Напор, развиваемый магистральными hмн и подпорными hпн перекачивающими агрегатами, определяется по формуле (1.2).
Напор на выходе с-й перекачивающей станции определяется из соотношения:
Ннс = Нвсс + Нмнс, (26)
где Нвсс – напор на входе с-й перекачивающей станции;
– напор, создаваемый работающими насосами с-й перекачивающей станции.
Напор на входной линии с-й перекачивающей станции определяется как разность между напорами, создаваемыми (с-1) перекачивающими станциями и потерями напора в трубопроводе, состоящем из (с-1) линейных участков.
. (27)Напоры на входе и выходе перекачивающих станций должны удовлетворять условию, накладываемому ограничениями:
; 
, (28)где Рн max с – максимальное допустимое давление на нагнетании с-й НПС;
Рвс min с, Рвс max с – соответственно минимальное и максимальное допустимые давления на входе с-й НПС;
g – ускорение свободного падения.
2.4.2 Расчет возможных режимов работы нефтепровода
Конфигурация работающих основных насосов (карта возможных режимов) представлена в таблице 4
Таблица 4 – Карта возможных режимов
| Номер режима | Перекачивающая станция | |
| Пурпе | №2 | |
| 1 | 2 | 3 |
| 1 | 1,1,1,0 | 1,1,1,0 |
| 2 | 1,1,1,0 | 1,1,0,0 |
| 3 | 1,1,1,0 | 1,0,0,0 |
| 4 | 1,1,0,0 | 1,1,0,0 |
| 5 | 1,1,0,0 | 1,0,0,0 |
| 6 | 1,0,0,0 | 1,0,0,0 |
Расчет возможных режимов работы нефтепровода выполним по программе RАBT_BAS.
Задаваясь числом магистральных насосов равным трем, с помощью программы расчета совместной работы трубопровода и нефтеперекачивающих станций RABT.BAS определим потери напора на эксплуатационном участке, производительность перекачки, гидравлический уклон, а также напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами. После полученные результаты проверим по условиям. Ниже приведены результаты вычислений.
Рассмотрим режим перекачки 3-2, то есть на ГПС-1 работают 3 насоса и на НПС-2 работают 2 насоса.
Результаты вычислений представлены ниже.
Внутренний диаметр трубопровода - D = .706 м
Длина трубопровода - L = 424 км
Эквивалентная шероховатость - k = .1 мм
Разность геодезических отметок - dz = -61 м
Напор остаточный - ho = 40 м
Кинематическая вязкость - v = 8.37 мм2/с
Минимальный расход - Q1 = 1500 куб.м/ч
Максимальный расход - Q2 = 2800 куб.м/ч
Точность расчета - EPS = .01 м
Количество работающих магистральных насосов km = 5
РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА:
Напор в рабочей точке - Hp = 1355.809 м
Расход в рабочей точке - Qp = 2232.837 м3/ч
Гидравлический уклон - 1.02*i = 1.006784E-03
Напор подпорного насоса - hп = 83.66227 м
Напор магистрального насоса - hм = 254.4303 м
Если на ГНПС-1 будет находиться в работе один магистральный насос, расчетный напор головной перекачивающей станции составит
м,что не превышает величину допустимого напора, который равен
Величина подпора на станции НПС-2
Величина подпора превышает допустимый кавитационный запас.
Haпоp на выходе НПС-2 равен
= 
+1 
=114,03+1·218,34=332,37 мВеличина остаточного напора на НПС-3 составит
332,37 - 1,006784*10 
* 223,9*10 
- (54- -100)= 152, 86 мОстаточный напор на станции положительный, данный режим перекачки с одним магистральным насосом на ГНПС-1 подходит.
Список использованных источников
1 СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России.: ГП ЦПП, 1997.– 52 с.
2 Центробежные нефтяные насосы для магистральных трубопроводов. Каталог.– М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1981.– 18 с.
3 А.М. Нечваль. Основные задачи при проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2005.-81с.
4 Инструкции по применению стальных труб на объектах ОАО «ГАЗПРОМ».- М.: СТО Газпром, 2007