Расчет нефтепровода. Коршак, Любин - Расчёт нефтепровода. Учебное пособие по дисциплине Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов предназначено для студентов специальности 130501 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ
 Скачать 2.24 Mb.
|
|
Примечание. Заведомо непроходные комбинации включения насосов с меньшим количеством работающих насосов на головной станции не рассматривались. 2. КПД насосов при расчетной подаче по формуле (1.11)  ; .3. Напоры основного и подпорного насоса при расчетной подаче по формуле   .4. Мощность на валу насосов по формуле (6.2) без учета ηэл  ;  5. Коэффициенты загрузки электродвигателей насосов  ;  .6. Полагая ηном = 0,97, по формуле (6.3) находим Кпд электродвигателя с учетом потери его мощности  ;  .7. Мощность, потребляемая электродвигателями основного и подпорного насосов, при работе на рассматриваемом режиме в соответствии с формулой (6.2)   8. Удельные энергозатраты на перекачку нефти на рассматриваемом режиме по формуле (6.1)  .9. Для остальных режимов перекачки расчеты выполняются аналогично. Их результаты представлены в табл.10.3. Таблица 10.3 Удельные энергозатраты на перекачку для условий примера 10.9
10. На основании данных табл.10.3 наносим на график (рис.10.3) величины удельных энергозатрат на перекачку при соответствующей производительности нефтепровода и проводим через них огибающую ломаную линию. Как видно из рис.10.3, величины удельных энергозатрат, соответствующие режимам 10, 32, 35 и 36, находятся выше огибающей ломаной линии, что свидетельствует о неэкономичности этих режимов.  Рис.10.3. Зависимость удельных энергозатрат на перекачку от производительности нефтепровода для условий примера 10.9 Таким образом, рассматриваемый нефтепровод может экономично работать только на режимах 1, 14, 18, 22, 23, 28 и 39. 11. Имея перечень возможных экономичных режимов перекачки, нетрудно вычислить продолжительность работы на каждом из них для выполнения планового задания. Пусть, например, в течение месяца (τпл = 720 ч) необходимо перекачать Vпл = 650000 м3 нефти. При этом средняя производительность перекачки в этот период  .Ближайшие к данной производительности экономичные расходы перекачки Q1 = 855 м3/ч и Q2 = 990 м3/ч. По формулам (6.5) находим продолжительность работы нефтепровода на этих режимах  ;  .Удельные затраты электроэнергии при такой работе по формуле (6.6)  .Пример 10.10. Рассчитать давление на входе в первый (НПВ-1) по ходу подпорный насос для схемы перекачивающей станции, приведенной на рис.10.4. Перекачивается нефть, имеющая плотность 860 кг/м3 и кинематическую вязкость 25 10–6 м2/с, с расходом 1100 м3/ч насосами НПВ 1250−60. Принять, что наиболее удаленный резервуар Р1 находится на расстоянии 870 м от подпорного насоса, остальные величины: zp = 5 м, zпн = −1,5 м, kэ = 0,2 мм. Нефть, имеющая температуру начала кипения 315 К, перекачивается при температуре 293 К. Решение 1. Средняя скорость нефти в трубопроводе по формуле (2.15)  во входном патрубке насоса  .2. Числа Рейнольдса по формуле (2.17)  ;  .  Рис.10.4. Технологическая схема головной насосной станции 1 – подпорная насосная; 2 – узел учета; 3 – основная насосная; 4 - площадка регуляторов; 5 – площадка запуска внутритрубных инспекционных снарядов; 6 – резервуарный парк 3. Коэффициент гидравлического сопротивления в трубопроводе по формуле (2.21)  .4. Гидравлический уклон и потери напора в трубопроводе  ;  .5. Согласно технологической схеме, приведенной на рис.10.4, на пути нефти от резервуара до насоса имеют место следующие местные сопротивления: выход жидкости из резервуара; однолинзовый компенсатор; две задвижки; тройник с поворотом; два отвода 90°; фильтр; вход в вертикальный насос; диффузор; конфузор. 6. По формулам (9.7)-(9.14) вычисляем коэффициенты этих сопротивлений:  ;  ; ;  ;  .Остальные величины ξ принимаем по рекомендациям раздела 9: для выхода жидкости из резервуара ξвых = 0,92; для полностью открытой задвижки ξзадв = 0,15; для фильтра ξф = 2,2; для тройника с поворотом ξтр = 3,0. Таким образом, сумма величин коэффициентов местного сопротивления  7. Суммарные потери напора на местных сопротивлениях по формуле (2.32)  .8. Напор на входе в насос по формуле (9.2), в которой Hвзл принимаем равной взливу «мертвого» остатка 0,3 м,  .9. Давление насыщенных паров нефти при температуре перекачки  напор, соответствующий Ps,  .10. Число Рейнольдса для насоса по формуле  .Так как Reн > 9330, то коэффициент сопротивления на входе в насос ξвх = 1,0. 11. Поправки к кавитационному запасу на температуру и вязкость по формулам (9.5)  ;  .12. Допустимый кавитационный запас насоса при перекачке нефти Δhдоп.н = Δhдоп.в – 1,1(Δht – Δhν) = 2,2 – 1,1(1 – 0,019) = 1,21 м. 13. Правая часть неравенства (9.3)  .Так как 11,5 > 6,64, то неравенство выполняется и, следовательно, всасывающая способность подпорного насоса обеспечена. Таким образом, давление на входе в подпорный насос составляет Pвх = 11,5·860·9,81=97021 Па. библиографический список 1. Коршак А.А. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: Учебник для вузов / А.А.Коршак, А.М.Нечваль. СПб: Недра, 2008. 488 с. 2. Нефтяные центробежные насосы: Каталог / ЦИНТИхимнефтемаш. М., 1980. 52 с. 3. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России; ГП ЦПП. М., 1997. 52 с. 4. Тугунов П.И. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: Учебное пособие для вузов / П.И.Тугунов, В.Ф.Новоселов, А.А.Коршак. Уфа : ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002. 658 с. приложения |