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

• Название: Учебное пособие по дисциплине Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов предназначено для студентов специальности 130501 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ
• Анкор: Расчет нефтепровода
• Дата: 10.05.2022
• Размер: 2.24 Mb.
• Имя файла: Коршак, Любин - Расчёт нефтепровода.doc
• Тип: Учебное пособие; #520178
• страница: 5 из 14

5. Расчет нефтепровода

при заданном расположении перекачивающих станций

В соответствии с Нормами технологического проектирования нефтеперекачивающие станции целесообразно размещать вблизи населенных пунктов, источников энерго- и водоснабжения, существующей сети автомобильных и железных дорог. Определенные требования предъявляются и к площадкам НПС (несущая способность грунта, расположение относительно водоемов, населенных пунктов и т.д.). В этом случае при проектировании вместо расстановки НПС на профиле трассы приходится решать обратную задачу – проверять соответствие напоров и подпоров станций их допустимым значениям.

Расчет нефтепроводов при заданном положении НПС выполняется и с целью выявления возможных режимов перекачки на действующем трубопроводе.

Производительность нефтепровода в пределах эксплуатационного участка с числом НПС, равным n₁, может быть вычислена по формуле

,

(5.1)

где А_i, Б_i – коэффициенты в уравнении, описывающем напорную характеристику i-й НПС; a_п, b_п – коэффициенты в уравнении, описывающем суммарный напор подпорных насосов головной НПС; f – гидравлический уклон при единичном расходе,

.

(5.2)

Величины А_i, Б_i, a_п, b_п вычисляются в зависимости от схемы соединения насосов на НПС и с учетом возможного различия используемых в однотипных насосах роторов.

В пределах эксплуатационного участка фактические подпор и напор НПС № С вычисляются по формулам

,	(5.3)
,

где Δz_c – разность геодезических отметок С-й и головной НПС; l_i – длина перегона между i-й и (i+ 1)-й НПС.

Найденные величины ΔH_c и H_c должны удовлетворять условиям

; ,

(5.4)

где ΔH_min i, H_c – разрешенные значения соответственно минимального подпора на входе и максимального напора на выходе i-й НПС.

Если выполняется первое из неравенств (5.4), то необходимо принять меры по уменьшению гидравлического сопротивления отдельных перегонов (прокладкой лупингов, применением противотурбулентных присадок и т.д.). При невыполнении второго из неравенств (5.4) необходимо уменьшить напоры НПС (отключением части насосов, применением сменных роторов, дросселированием и т.д.).

Для конечного пункта величина необходимого остаточного напора по уравнению (5.3) обеспечивается автоматически в соответствии с уравнением баланса напоров.

6. Выбор рациональных режимов

эксплуатации магистрального нефтепровода

Несмотря на существование множества возможных режимов эксплуатации нефтепроводов, использовать необходимо те, при которых удельные затраты электроэнергии на перекачку 1 т нефти будут наименьшими.

Для j-го режима работы нефтепровода величина удельных энергозатрат рассчитывается по формуле

,

(6.1)

где N_{потр jп} – мощность, потребляемая электродвигателями подпорных насосов головной НС при работе на j-м режиме; N_потр ij – то же для электродвигателей магистральных насосов i-й НС; n_нj – общее число работающих основных насосов на станциях при j-м режиме.

Величина мощности, потребляемой электродвигателем насоса при работе на j-м режиме, определяется по выражению

,

(6.2)

где H_н j, Q_н, η_н j – соответственно напор, подача и КПД рассматриваемого насоса при работе на j-м режиме; η_эл j – КПД электродвигателя при рассматриваемом режиме; η_мех – КПД механической подачи, для механической муфты можно принять η_мех = 0,99.

КПД насоса вычисляется по формуле (1.11). КПД электродвигателя наиболее точно может быть найден по его характеристике. Если таких данных нет, то с учетом потери мощности электродвигателя

,

(6.3)

где η_ном – КПД электродвигателя при номинальной нагрузке, η_ном = 0,96-0,98; k_з – коэффициент загрузки, k_з = N_н/N_ном; N_н – мощность на валу электродвигателя, определяется по формуле (6.2) без учета η_эл; N_ном – номинальная мощность электродвигателя.

Найденные для всех возможных режимов работы нефтепровода величины E_{уд j} наносятся на график в зависимости от Q_j, через минимальные значения E_уд при Q_j= const строится огибающая линия. Тем самым выявляется множество рациональных режимов эксплуатации нефтепровода.

Дальнейшие расчеты выполняются следующим образом. Пусть задан плановый объем перекачки V_пл в течение некоторого времени τ_пл. Следовательно, средняя производительность перекачки в течение планового периода времени составит Q = V_пл/τ_пл. Поскольку найденная величина Q не совпадает ни с одним из рациональных режимов, то обеспечить плановый объем перекачки возможно только при циклической перекачке на двух режимах, удовлетворяющих условию

,

(6.4)

где Q₁, Q₂ – производительность трубопровода при ближайшем рациональном режиме перекачки соответственно слева и справа от величины Q.

Продолжительность работы нефтепровода на каждом из этих режимов составляет

, ,

(6.5)

а удельные затраты электроэнергии

.

(6.6)