Модель МН представляет собой трубопровод внутренним диаметром , оборудованного тремя НПС (рис. 2.1).
На каждой НПС установлено 4 насоса типа НМ, работающих последовательно, один из которых является резервным. Головная НПС дополнительно оборудована, в зависимости от диаметра, двумя или тремя подпорными насосами типа НПВ, соединенными параллельно, один из которых является резервным (табл. 2.1). Три подпорных насоса устанавливаются при оборудовании НПС насосами НМ-10000-210. На выходе всех НПС установлены регуляторы давления.
Рис. 4.1. Схема МН
Физические свойства нефти (плотность, вязкость) меняются в зависимости от варианта. Давления насыщенных паров . рт.ст. Время работы МН после очистки задается преподавателем.
Таблица 4.1
Техническая характеристика МН
D, мм | Основной насос | Подпорный насос | Допустимое давление Pд, МПа | Допустимый кавитационный запас ∆hд, м |
500-649 | НМ-1250-260 | НПВ-1250-60 | 6,5 | |
650-799 | НМ-2500-230 | НПВ-2500-80 | 6,0 | |
800-949 | НМ-3600-230 | НПВ-3600-90 | 5,5 | |
950-1099 | НМ-5000-210 | НПВ-5000-120 | 5,0 | |
1100 и более | НМ-10000-210 | НПВ-5000-120 | 4,5 |
|
|
Выполнение работы
Для выполнения работы используется программа PIPE. Перед началом ввода параметров необходимо сбросить введенные уже параметры. Ввести в программу время работы МН после очистки, диаметр труб, вариант. Включить в работу все рабочие основные и подпорные насосы. На регуляторах давление установить нулевые перепады давления (∆Рдр=0). Произвести расчет режима работы нефтепровода. Выйти в бланк отчета и записать режим работы МН (табл. 2.2), плотность и вязкость транспортируемой нефти, и эквивалентную шероховатость труб.
Зная давления в нефтепроводе (табл. 2.2) и плотность транспортируемой нефти, рассчитать напоры на входе и выходе всех НПС и в конце МН. Результаты представить в виде таблицы аналогичной табл. 2.2.
Таблица 4.2
Режим работы МН
Q, м3/с | ГНПС | НПС-1 | НПС-2 | Pк, МПа | ∆Pдр, МПа | |||
Рвх | Рвых | Рвх | Рвых | Рвх | Рвых | |||
Учитывая, что напор в начале участка равен напору на выходе НПС, расположенной в начале участка, а напор в конце участка равен напору на выходе в НПС в конце участка, определить полные потери напора H во всех участках нефтепровода. Принимая во внимание высокое положение НПС, рассчитать потери напора на трение в участках h и фактические значения гидравлических уклонов iф. Рассчитать теоретическое значение гидравлического уклона. Результаты расчетов представить в виде таблицы.
Построить сжатый профиль трассы нефтепровода. Для этого, задавшись горизонтальным и вертикальным масштабом, отложить по горизонтали расстояние от начала МН до НПС и конечного пункта, а по вертикали высотные отметки НПС. Соединить полученные точки.
|
|
Для построения линий гидравлического уклона нанести на профиль трассы, соблюдая уже выбранный при построении профиля трассы вертикальный масштаб, напоры на входе и выходе НПС и в конце нефтепровода. Последовательно соединить все точки между собой.
Рассчитать допустимые значения напоров на входе hס и на выходе Hס НПС
,
.
Построить на профиле трассы линии допустимых напоров в нефтепроводе.
Сделайте вывод о возможности работы МН в принятом режиме и состоянии внутренней полости всех участков.
Вопросы для самоконтроля
1) Дайте расшифровку марки основного и подпорного насосов.
2) Назначение подпорного насоса.
3) Физический смысл допустимого кавитационного запаса.
4) Физический и геометрический смысл гидравлического уклона.
5) На что затрачивается энергия при перемещении нефти по трубопроводу?
6) Как оценить состояние внутренней полости трубопровода?
7) Что принято называть кавитацией и когда она бывает?