Режимов течения жидкости

Режим течения		l	m	b, с2/м
ламинарный		64/Re	1	4,15
тур­бу­лент-­ный	гидравлически гладкие трубы	0,3164/Re0,25	0,25	0,0246
	смешанное трение		0,123
	квадратичное трение		0	0,0826·l

Суммарные потери напора в трубопроводе составляют

 

H = 1,02h_t + Dz + N_Э× h_ост.                                  (1.19)

где 1,02 – коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода;

Dz=z_К-z_Н – разность геодезических отметок, м;

N_Э – число эксплуатационных участков (назначается согласно протяженности эксплуатационного участка в пределах 400…600 км [1]);

h_ост – остаточный напор в конце эксплуатационного участка, h_ост =30…40 м.

 

Величину гидравлического уклона магистрали можно найти из выражения

 ,                                           (1.20)

На основании уравнения баланса напоров, необходимое число перекачивающих станций составит

.                                                                  (1.21)

Как правило, значение n₀ оказывается дробным и его следует округлить до ближайшего целого числа.

При округлении числа станций n в меньшую сторону (n<n₀) гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой дополнительного лупинга длиной l_Л

,                                           (1.22)

 

где                                             .                                                (1.23)

При равенстве D = D_Л величина .

В случае округления числа станций в большую сторону (n>n₀) целесообразно предусмотреть вариант циклической перекачки. Параметры циклической перекачки определяются из решения системы уравнений

                                                (1.24)

где V_Г – годовой объем перекачки, V_Г=G_Г/r.

 

Строится совмещенная характеристика трубопровода и перекачивающих станций.

Значения Q₁ и Q₂ определяются из совмещенной характе­ристики (рис.2) либо аналитически.

 

Решение системы (1.24) сводится к вычислению T₁ и T₂

 

.                  (1.25)

 

2. Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода

 

Расстановка перекачивающих станций выполняется графически на сжатом профиле трассы. Рассмотрим реализацию этого метода для случая округления числа перекачивающих станций в большую сторону на примере одного эксплуатационного участка (рис. 3).

Рис. 3. Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода постоянного диаметра

 

1) По известной производительности нефтепровода определя­ется значение гидравлического уклона i. Величина гидравлического уклона в случае варианта циклической перекачки вычисляется исходя наибольшей производительности нефтепровода, т. е. Q₂ (рис. 2).

2) Строится треугольник гидравлического уклона abc (с учетом надбавки на местные сопротивления) в принятых масштабах длин и высот сжатого профиля трассы.

3) Из начальной точки трассы вертикально вверх в масштабе высот строится отрезок, равный активному напору перекачивающей станции H_СТ1. Из вершины отрезка H_СТ1 проводится линия, параллельная гипотенузе гидравлического треугольника, до пересечения с профилем трассы. Точка М соответствует местоположению второй ПС.

4) Из вершины отрезка H_СТ1 вертикально вверх откладывается отрезок, равный h_П в масштабе высот. Линия, проведенная параллельно i из вершины H_СТ1+ h_П, показывает распределение напора на первом линейном участке.

5)  Аналогично определяются местоположения остальных ПС в пределах эксплуатационного участка.

6) Место расположения ПС на границе эксплуатационных участков определяется построением отрезка CB, который проводится из вершины отрезка CN= H_СТ1+h_П - h_ОСТ параллельно i до пересечения с профилем трассы.

7) При правильно выполненных расчетах и построениях на конечном пункте трубопровода остается остаточный напор h_ОСТ.

 

При округлении числа перекачивающих станций в меньшую сторону рассчитывается длина лупинга и гидравлический уклон на участке с лупингом. Дополнительно строится гидравлический треугольник abd. Его гипотенуза bd определяет положение линии гидравлического уклона на участке с лупингом i_Л (рис. 4).

Рис. 4. Расстановка перекачивающих станций и лупингов по трассе нефтепровода

 

Из точек С₁ и B₁ строится параллелограмм C₁F₁B₁K₁, стороны F₁B₁ и C₁K₁ которого параллельны линии bd, а стороны C₁F₁ и B₁K₁ – параллельны линии bc гидравлических треугольников abc и abd. При этом горизонтальные проекции отрезков C₁F₁ и B₁K₁ равны протяженности лупинга в горизонтальном масштабе.

Как видно из рисунка, при размещении всего лупинга в начале нефтепровода, линия падения напора будет изображаться ломаной C₁F₁B₁, а в случае расположения его в конце нефтепровода – ломаной B₁K₁C₁. По правилу параллелограмма лупинг можно размещать в любом месте трассы, поскольку все варианты гидравлически равнозначны. Лупинг также можно разбивать на части. Однако предпочтительнее размещать лупинг (или его части) в конце трубопровода (перегонов между перекачивающими станциями).

Расстановка перекачивающих станций по трассе в случае прокладки лупинга выполняется в следующем порядке. Из точек C₂ и C₃ строятся части аналогичных C₁F₁B₁K₁ параллелограммов до пересечения с профилем трассы. Таким образом, вторую перекачи­вающую станцию можно разместить в зоне возможного располо­жения B₂K₂, а третью – в зоне B₃K₃. Предположим, что исходя из конкретных условий, станции решено расположить в точках X и Y.

Проводя из точки X линию, параллельную i_Л, до пересечения с линией C₂B₂, определяется протяженность лупинга l_Л1. Аналогичные построения выполняются для размещения остальных лупингов и станций. Сумма длин отрезков l_Л1, l_Л2 и l_Л3 должна равняться расчетной длине лупинга l_Л, найденной из выражения (1.22).

 

 

Литература

1. ВНТП 2-86. Ведомственные нормы технологического проектир­ования магис­тральных нефтепроводов. М.: Миннефтепром.– 1986.– 110 с.

2. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России.: ГП ЦПП, 1997.– 52 с.

3. Центробежные нефтяные насосы для магистральных трубопроводов. Каталог.– М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1981.– 18 с.