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 = 1,02ht + Dz + NЭ× hост. (1.19)
где 1,02 – коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода;
Dz=zК-zН – разность геодезических отметок, м;
NЭ – число эксплуатационных участков (назначается согласно протяженности эксплуатационного участка в пределах 400…600 км [1]);
hост – остаточный напор в конце эксплуатационного участка, hост =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 lЛ
, (1.22)
где . (1.23)
При равенстве D = DЛ 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 VГ – годовой объем перекачки, VГ=GГ/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 HСТ1. Из вершины отрезка HСТ1 проводится линия, параллельная гипотенузе гидравлического треугольника, до пересечения с профилем трассы. Точка М соответствует местоположению второй ПС.
4) Из вершины отрезка HСТ1 вертикально вверх откладывается отрезок, равный hП в масштабе высот. Линия, проведенная параллельно i из вершины HСТ1+ hП, 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= HСТ1+hП - hОСТ параллельно i до пересечения с профилем трассы.
7) При правильно выполненных расчетах и построениях на конечном пункте трубопровода остается остаточный напор hОСТ.
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 iЛ (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 iЛ, до пересечения с линией C2B2, определяется протяженность лупинга lЛ1. Аналогичные построения выполняются для размещения остальных лупингов и станций. Сумма длин отрезков lЛ1, lЛ2 и lЛ3 должна равняться расчетной длине лупинга lЛ, 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.