Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра «Транспорт и хранение нефти и газа»

ОТЧЁТ

по лабораторной работе №3

на тему:

«РАСЧЁТ РЕЖИМА РАБОТЫ УЧАСТКА НЕФТЕПРОВОДА С

ПРОМЕЖУТОЧНЫМИ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИМИ СТАНЦИЯМИ»

Вариант 1

Выполнил: cт. гр. БМТ-20-02 Р.И. Мусаев

Проверил: ассистент каф. ТХНГ Е.А. Локшина

Уфа 2023

Цель работы: найти расход нефти (плотность – ρ, кинематическая вязкость – , давление насыщенных паров – p_s) и давление в начале участка нефтепровода длиной L = 460 км (внешний диаметр труб – D, толщина стенки – δ, эквивалентная шероховатость Δ = 0,2 мм). Известно, что на НПС включены последовательно два насоса марки НМ.

Подпор перед станцией h_п = 40 м, давление в конце участка p_к = 6,30 МПа.

Исходные данные:

Таблица 1 - Исходные данные

Длина участка L	460 км
Внешний диаметр Dвнеш	820 мм
Толщина стенки	9 мм
Абсолютная эквивалентная шероховатость (Kэ)	0,2 мм
Давление в конце расчета	6,30 МПа
Плотность	890 кг/м3
Вязкость	20 сСт
Упругость насыщенных паров Ps	20 кПа
Подпор перед станцией hп	40 м
Насос 1 (ГНПС НМ)	НМ 2500-230
Насос 2 (НПС-2)	НМ 5000-210 на 2500 м3/ч
Насос 3 (НПС-3)	НМ 3600-320 на 2500 м^3/ч

---

Координата x, км							0	20			40			60	80			100			120
Вариант											Высотная отметка Z, м
6							115,6	220,7			63,0			132,0	170,8			185,4			140,7
	140		160		180				200			220				240			260
	131,8		105,4		179,2				172,4			160,0				154,0			135,2
		280		300		320				340			360				380			400
		170,2		148,4		180,9				140,9			190,4				76,3			76,0
		420		440		460
		102,6		115,4		117,3

---

Произведем расчеты и построим совмещенную характеристику НПС и нефтепровода.

Задаваясь наибольшими диаметрами рабочих колес D_2, определим напоры, развиваемые насосами при расчетной производительности перекачки. Для этого воспользуемся уравнением напорной характеристики насоса.

h = a − b ∙ Q²

Для расчета используем аппроксимирующие многочлены второй степени для выбранных насосных агрегатов.

НМ 2500-230; a = 281,5 м; b = 7,84 ∙ 10⁻⁶

НМ 5000-210 на 2500 м³/ч; a = 133,9 м; b = 5,85∙ 10⁻⁶

НМ 3600-230 на 2500 м³/ч; a = 307,3 м; b = 7,57 ∙ 10⁻⁶

Напор магистрального насоса НМ 2500-230, составит:

h = a − b ∙ Q² = 281,5 − 7,84 ∙ 10⁻⁶ ∙ 1978,2² = 250,8 м

Внутренний диаметр трубопровода определяется по формуле:

D = D_н − 2 ∙ δ = 820 − 2 ∙ 9 = 802 мм

Средняя скорость течения нефти:

4 ∙ Q 4 ∙ 1978,2 м

ω = π ∙ D2 = 3600 ∙ π ∙ 0,8022 = 1,09 с

Для дальнейшего расчета необходимо определить число Рейнольдса: ω ∙ D 1,09 ∙ 0,802

Re

Определим переходные числа Рейнольдса Re₁ и Re₂:

k_э = K_э 0,2 −4

₌ D

Re k_э 2,49 ∙ 10−4

Re

Так как Re₁ 2, то режим потока турбулентный в зоне смешанного трения. Следовательно, коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле Альтшуля:



Re



Определим величину гидравлического уклона по формуле:

????

Определим суммарные потери напора в трубопроводе на участке от ГНПС до НПС-

2:

????₁ = 1,02????????₁ + ∆???? = 1,02 ∙ 0,00171 ∙ 140 ∙ 10³ + 11 = 255,6 м.

Определим суммарные потери напора в трубопроводе на участке от ГНПС до НПС-

3:

????₂ = 1,02????(????₁ + ????₂) + ∆???? = 1,02 ∙ 0,00171 ∙ (140 + 160) ∙ 10³ − 19 = 503,0 м.

Определим суммарные потери напора в трубопроводе на участке от ГНПС до КП:

???? .

????·???? 890·9,81

Определим суммарные потери напора в трубопроводе на участке от ГНПС до НПС2 при смещении НПС-2 влево на 60 км:

????₁^′ = 1,02????(????₁ − 60) + ∆????₁^′ = 1,02 ∙ 0,00171 ∙ (140 − 60) ∙ 10³ + 51 = 190,2 м.

Определим суммарные потери напора в трубопроводе на участке от ГНПС до НПС3 при смещении НПС-3 влево на 140 км:

????₂^′ = 1,02????(????₁ + ????₂ − 140) + +∆????₂^′ = 1,02 ∙ 0,00171 ∙ (140 + 160 − 140) ∙ 10³ − 10 =

268,4 м.

Таблица 1 – Данные для построения совмещенной характеристики трубопровода и нефтеперекачивающих станций

Q, м3/ч	w, м/с	Re	Зон а тре ния	λ	i, м	H1, м	H2, м	H3, м	hм1, м	H1’, м	H2’, м
0	0	0	гла	0	0	12,0	-19,0	717,6	51,0	-10,0	12,0
500	0,27	11025		0,0309	0,00015	33,2	26,4	787,2	63,1	14,2	33,2
1000	0,55	22050		0,0260	0,00050	83,2	133,7	951,7	91,7	71,4	83,2
1500	0,82	33075		0,0235	0,00101	156,9	291,4	1193,5	133,8	155,6	156,9
1978,2	1,09	43620	дко го тр сме шан ног о тр.	0,0227	0,00171	255,6	503,0	1518,0	190,2	268,4	255,6
2500	1,37	55125		0,0216	0,00259	382,3	774,4	1934,1	262,6	413,1	382,3
3000	1,65	66151		0,0208	0,00360	525,6	1081, 7	2405,3	344,5	577,0	525,6
3500	1,92	77176		0,0202	0,00475	690,1	1434, 1	2945,7	438,5	765,0	690,1
4000	2,20	88201		0,0197	0,00605	875,3	1830, 9	3554,1	544,3	976,6	875,3
4500	2,47	99226		0,0192	0,00749	1080,9	2271, 6	4229,8	661,8	1211, 6	1080, 9
5000	2,75	110251		0,0189	0,00907	1306,8	2755, 6	4972,0	790,9	1469, 8	1306, 8

На рисунках 2 – 5 представлены различные режимы работы трубопровода.

Совмещенная характеристика представлена на рисунке 2.

На рисунке 2 представлены следующие линии:

1. 
   – характеристика участка 1,02 f  1Q^2-m + ^z₁, (^z₁ = ^z₂ - ^z₁), ^z₁ = ^z_H;
   
2. 
   – характеристика участка 1,02 f ( ₁ + ₂ )Q^2-m + z₂ (z₂ = z₃ - z₁ );
   
3. 
   – характеристика участка 1,02 f ( ₁ + ₂ + ₃ )Q^2-m + z₃ + h_k, (z₃ = z_k - z_H );
   

1' – характеристика участка 1,02 ∙ ???? ∙ (????₁ − 60) ∙ ????^2−???? + ∆????₁^′, (∆????₁^′ = ????₂^′ -????₁)

2' – характеристика участка 1,02 ∙ ???? ∙ (????₁ + ????₂ − 140) ∙ ????^2−???? + ∆????₂^′, (∆????₂^′ = ????₃^′ -????₁)

А – характеристика НПС при количестве работающих на каждой станции насосов m₀=2, к_м=n·m₀=3·2=6; В – характеристика НПС при количестве работающих на каждой станции насосов m₁=1, к_м=n·m₁=3·1=3.



Рисунок 1 - Совмещенная характеристика трубопровода и нефтеперекачивающих станций



Рисунок 2 – Основной режим работы трубопровода



Рисунок 3 – Режим работы нефтепровода при отключении одного насоса на каждой

нефтеперекачивающей станции



Рисунок 4 – Режим работы трубопровода при смещении НПС-2 влево на 60 км



Рисунок 5 – Режим работы трубопровода при смещении НПС-3 влево на 140 км

На рисунке 4 представлен режим работы при отключении одного насоса на каждой НПС, при данном режиме Q = 654,5 м³/ч. Напоры на выходе станции и подпоры на входе в станцию представлены в таблице 2.

Таблица 2 – Напоры на входе и выходе НПС при отключении одного насоса на станции

	ГНПС-1	НПС-2	НПС-3
Давление на входе станции, МПа	0,35	2,34	4,30
Давление на выходе станции, МПа	2,78	4,39	6,77

В сравнении с основным режимом (таблица 3) (Q = 1978,2 м³/ч) давления перед станциями и давления после станций уменьшились.

Таблица 3 – Напоры на входе и выходе НПС при основном режиме

	ГНПС-1	НПС-2	НПС-3
Давление на входе станции, МПа	0,35	2,54	4,24
Давление на выходе станции, МПа	4,73	6,33	8,77

Максимальное давление на выходе станции составляет 6,3 МПа. Исходя из таблиц 2 и 3, основной режим и режим при отключении одного насоса на станциях не являются возможными, так как давление на выходе НПС-3 и НПС-2 (для основного режима) превышают максимально допустимое.

Определить подпоры h_П промежуточных нефтеперекачивающих станций для основного режима по формулам:

2,54 ^ 10<sup>6

hНПСп0 −2</sup> ₌ 890  9,81 ₌ 290,92 м;

4,24 ^ 10⁶

h^НПС−3 = = 485,63 м. _п0 890  9,81

Определить подпоры h_П промежуточных нефтеперекачивающих станций для режима при отключении 1 насоса по формулам:

^НПС−2 = 2,34  10⁶ = 268,01 м; h_п0 890  9,81

^НПС−3 = 4,30  10⁶ = 492,50 м; h_п0 890  9,81

Расчеты показали, что напоры на входе станции превышают минимальное значение подпора, равное 40 м, значит, с этой точки зрения эти режимы могут быть реализованы.

Определим давление в сечениях Р₄₀, Р₂₀₀, Р₄₀₀ для основного режима:

P₄₀ = h₄₀ × ρ × g × 10⁻⁶ = 516  890  9,81  10⁻⁶ = 4,51 МПа;

P₂₀₀ = h₂₀₀ × ρ × g × 10⁻⁶ = 585  890  9,81  10⁻⁶ = 5,12 МПа; P₄₀₀ = h₄₀₀ × ρ × g × 10⁻⁶ = 860  890  9,81  10⁻⁶ = 7,51 МПа.

Разность высотных отметок равны: Z₃ + h_к = 717,575 м ; Z₁ = 11 м; Z₂ = −19 м.

Определим величины подпоров и напоров по совмещенной характеристике НПС и трубопровода для основного режима (рисунок 2).

hГНПСп0 = 40 м,

????_H^ГНПС₀ = H₁₋₃  ρ  g  10⁻⁶ = 510  890  9,81  10⁻⁶ = 4,45 МПа;

hНПСп0 −2 = H2−3 = 420 м,

????_H^НПС₀ ⁻² = H₂₋₅  ρ  g  10⁻⁶ = 650  890  9,81  10⁻⁶ = 5,68 МПа;

hНПСп0 −3 = H4−5 = 390 м,

????_H^НПС₀ ⁻³ = H₄₋₆  ρ  g  10⁻⁶ = 960  890  9,81  10⁻⁶ = 8,38 МПа.

Определим величины подпоров и напоров по совмещенной характеристике НПС и трубопровода для «сокращенного» режима (рисунок 3).

hГНПСп1 = 40 м,

P_H^ГНПС₁ = H₇₋₉ ρ  g  10⁻⁶ = 290  890  9,81  10⁻⁶ = 2,53 МПа,

hНПСп1 −2 = H8−9 = 320 м,

P_H^НПС₁ ⁻² = H₈₋₁₁ ρ  g  10⁻⁶ = 610  890  9,81  10⁻⁶ = 5,33 МПа,

hНПСп1 −3 = H10−11 = 610 м ,

P_H^НПС₁ ⁻³ = H₁₀₋₁₂ ρ  g  10⁻⁶ = 740  890  9,81  10⁻⁶ = 6,46 МПа.

На рисунке 5 представлен режим работы при смещении НПС-2 влево на 60 км. В данном случае Q = 1978,2 м³/ч, данные о давлениях представлены в таблице 4. В

сравнении с основным режимом расход остался таким же, давления остались такими

же, только на второй станции увеличились подпор и напор.

Таблица 4 – Напоры на входе и выходе НПС при смещении НПС-2 влево на 60 км

	ГНПС-1	НПС-2	НПС-3
Давление на входе станции, МПа	0,35	3,08	4,24
Давление на выходе станции, МПа	4,73	6,87	8,77

Максимальное давление на выходе станции составляет 6,3 МПа. Исходя из таблицы 4, данный режим не является возможным, так как давление на выходе НПС-3 и НПС-2 превышают максимально допустимое.

Определить подпоры h_П промежуточных нефтеперекачивающих станций для основного режима по формулам:

3,08 ^ 10<sup>6

hНПСп0 −2</sup> ₌ 890  9,81 ₌ 352,77 м;

^НПС−3 = 4,24  10⁶ = 485,63 м. h_п0 890  9,81

Расчеты показали, что напоры на входе станции превышают минимальное значение подпора, равное 40 м, значит, с этой точки зрения эти режимы могут быть реализованы.

Определим величины подпоров и напоров по совмещенной характеристике НПС и трубопровода для режима со смещением НПС-2 влево на 60 км (рисунок 4).

hГНПСп3 = 40 м,

P_H^ГНПС3 = H₁₋₃ ρ  g  10⁻⁶ = 510  890  9,81  10⁻⁶ = 4,45 МПа,

hНПСп3 −2 = H2′−3 = 370 м,

P_H^НПС₃ ⁻² = H_2′−5 ρ  g  10⁻⁶ = 600  890  9,81  10⁻⁶ =5,24 МПа,

hНПСп3 −3 = H4−5 = 390 м,

P_H^НПС₃ ⁻³ = H₄₋₆ ρ  g  10⁻⁶ = 860  890  9,81  10⁻⁶ = 7,51 МПа.

Разность геодезических отметок в данном случае составит Z₁^′ = 51 м.

На рисунке 6 представлен режим работы при смещении НПС-3 влево на 140 км. В данном случае Q = 1978,2 м³/ч . Данные о давлениях представлены в таблице 5. В сравнении с основным режимом расход остался таким же, давления остались такими же, только на третьей станции уменьшились подпор и напор.

Таблица 5 – Напоры на входе и выходе НПС при смещении НПС-3 влево на 140 км

	ГНПС-1	НПС-2	НПС-3
Давление на входе станции, МПа	0,35	2,54	6,27
Давление на выходе станции, МПа	4,73	6,33	10,8

Максимальное давление на выходе станции составляет 6,3 МПа. Исходя из таблицы 4, данный режим не является возможным, так как давление на выходе НПС-3 и НПС-2 превышают максимально допустимое.

Определить подпоры h_П промежуточных нефтеперекачивающих станций для основного режима по формулам:

^НПС−2 = 2,54  10⁶ = 290,92 м. h_п0 890  9,81

^НПС−3 = 6,27  10⁶ = 718,14 м. h_п0 890  9,81

Расчеты показали, что напоры на входе станции превышают минимальное значение подпора, равное 40 м, значит, с этой точки зрения эти режимы могут быть реализованы.

Определим величины подпоров и напоров по совмещенной характеристике НПС и трубопровода для режима со смещением НПС-3 влево на 140 км (рисунок 5).

hГНПСп0 = 40 м,

P_H^ГНПС₀ = H₁₋₃ ρ  g  10⁻⁶ = 510  890  9,81  10⁻⁶ = 4,45 МПа,

hНПСп0 −2 = H2−3 = 420 м,

P_H^НПС₀ ⁻² = H₂₋₅ ρ  g  10⁻⁶ = 650  890  9,81  10⁻⁶ = 5,68 МПа,

hНПСп0 −3 = H4′−5 = 570 м,

P_H^НПС₀ ⁻³ = H_4′−6 ρ  g  10⁻⁶ = 1140  890  9,81  10⁻⁶ = 9,95 МПа.

Разность геодезических отметок в данном случае составит Z₂^′ = −10 м.

Протокол работы №3 представлен в таблицах 6 и 7.

Таблица 6 – Результаты расчета основного задания

Q0 , м3/ч	hn0, м		pн0 , МПа				p , МПа
	НПС-2	НПС-3		ГНПС	НПС-2	НПС-3		x=40 км	x=200 км	x=400 км
1978,2	290,92	485,63		0,35	2,54	4,24		4,51	5,12	7,51

Таблица 7 – Результаты расчета дополнительных заданий

№ дополнительного задания	Q , м3/ч	hп, м				pн , МПа
		НПС-2	НПС-3		ГНПС		НПС-2		НПС-3
1	654,5	268,01	492,50		0,35		2,34		4,30
2	1978,2	352,77	485,63		0,35		3,08		4,24
3	1978,2	290,92	718,14		0,35		2,54		6,27

Вывод: в ходе данной лабораторной работы были изучены режимы работы нефтепровода при изменении координаты нефтеперекачивающей станции. Если станция смещается ближе к предыдущей, то подпор и напор на ней увеличиваются. Если же станция смещается ближе к следующей, то подпор и напор на ней уменьшаются.

---

Смотрите также файлы

• Неотложная помощь при острых отравлениях.docx

• Воздухоносные пути.docx

• Когда Лян Яньбэй догнал их, он увидел, как за ноги Вэнь Чаня и Чжун Вэньцзиня хватается валяющийся на земле юноша.pdf

• Алёшин А. С. Экономическая сущность и меры антикризисного управления на предприятии Экономика и бизнес теория и практика. 2022. 5 С. 1821.docx

• Цзилечэн был окутан гармонией и спокойствием. Висящее высоко в небе солнце бросало на на редкость тихие улицы лучи.pdf