Уравнение баланса напоров магистрального нефтепровода (6 видео)

Содержание

Уравнение баланса напоров
Проектирование и эксплуатация магистральных нефтепроводов (стр. 10 )
5.3.2 Уравнение баланса напоров
5.3.3 Особенности технологического расчёта МН с промежуточными перекачивающими станциями
5.3.4 Решение уравнения баланса напоров
5.4.1 Изменение пропускной способности МН в процессе эксплуатации
5.4.2 Практика изменения режимов перекачки
5.4.3 Классификация методов регулирования
5.4.4 Дискретное регулирование характеристик НПС
Методическое указание к выполнению практической работы: «Гидравлический расчет нефтепровода. Определение числа насосных станций и расстановка их по трассе нефтепровода»
🔍 Видео

Видео:Закон БернуллиСкачать

Уравнение баланса напоров

Целью одного из наиболее распространенных видов гидравлического расчета является определение потерь напора при перемещении жидкости по трубопроводу.

Найдем потери участка трубопровода длиной l и диаметром D, с нефтеперекачивающей станцией (НПС) в начале. В основе расчета потерь напора используется известное уравнение Бернулли, имеющее вид

, (6.1)

где Р₁ и Р₂ – давление в начальном и конечном сечениях трубопровода, соответственно; z₁ и z₂ – высотные отметки этих сечений; υ₁ и υ₂ – средние скорости потока в них; h_1-2 – потери напора на участке (на трение и местные сопротивления).

Поскольку, расход и диаметр участка постоянны, то скорость потока в трубопроводе также будет неизменной, и скоростные составляющие уравнения обычно исключаются ввиду равенства.

Т.к. МН характеризуется значительной протяженностью, то для упрощения расчета потери с точностью достаточной для инженерных расчетов принимают

h_м – потери напора на местных сопротивлениях, h_л – потери напора на преодоление сил вязкостного трения

Тогда полные потери по формуле Блазеуса составят

. (6.3)

С учетом вышесказанного уравнение Бернулли примет вид

(6.4)

В магистральном нефтепроводе давление в перекачиваемой среде создается и поддерживается с помощью насосов, расположенных на НПС. Это давление является избыточным. Согласно основному уравнению гидростатики, оно равно

, (6.5)

Тогда напор, развиваемый насосом (НПС) найдется как

. (6.6)

Соответственно остаточный напор в конечном сечении участка нефтепровода будет равен

. (6.7)

С другой стороны начальный напор Н₁, складывается из подпора Н_п, необходимого для безкавитационной работы основных центробежных насосов, напора, развиваемого основными насосами НПС Н_ст и внутристанционных потерь h_вн в обвязке перекачивающего оборудования (принимается 15м):

. (6.8)

Тогда уравнение Бернулли после изменений примет вид

, (6.9)

Данное уравнение называется уравнением баланса напоровдля одного перегона. Если перекачка ведётся «из насоса в насос», когда подпорные насосы необходимы только на головной нефтеперекачивающей станции (ГНПС), а подпором для ПНПС будет ΔН, то величина остаточного напора должна быть не меньше допустимой высоты всасывания ΔН_д из условия безкавитационной работы основных насосов

(6.10)

Также напор развиваемый станцией (с учетом подпора) не должен превышать допустимого Н_доп из условия прочности трубопровода

(6.11)

Для магистрали в целом уравнение баланса напоров будет выглядеть следующим образом

, (6.12)

где L – длина всей магистрали, м; n – количество НПС; Н_к – напор в конце магистрали, учитывающий потерю напора в трубопроводах конечного пункта h_кп и высоту уровня взлива Н_р в резервуаре, Н_к принимают от 20 до 40 метров.

Таким образом, согласно уравнения баланса напоров, напоры, развиваемые насосными станциями, расходуются на:

а) потери напора на трение;

б) потери напора на местные сопротивления;

в) на преодоление разницы высот конца и начала перегона;

г) на подпор между станциями или на обеспечение Н_к.

Видео:Закон БернуллиСкачать

Проектирование и эксплуатация магистральных нефтепроводов (стр. 10 )

Уравнение баланса напоров магистрального нефтепровода

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

K З – коэффициент загрузки электродвигателя, равный отношению мощности на валу электродвигателя N в к его номинальной мощности N эл. ном :

. (5.45)

Значения коэффициентов в формуле (5.45)

Потребляема мощность для НПС с РП, с учётом (5.37), определиться как

. (5.46)

5.3.2 Уравнение баланса напоров

Рассмотрим работу одной ГНПС на МН: с одной стороны потребный напор для ведения перекачки с расходом Q определён ранее уравнением (5.11), с другой стороны располагаемый напор в начальном сечении трубопровода определяется уравнением (5.40), тогда приравняв располагаемый напор к потребному получим уравнение баланса напоров

, (5.47)

где h ост = p К /( r × g ) – остаточный напор в конце МН, м. Переход от давления к остаточному напору удобен потому, что последний определяется уровнем взлива в резервуаре, его нивелирной отметкой и потерями в подводящих трубопроводах. Ориентировочно можно принять h ост =30–40 м [2, 3, 25–27].

Левая часть уравнения (3.45) – это суммарный напор, развиваемый подпорной и магистральной насосными (располагаемый напор), а правая – напор, необходимый для ведения перекачки с проектным расходом Q (потребный напор) . Уравнение баланса напоров показывает, что расход в трубопроводе устанавливается сам собой (автоматически) таким образом, чтобы суммарный напор, развиваемый всеми работающими насосами, был равен напору, необходимому для ведения перекачки.

Графической интерпретацией уравнения баланса напоров является совмещенная характеристика нефтепровода и нефтеперекачивающих станций. На рис. 5.11 кривая МН изображает характеристику трубопровода, а кривая НПС – суммарную напорную характеристику всех работающих насосов. Точка пересечения характеристик называется рабочей точкой (Р), которая определяет пьезометрический напор в начале нефтепровода H Р и его производительность Q Р нефтепровода при заданных условиях перекачки. В левой части рис. 5.11 показано распределение напоров по ЛЧ МН.

Так как в правой части уравнения (5.47) расход подставляют в м3/с, то и в левой части уравнения необходимо перейти к этой же размерности, для этого замени коэффициент b в уравнении (5.35)–(5.39) на , а Q ч (м3/ч) на Q (м3/с).

Рис. 5.11. Графическая интерпретация уравнения баланса напоров

5.3.3 Особенности технологического расчёта МН с промежуточными перекачивающими станциями

Большая часть МН имеет промежуточные НПС. При этом возможны две основные схемы перекачки: «из насоса в насос» и «с подключенными резервуарами» (преимущества и недостатки указанных схем перекачки рассматривались в п.1.2.2). Рассмотрим уравнение баланса напоров для МН с тремя НПС, две из которых промежуточные НПС без РП (см. рис. 5.12). Если по трассе отсутствуют сбросы и подкачки, то можно составит следующую систему, записав уравнения баланса напоров для каждого перегона.

(5.48)

Здесь напор, создаваемый каждой НПС записан формулой (5.37) с заменой на =, остальные величины приводятся на рис. 5.12.

В системе уравнений (5.48) три неизвестных: расход Q и подпоры перед промежуточными НПС h П 2 и h П 3 . Сложив почленно все уравнения системы (5.48) получим уравнение баланса напоров для всего трубопровода

, (5.49)

Как можно увидеть в правой части находится суммарный напор создаваемый включенными магистральными насосами всех НПС и подпорными насосами первой станции, а левая часть представляет собой гидравлические потери во всём МН, т. е. для определения расхода можно считать, что все насосы расположены на первой НПС (см. рис. 5.12). Графическая интерпретация уравнения (5.49) приводится на рис. 5.12а, на рис. 5.12б показано распределение реальных напоров (сплошными линиями) и мнимых напоров (тонкой пунктирной линией).

Равенство создаваемого и требуемого напоров, а также равенство подачи насосов и расхода нефти в трубопроводе приводят к важному выводу: трубопровод и все НПС в пределах эксплуатационного участка составляют единую гидравлическую систему. Изменение режимов работы НПС (отключение части насосов или НПС) приведет к изменению режима МН в целом. Изменение гидравлического сопротивления трубопровода или отдельного его перегона (изменение вязкости, включение резервных ниток, замена труб на отдельных участках трассы и т. п.), в свою очередь, окажет влияние на режим работы всех НПС.

Рис. 5.12. Схема нефтепровода с промежуточными НПС

Зная производительность Q при данной схеме включения можно определить подпоры перед промежуточными НПС. Для определения подпора перед с-й НПС необходимо сложить с первых уравнений системы (5.48), тогда в общем виде получим

. (5.50)

Напор на выходе с-й НПС получим, сложив следующие величины

, (5.51)

Для работы МН необходимо выполнение следующих условий:

; (5.52)

, (5.53)

, (5.54)

где h min i , Hmax i , – соответственно разрешенные значения минимального напора на входе, максимального напора на выходе и максимального напор в нагнетательном коллекторе i -й НПС.

Если не выполняется условие (5.52) и (5.53), то срабатывает система автоматического регулирования (САР) НПС, при этом подпор перед НПС и напор в коллекторе увеличиваются, а напор после НПС уменьшается. Если не выполняется условие (5.54), то часть насосов должна быть выключена.

Уравнение баланса напоров для МН с N Э эксплуатационными участками можно получить, рассуждая аналогично, при этом вместо h п появится напор N Э × h п , а вместо h ост – напор N Э × h ост , после чего уравнение (5.49) примет вид

. (5.55)

Как правило, режимы работы МН рассчитывают по отдельным эксплуатационным участкам. Кроме того, при остановке одного эксплуатационного участка, другие некоторое время будут работать на имеющемся запасе нефти, что повышает надёжность МН.

5.3.4 Решение уравнения баланса напоров

Уравнение баланса напоров позволяет определять производительность – расход, устанавливающийся в трубопроводе, и распределение напоров по ЛЧ. Для решения уравнения баланса напоров относительно расхода перекачки можно использовать следующие методы:

1. Графо-аналитический метод – является наиболее наглядным и, хотя достаточно трудоёмок, позволяет относительно просто решать достаточно сложные задачи (например, определить расходы в ветвях сложного разветвлённого нефтепровода). Для его реализации проводится расчёт суммарного потребного напора всего нефтепровода и суммарного напора, создаваемого насосами НПС, для нескольких значений расходов (подач). Результаты расчётов наносятся на плоскость Q – H и соединяются плавными линиями. Точка пересечения суммарных кривых указывает суммарный расход в МН и пьезометрический напор в его начале, либо суммарный напор, создаваемый всеми НПС. Далее по правилам построения гидравлических характеристик соединений простых трубопроводов определяются расходы в соответствующих ветвях (см. рис. 5.13).

Рис. 5.13. Графоаналитическое решение уравнения баланса напоров

2. Метод последовательных приближений, для реализации которого выразим потери на трение через расход, применяя уравнение Дарси-Вейсбаха, тогда получим следующее трансцендентное уравнение

, (5.56)

где n и m – число параллельно включенных работающих подпорных насосов и число последовательно включенных работающих магистральных насосов.

Выразим из уравнения (5.56) расход

, (5.57)

Ход решения уравнения (5.57) аналогичен решению уравнения (5.12) и приводится в п. 5.2.3.

3. Аналитическое решение (для заданного гидравлического режима) уравнения баланса напоров можно получить, представив зависимость напора, развиваемого насосами, от расхода в следующем виде

, (5.58)

где коэффициенты A и B определяются при обработке экспериментальных данных или из решения системы уравнений

(5.59)

Решая относительно коэффициентов A и B , получим:

; (5.60)

. (5.61)

В качестве Q 1 и Q 2 , согласно [18, 27] принимаем: Q 1 =0,8 · Q ном .; Q 2 =1,2 · Q ном , однако если рабочая точка системы выйдет за пределы рабочей зоны эти значения необходимо будет откорректировать.

Нетрудно заметить, что для зоны смешанного трения коэффициенты A и B будут приблизительно равны, а для зоны квадратичного трения строго равны коэффициентам паспортной характеристики a и b .

Тогда уравнение (5.49) можно записать в виде

.(5.62)

Решая уравнение (5.62) относительно расхода, получим

. (5.63)

Порядок определения расхода по уравнению (5.63) аналогичен решению уравнения (5.13), которое рассмотрено в п. 5.2.3.

Решение указанным способом достаточно трудоёмко, однако позволяет решать в аналитическом виде большинство задач трубопроводного транспорта.

4. Численное решение может быть организовано различными методами, наиболее простой из них это подбор параметра, который можно реализовать при помощи встроенной функции «подбор параметра» в Microsoft Exel .

5.4.1 Изменение пропускной способности МН в процессе эксплуатации

Изменение пропускной способности МН в течении времени связано:

— с изменением реологических параметров нефти вследствие сезонного изменения температуры, а также влиянием содержания воды, парафина, растворенного газа и т. п.;

— с уменьшением несущей способности секций труб при эксплуатации;

— с засорением внутренней полости трубопровода;

Температура нефтей и нефтепродуктов, при транспорте и хранении, изменяется в течении года, что ведёт к изменению пропускной способности МН. Минимальную пропускную способность трубопровод имеет в марте–апреле, когда температура грунта и перекачиваемой нефти наименьшая. С повышением температуры в весеннее–летний период пропускная способность увеличивается и достигает максимального значения в августе. Практикой установлено, что пропускная способность МН в тёплое время года возрастает до 110–114 % от расчётной (проектной) пропускной способности в зимнее время.

Для того чтобы определить во сколько раз изменится пропускная способность МН (при неизменном давлении) при изменении коэффициента кинематической вязкости с n до n Н , обусловленную сезонным колебанием температур, разделим новую пропускную способность Q Н , определённую по (5.10) на старую Q

. (5.64)

С течением времени, за счёт коррозии и других процессов, способствующих уменьшению толщины стенки трубопровода и появлению других дефектов, несущая способность секций трубопровода уменьшается, что ведёт к необходимости понижать давления на выходе НПС, а, следовательно, к изменению гидравлического уклона МН. Влияние несущей способности на пропускную способность можно выразить через гидравлические уклоны

. (5.65)

В процессе эксплуатации внутренняя полость труб нефтепровода засоряется скоплением воды, парафина, паров, механических примесей. Постепенное нарастание этих скоплений приводит к росту гидравлического сопротивления трубопровода, что неминуемо скажется на пропускной способности последнего. Оценка состояния внутренней полости производится по величине эффективного диаметра D ЭФ или по величине коэффициента гидравлической эффективности участка МН Е.

Эффективный диаметр показывает, каким должен быть диаметр простого трубопровода, чтобы его гидравлический уклон равнялся фактическому уклону участка и определяется из уравнения (5.10) c учётом фактического гидравлического уклона МН

, (5.66)

где i Ф – фактическая величина гидравлического уклона, которая выражается из уравнения (5.3) по существующим давлениям в начале и конце рассматриваемого участка

, (5.67)

Эффективность работы является более информативной величиной, так как показывает не только наличие загрязнения, но и дает оценку их влияния на гидравлическое сопротивление участка и оценивается соотношением теоретического и фактического гидравлических уклонов:

. (5.68)

Тогда влияние состояния внутренней полости на пропускную способность МН можно оценить следующими зависимостями

. (5.69)

. (5.70)

5.4.2 Практика изменения режимов перекачки

Системы МН предназначены для перекачки больших объемов нефти от поставщиков к многочисленным потребителям, находящимся как внутри, так и за рубежами страны. Управление процессами перекачки для таких систем подчинено жесткому требованию [28]: оно должно обеспечивать выполнение планов приема нефти от поставщиков и сдачи нефти по всем потребителям системы за некоторый плановый период времени. Управление собственно процессом перекачки сводится к выбору и выполнению определенных режимов работы МН.

Ни один МН не работает с постоянной производительностью в течение расчетного числа суток перекачки. Это связано с целым рядом причин:

— изменение со временем пропускной способности (см. п.5.4.1);

— пуск очистных устройств;

— отказы основного оборудования;

— неритмичность и перебои в поставках плановых объемов нефти;

— неравномерность приема плановых объемов нефти нефтеперерабатывающими заводами;

— отсутствие нефти в резервуарах ГНПС (головных ННПС эксплуатационных участков), или недостаточное по сравнению с плановым поступление нефти в эти резервуары, отсутствие свободного объема в резервуарах КП;

— переменная загрузка МН, которая обусловлена различной закономерностью работы поставщиков нефти, нефтепровода и потребителей (НПЗ).

5.4.3 Классификация методов регулирования

С учётом (5.39) и (5.33) уравнение баланса напоров (5.47) можно представить в виде следующей системы уравнений

(5.71)

Из уравнения (5.71) следует, что все методы регулирования можно условно разделить на две группы: методы, связанные с изменением параметров НПС и методы, связанные с изменением параметров трубопровода. С другой стороны все методы можно разделить на методы «дискретного» и «плавного» регулирования. Для методов «плавного» регулирования характерно изменение технологических параметров в широком диапазоне, а для методов «дискретного» регулирования характерно скачкообразное изменение технологических параметров.

Разделение методов регулирования технологических параметров по указанным критериям представлено в табл. 5.5.

Классификация методов регулирования

Группа методов, направленная

на изменение параметров НПС

Группа методов, направленная

на изменение параметров ЛЧ

— использование сменных роторов

— обточка рабочих колёс насосов1

— изменение схемы включения насосов

изменение схемы включения ЛЧ

— изменение частоты вращения вала насоса

применение противотурбулентных присадок

1. Метод позволяет производить «плавное» регулирование технологических параметров НПС, но количество и объёмы обточек ограничены, в тоже время метод не позволяет обеспечивать плавное регулирование в процессе эксплуатации

2. Методы можно отнести к группе, направленной на изменение параметров ЛЧ, однако эти изменения касаются гидравлических характеристик трубопроводов НПС, а следовательно и суммарной характеристик НПС

5.4.4 Дискретное регулирование характеристик НПС

Большинство современных магистральных насосов укомплектовано сменными роторами на подачу 0,5· Q Н , 0,7· Q Н и 1,25· Q Н , которые имеют различные характеристики (рис. 5.14). Установка сменных роторов позволяет произвести дискретное изменение напора для каждого магистрального (на 20–30 м) и расхода в МН см рис. 5.14.

Видео:Семинар. Уравнение баланса напоров для участка магистрального нефтепроводаСкачать

Методическое указание к выполнению практической работы: «Гидравлический расчет нефтепровода. Определение числа насосных станций и расстановка их по трассе нефтепровода»

Обращаем Ваше внимание, что в соответствии с Федеральным законом N 273-ФЗ «Об образовании в Российской Федерации» в организациях, осуществляющих образовательную деятельность, организовывается обучение и воспитание обучающихся с ОВЗ как совместно с другими обучающимися, так и в отдельных классах или группах.

Методическое указание к выполнению практической работы:

«Гидравлический расчет нефтепровода. Определение числа насосных станций и расстановка их по трассе нефтепровода»

Гидравлический расчет нефтепровода необходим для определения потерь напора в трубопроводе.

Секундный расход нефти в трубопроводе (м 3 /с):

(1.1)

Средняя скорость нефти в трубопроводе (м/с):

(1.2)

Потери напора на трение в трубе круглого сечения определяют по формуле Дарси-Вейсбаха:

(1.3)

или по обобщенной формуле Лейбензона:

, (1.4)

где λ- коэффициент гидравлического сопротивления (табл.3.6.1),

β , т — коэффициенты обобщенной формулы Лейбензона (табл.3.6.1).

Значения коэффициентов λ, β , т зависят от режима течения жидкости и шероховатости внутренней поверхности трубы, а также характеризуется безразмерным числом Ренольдса:

(1.5)

При значениях Re режим течения жидкости ламинарный. При турбулентном течении различают три зоны трения:

— гидравлически гладкие трубы: 2320 Re _Ι ;

; ; , (1.6)

где — относительная шероховатость труб,

k _э — эквивалентная шероховатость (табл. 3.6.2), м

Таблица 1 Значения коэффициентов λ, β , т для различных режимов течения жидкости

Таблица 3.6.2 Эквивалентная шероховатость труб(данные А.Д. Альтшуля)

После нескольких лет эксплуатации

С незначительной коррозией после очистки

Сильно заржавленные или с большими отложениями

Примечание: В знаменателе указаны средние значения эквивалентной шероховатости.

Гидравлический уклон — это потери напора на трение на единицу длины трубопровода и определяется по формуле:

(1.7)

Полные потери напора в трубопроводе определяются по формуле:

(1.8)

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

— разность геодезических отметок конца и начала нефтепровода, м;

Н _кп — остаточный напор в конце эксплуатационного участка. Необходимый для закачки нефти в резервуары, Н _кп =30-40 м;

— число эксплуатационных участков:

(1.9)

На границе эксплуатационных участков станции являются своего рода также «головными», вместимостью резервуарного парка 0,3-0,5 суточной пропускной способности трубопровода. В случае обеспечения приемосдаточных операций вместимость резервуарного парка должна быть увеличена до 1,0-1,5Q _cym . На головных основных нефтеперекачивающих станциях до 3Q _cym .

Суммарный напор, развиваемый насосными станциями нефтепровода, складывается из напора, развиваемого всеми подпорными насосами «головных» насосных станций и суммарного напора п станций:

где Н _ст — расчетный напор одной станции.

Уравнение баланса напоров имеет вид:

Отсюда число насосных станций равно:

(1.13)

Полученное число насосных станций получается дробным. Оно может быть округлено как в большую сторону, так и в меньшую сторону числа станций.

Если заказчик настаивает на точном обеспечении проектной производительности нефтепровода, то необходимо регулирование совместной работы насосных станций и нефтепровода, либо регулирование каждого в отдельности. Регулирование осуществляется следующими методами:

изменением количества работающих насосов;

применением сменных роторов или обточки рабочих колес;

изменением частоты вращения вала насоса;

байпасированием (перепуск части жидкости из напорной во всасывающую линию);

применением противотурбулентных присадок.

Если же заказчика устраивает, что фактическая производительность нефтепровода отличается от плановой, то исходя из технико-экономических показателей принимается один из вариантов.

Рассмотрим вариант округления числа перекачивающих станций в меньшую сторону. В этом случае напора станций недостаточно, а чтобы обеспечить плановую производительность Q необходимо уменьшить гидравлическое сопротивление трубопроводов прокладкой лупинга. При этом характеристика трубопровода станет более пологой и рабочая точка А ₁ сместится до положения А ₂ (рис.3.6.1).

Длину лупинга определяем по формуле:

, (1.14)

где , (1.15)

n ₁ — округленное меньшее целое число перекачивающих станций.

При D=D _л , величина .

Рис 2 Совмещенная характеристика нефтепровода при округлении числа

перекачивающих станций в меньшую сторону

1-характеристика трубопровода постоянного диаметра (H=1,02iLp+Δz+N _э h _ocm )’,

Рассмотрим вариант округления числа перекачивающих станций в большую сторону. В этом случае следует предусмотреть вариант циклической перекачки, при этом осуществляется два режима: часть ведется на повышенном режиме с производительностью Q ₂ >Q со временем τ ₂ (если на каждой НПС включено m магистральных насосов), а остаток времени τ ₁ нефтепровод работает на пониженном режиме с производительностью Q ₁ (если на каждой НПС включено m-1 магистральных насосов) (рис.3.6.2).

Параметры циклической перекачки определяются из решения системы уравнений:

;

, (1.16)

Рис. 3. Совмещенная характеристика нефтепровода при циклической перекачке

Значения Q ₁ и Q ₂ определяются графически из совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающих станций или аналитически.

Решение системы — это определение времени перекачки при двух режимах:

, (1.17)

Размещение нефтеперекачивающих станций выполняется графически на сжатом профиле трассы. Рассмотрим первый случай, когда число нефтеперекачивающих станций принято в большую сторону (рис.3.6.3).

1)При циклической перекачке величина гидравлического уклона вычисляется исходя из наибольшей производительности нефтепровода Q ₂

2) Строится треугольник гидравлического уклона abc (с учетом надбавки на местные сопротивления) с учетом вертикального масштаба высот и горизонтального масштаба длин сжатого профиля трассы.

Рис.4 Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода

Из начальной точки трассы точки А вертикально вверх откладывается отрезок, равный напору перекачивающей станции Нст1 в принятом масштабе высот. Из вершины отрезка Нст1 проводится линия, параллельная гипотенузе гидравлического треугольника, до пересечения с профилем трассы. Местоположение второй НПС соответствует точка М.

Из вершины отрезка Нст1 вертикально вверх откладывается отрезок, равный Н _п в масштабе высот. Линия, проведенная параллельно гипотенузе треугольника abc из вершины Нст1+ Н _п , показывает распределение напора на первом линейном участке.

Аналогично определяется месторасположения остальных НПС в пределах эксплуатационного участка.

Место расположения НПС на границе эксплуатационных участков определяется построением отрезка ВС, который проводится из вершины отрезка CN= Нст1+Нп -Нкп

параллельно гипотенузе гидравлического треугольника до пересечения с профилем трассы.

При правильно выполненных расчетах и построениях на конечном пункте трубопровода остается остаточный напор Н _кп .

Рассмотрим пример округления числа нефтеперекачивающих станций в меньшую сторону (рис 4).

Рис. 5 – Расстановка нефтеперекачивающих станций и лупингов по трассе

1) Рассчитываем длину 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

Из точек C ₁ и B ₁ строится параллелограмм C ₁ F ₁ B ₁ K ₁ стороны F ₁ B ₁ и C ₁ K ₁ которого параллельны линии bd, а стороны C ₁ F ₁ и B ₁ K ₁ — параллельны линии bc гидравлических треугольников abc и abd. При этом горизонтальные проекции отрезков C ₁ F ₁ и B ₁ K ₁ равны протяженности лупинга в горизонтальном масштабе. 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 С ₂ и С ₃ строятся части аналогичных C ₁ F ₁ B ₁ K ₁ , параллелограммов до пересечения с профилем трассы. Таким образом, вторую перекачивающую станцию можно разместить в зоне возможного расположения В ₂ К ₂ , а третью — в зоне В ₃ К ₃ .

5) 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 С ₂ В ₂ , определяется протяженность лупинга i _л1 . Аналогичные построения выполняются для размещения остальных лупингов и станций. Сумма длин отрезков i _л1 , i _л2 и i _л3 должна равняться расчетной длине лупинга 1 _л .