Введение
На магистральных нефтепроводах используется в основном три вида нефтеперекачивающих станции (НПС): головные нефтеперекачивающие станции нефтепроводов (ГНПС),промежуточные нефтеперекачивающие станции (ПНПС) и головные нефтеперекачивающие станции эксплуатационных участков нефтепровода (ГНПС эксплуатационных участков).
ГНПС предназначена главным образом для приёма нефти с промыслов и подачи её в нефтепровод. Они имеют резервуарный парк, играющий роль буферной ёмкости между промыслами и магистралью и роль аварийной ёмкости при аварии на магистрали или промыслах.
ПНПС служат для восполнения потерь энергии жидкости, возникающих при движении потока нефти по магистрали. Данные станции располагаются по трассе через 100-150 км.
ГНПС эксплуатационных участков нефтепровода в основном предназначены для гидродинамического разобщения магистралей на относительно небольшие участки (400-600 км) с целью облегчения управлением перекачкой и локализации гидродинамических возмущений потока (гидроударов) в пределах данных участков. Эта функция подобных НПС выполняется за счёт размещения на них резервуарных парков.
Последние являются средством гидродинамического разобщения магистралей на эксплуатационные участки. Технологические схемы ГНПС нефтепровода и ГНПС эксплуатационных участков практически аналогичны[1].
Определение исходных расчетных данных
Нефтепровод длиной L=120 км (внешним диаметром D=820 мм, толщиной стенки δ=10 мм с абсолютной шероховатостью Δ=0,2 мм). Плотность нефти ρ=870 кг/м3, кинематическая вязкость ν=12 сСт, давление упругости насыщенных паров Pу=10 кПа. На НПС включены последовательно два насоса марки НМ 5000-210 (на 2500 м3 и НМ 3600-230) Подпор перед станцией составляет hп=40м, давление в конце участка равно Pк=0,30Мпа.
| Координата x, км | |||||||
| Вариант | Высотная отметка Z, м | ||||||
Расчет гидравлического режима совместной работы участка нефтепровода и нефтеперекачивающей станции
Предположим сначала, что самотечных участков в трубопроводе нет (хотя в сечении х=20 км имеет довольно высокую геодезическую отметку).
где Zн, Zк — высотные отметки начала и конца участка, соответственно; hп-подпор перед перекачивающей станцией; hк — напор в конце участка; H = F(Q) — гидравлическая (Q — H)— характеристика перекачивающей станции; Q — расход перекачки; hн—к (Q)— потери напора между началом и концом участка; λ(Re, ε) — коэффициент гидравлическогосопротивления;
L — протяженность участка;
Тогда уравнение баланса напоров:
После упрощения получаем уравнение:
)
которое решаем методом итераций. Сначала выбираем 
и находим скорость в первом приближении
Затем проверяем правильность сделанного выбора:
В качестве второго приближения полагаем 
находим скорость перекачки:
и проверим правильность выбора:
Итак, 
. Рассчитываем гидравлический уклон:
Это означает, что если бы в трубопроводе не было самотечных участков, то напор уменьшался бы на 
м каждый километр протяженности трубопровода. Определим, какой напор будет в наивысшей точке профиля трубопровода, то есть в сечении х=20 км.
Выясняется, что это значение меньше высотной отметки Z=325 м исследуемого сечения, следовательно, исходное предположение об отсутствии в трубопроводе самотечного участка неверно. В сечении х=20 км находится перевальная точка и начинается самотечный участок. Следовательно, расчетная длина трубопровода равна не 120 км, а 20 км.
Составляем новое уравнение баланса напоров:
После упрощения получаем уравнение:
)
Которое решаем методом итераций. Сначала выбираем
и находим скорость в первом приближении
Затем проверяем правильность сделанного выбора:
В качестве второго приближения полагаем 
находим скорость перекачки:
и проверим правильность выбора:
5390,964 м3/ч
Решив новое уравнение так же, как и предыдущее, методом итераций, получаем v=2.98 м/с.
Это означает, что расход перекачки составляет Q=5390.964 м3/ч.
Далее находим давление в начале участка по формуле:
Заключение
В данном курсовом проекте был произведен расчет гидравлического режима совместной работы участка нефтепровода и нефтеперекачивающей станции. Протяженность нефтепровода L=120 км, внешний диаметр трубы составляет 820 мм, толщина стенки 10 мм. На НПС включены последовательно два насоса марки НМ 5000-210 (на 2500 м3 и НМ 3600-230). В ходе расчета были получены результаты расхода перекачки Q=5390.964 м3/ч и давления в начале участка нефтепровода 
Список литературы
1. Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и продуктопроводов. Земенков Ю. Д. 2006.
2. Задачник по трубопроводному транспорту нефти, нефтепродуктов и газа. Лурье М.В.
3. Компьютерный практикум по трубопроводному транспорту нефти и нефтепродуктов. А.С.Дидковская, М.В.Лурье
[1] Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и продуктопроводов. Земенков Ю. Д. с. 116