2 Построение гидравлической характеристики магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода)

Гидравлическая характеристика нефтепровода (нефтепродуктопровода) – это аналитическая или графическая зависимость полной потери напора в нефтепроводе (нефтепродуктопроводе) от расхода (пропускной способности).

Строится характеристика нефтепровода (нефтепродуктопровода) по уравнению

Н_о = f ·Q_с^2-m + a ·f· Q_с^2-m +z, м

Н_о =(1 + a)·f ·Q_с^2-m +z, м

Задаваясь значениями объемной секундной пропускной способности нефтепровода (нефтепродуктопровода) Q_с , определяют соответствующие им значения полной потери напора Н_о

Таблица 1– Расчетные данные для построения гидравлической характеристики

магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода)

Объемная секундная пропускная способность нефтепровода (нефтепродуктопровода) Qс , м3/с	Объемная часовая пропускная способность нефтепровода (нефтепродуктопровода) Qч = 3600·Qс , м3/ч	Сопротивление нефтепровода (нефтепродуктопровода) (полная потеря напора) Но = (1 + a)·f ·Qс2-m +z,м
Qс1	Qч1	Но1
Qс	Qч	Но
Qс2	Qч2	Но2

Рис.1 Гидравлическая характеристика

магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода)

Расчет числа перекачивающих станций (пс)

Число перекачивающих станций определяется из уравнения баланса напоров

n₀·H_ПС = i·L₀ + z₀ ,

где	n0	–	расчетное число перекачивающих станций;
	HПС	–	напор, развиваемый одной перекачивающей станцией, м;
	i	–	гидравлический уклон магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), м;
	L0	–	полная длина магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), м;
	z0	–	разность отметок конца и начала магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), м

1 Выбираются насосы для перекачки заданного количества нефти по магистральному нефтепроводу (нефтепродуктопроводу)

Подача насоса (объемная) – это объем нефти, подаваемый насосом в магистральный нефтепровод (нефтепродуктопровод) за единицу времени. Подача насоса равна объемной пропускной способности магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода).

Определяется объемная часовая подача насоса

Q_ч = 3600·Q_c , м³/ ч ,

где Q_c – объемная секундная пропускная способность магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), м³/ с;

3600 – число секунд в часе.

По найденному значению Q_ч выбираются насосы для перекачки нефти из нормального ряда насосов ( [22], стр. 322 – 324, 55; 54], стр. 34; [58], стр. 44; [59], стр. 28 и др.).

Таблица 2 - Техническая характеристика насосов___________

Параметр	Обозначение	Величина
1 Номинальная подача	Q	м3/ ч
2 Развиваемый напор	Н	м
3 Допускаемый кавитационный запас сверх упругости насыщенных паров	h1	м
4 Коэффициент полезного действия (кпд)		%
5 Частота вращения	n	мин-1
6 Наружный диаметр рабочего колеса	D2	м
7 Ширина лопатки	b2	м

Примечание. Технические данные насосов можно также взять в следующих учебниках:

•Петров В.Е. Машинист технологических насосов на нефтеперекачивающих станциях. - М.:Недра, 1988, стр. 196 – 202

•Харламенко В.И., Голуб М.В. Эксплуатация насосов магистральных нефтепродуктопроводов.- М.: Недра, 1978, стр. 48-61

2 Определяется напор, развиваемый одной перекачивающей станцией

H_ПС = Н₀ + h, м ,

где Н₀ – полная потеря напора на расчетном участке магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода),м;

h – общий дополнительный напор на расчетном участке магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода),м

h = h₁ + h_вс + h_нг + h _рез , м,

где h₁ – допускаемый кавитационный запас для выбранных насосов, м;

h_вс – потери напора во всасывающих трубопроводах следующей станции, м. Рекомендуется h_вс = 5 ÷15 м;

h_н – потери напора в нагнетательных трубопроводах данной станции, м.Рекомендуется h_нг = 5 ÷15 м;

h_рез – потери напора в трубопроводных коммуникациях резервуарного парка, м. Рекомендуется h _рез = 5 ÷15 м

3 Определяется гидравлический уклон магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода),м

Гидравлический уклон представляет собой линейную потерю напора, отнесенную к единице длины магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода)

i =(·Q_c^2-m·^m)d ^5-m или i = f₀·Q_c^2-m

где f₀ – гидравлический уклон при единичном расходе (Q_c = 1)

f₀ = (·^m)d ^5-m

где , m – коэффициенты, зависящие от режима движения жидкости и зоны трения

([5],стр. 47; [6], стр. 95, табл. 32; [58], стр. 56, табл. 5.6; [59], стр. 45, табл. 4.5);

 – кинематическая вязкость нефти, м²/с;

d – внутренний диаметр нефтепровода, м.

4 Определяется расчетное число перекачивающих станций

n₀ = ( i·L₀ + z₀ )/ H_ПС,

где L_o – полная длина магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода),м;

z₀ – разность отметок конца и начала магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), м

5 Расчетное число перекачивающих станций n₀ округляется до ближайшего целого числа n .

Если n > n_{0 ,} то есть округляется в большую сторону, то насосы работают с недогрузкой (недогружены), что экономически невыгодно. Поэтому расчетное число перекачивающих станций округляется в меньшую сторону, то есть n < n₀. Тогда насосы перегружены. Чтобы уменьшить нагрузку на насосы (уменьшить сопротивление магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода)), прокладывают лупинг (или вставку большего диаметра).

6 Определяется длина лупинга

Лупинг – это участок трубопровода, проложенный параллельно основному трубопроводу (то есть параллельно магистрали)

x₀ = H_ПС·(n₀-n)/i·(1-),м

где x₀ – общая длина лупингов на магистральном нефтепроводе (нефтепродуктопроводе), м;

 – коэффициент , уменьшающий значение гидравлического уклона лупинга ( а следовательно, и гидравлическое сопротивление участка магистрального нефтепровода с лупингом).

При равенстве диаметров магистрали и лупинга (d = d _л )

 =1/2^2-m

( [58], стр. 58; [59], стр. 47)

Если предлагается укладка вставки большего диаметра, то общая длина вставки определяется по той же формуле, что и лупинга, а коэффициент _в определяется по формуле

_в = (d /d_в)^5-m ,

где d_в – внутренний диаметр вставки, м

7 Определяется расстояние между перекачивающими станциями (длина участка магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), длина перегона) при условии, что все участки магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) одинаковой длины. Впоследствии расстояние между перекачивающими станциями уточняется при расстановке перекачивающих станций на профиле трассы по методу В.Г. Шухова

L = L₀/n,м

8 Определяется длина лупинга на каждом участке магистрального нефтепровода при условии, что лупинги равномерно распределены между перекачивающими станциями. Впоследствии уточняется при расстановке перекачивающих станций на профиле трассы по методу В.Г. Шухова.

x = x ₀/n,м

9 Проверяется напор, развиваемый одной перекачивающей станцией

Н_ПС = i·[ L – x ·( 1 –)], м

10 Определяется давление, развиваемое насосами одной перекачивающей станции

p_ПС = ·g·H_ПС, Па

или

p_ПС = ·g·H_ПС ·10^-6, МПа

где  - плотность нефти ,

g - ускорение свободного падения, g = 9,81м/с²

УВЕЛИЧЕНИЕ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ МАГИСТРАЛЬНОГО

НЕФТЕПРОВОДА (НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДА)

1 Обоснование способа увеличения пропускной способности

магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода)

С необходимостью увеличения пропускной способности магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) приходится встречаться при проектировании, сооружении и эксплуатации нефтепроводов (нефтепродуктопроводов). Для выбранного диаметра и толщины стенки трубы и конкретного насосного оборудования расчетная пропускная способность магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) может оказаться ниже требуемой. Проектировщик должен решить задачу доведения пропускной способности до заданной. Магистральный нефтепровод (нефтепродуктопровод) сооружают и вводят в эксплуатацию очередями. Каждая последующая очередь дает определенную степень прироста пропускной способности нефтепровода (нефтепродуктопровода). Технологические режимы эксплуатации нефтепровода (нефтепродуктопровода) на каждой стадии (очереди) необходимо закладывать в проект. Наконец, открытие новых и истощение существующих месторождений, строительство новых нефтеперерабатывающих заводов предопределяет задачу увеличения пропускной способности в целом всего действующего магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) или отдельных участков трубопроводной системы.

Известны несколько методов увеличения пропускной способности магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода):

• укладка параллельно основной магистрали дополнительного участка нефтепровода (нефтепродуктопровода) расчетной длины – лупинга;

• укладка вставки, т.е. участка нефтепровода (нефтепродуктопровода) увеличенного диаметра;

• удвоение числа перекачивающих станций;

• комбинированный метод, т.е. удвоение числа перекачивающих станций с одновременной укладкой лупингов.

Увеличение пропускной способности путем установки дополнительных насосных агрегатов на существующих перекачивающих станциях обычно не практикуется потому, что увеличение числа параллельно работающих насосов приводит к возрастанию потери напора (вследствие увеличения скорости движения нефти), в результате чего может существенно повыситься давление, допустимое по расчетной прочности нефтепровода (нефтепродуктопровода). Кроме того, редко практикуется метод укладки вставок, так как в этом случае требуется полная остановка нефтепровода (нефтепродуктопровода) на период врезки вставки, а сменяемые трубы в дальнейшем не находят полноценного применения (как бывшие в употреблении).

Наиболее целесообразный метод увеличения пропускной способности нефтепровода (нефтепродуктопровода) выбирают исходя из особенностей данного нефтепровода (нефтепродуктопровода) и технико-экономического сравнения возможных вариантов. Однако, при любом варианте учитывают прочность данного нефтепровода (нефтепродуктопровода) и его состояние.

1.1 Определяется пропускная способность нефтепровода (нефтепродуктопровода) после расширения

Q_с1 = (1+ K)·Q_с м³/с,

где Q_с – первоначальная объемная секундная пропускная способность нефтепровода, м³/с;

K – заданное увеличение пропускной способности, доли единицы.

1.2 Определяется заданный коэффициент увеличения пропускной способности нефтепровода (нефтепродуктопровода)

 = Q_с1 / Q_с = 1 + K

1.3 Выбирается способ увеличения пропускной способности нефтепровода (нефтепродуктопровода), для чего заданный коэффициент увеличения пропускной способности нефтепровода (нефтепродуктопровода)  сравнивается с числом 2 ^1/(2-m)

1.3.1 Если   2 ^1/(2-m), то рекомендуется удвоение числа перекачивающих станций.

1.3.2 Если  « 2 ^1/(2-m), то рекомендуется укладка лупинга.

1.3.3 Если  » 2 ^1/(2-m), то рекомендуется комбинированный способ.

Здесь m – коэффициент, зависящий от режима движения нефти (нефтепродукта) и зоны трения ( [5], стр. 47, [6], стр. 95, табл. 32; [58], стр. 56, табл. 5.6; [59], стр. 45, табл. 4.5).

1.4 Производятся расчеты, связанные с увеличением пропускной способности нефтепровода (нефтепродуктопровода).

1. Если выбрано удвоение числа перекачивающих станций, то определяется расстояние между перекачивающих станций (длина участка магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) , длина перегона)

L ₁ = L / 2, м,

где L – расстояние между перекачивающими станциями до увеличения пропускной способности магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), м

1.4.2 Если выбрана укладка лупинга, то определяется длина лупинга. При условии, что до увеличения пропускной способности на магистральном нефтепроводе (нефтепродуктопроводе) лупингов не было и диаметр лупинга равен диаметру магистрали, то есть d = d_{л ,} длина укладываемого лупинга

x = [L·(1- ^{m -2})]/ (1-) ,м,

где  - коэффициент, зависящий от режима движения нефти (нефтепродукта) и зоны трения ( [58], стр. 58; [59], стр. 47)

L - расстояние между перекачивающими станциями до увеличения пропускной способности магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), м

1.4.3 Если выбран комбинированный способ, то определяется расстояние между перекачивающими станциями и длина укладываемого лупинга.

L₁ = L / 2,м,

x = [L·(1-2· ^m-2)]/ (1-) ,м,

где L - расстояние между перекачивающими станциями (ПС) до увеличения пропускной способности магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), м

 - коэффициент, зависящий от режима движения нефти (нефтепродукта) и зоны трения ( [58], стр. 58; [59], стр. 47)