Основные параметры подпорных насосов серии нпв

Марка насоса	Диапазон изменения подачи насоса, м3/ч	Номинальные пераметры
		Подача, м3/ч	Напор,м	Допус-тимый кавита- ционный запас,м	К.П.Д., %
НПВ 150-60	90-175	150	60	3,0	71
НПВ 300-60	120-330	300	60	4,0	75
НПВ 600-60	300-700	600	60	4,0	77
НПВ 1250-60	620-1550	1250	60	2,2	77
НПВ 2500-80	1350-3000	2500	80	3,2	82
НПВ 3600-90	1800-4300	3600	90	4,8	85
НПВ 5000-120	2700-6000	5000	120	5,0	85

Напорная характеристика центробежных насосов магистральных нефтепроводов (зависимость напора Н от производительности Q) имеет вид полого падающей кривой. Рабочая область этой характеристики достаточно хорошо описывается выражениями, в зависимости от требуемой степени точности.

(2.10)

или (2.11)

где a,b,a₀,a₁,a₂ – постоянные коэффициенты.

Значения коэффициентов уравнений приведены в приложениях Е и Ж[1].

Расчётный напор НПС принимается равным Н_СТ=m_M··h_M. Если условие не выполняется, то рабочее давление принимается равным Р_доп, а расчётный напор НПС равным:

(2.12)

Напор перекачивающей станции может быть снижен применением уменьшенных по наружному диаметру рабочих колёс магистральных насосов либо сменных роторов на пониженную подачу. Уменьшение расчётного напора в необходимых случаях может быть достигнуто также обточкой рабочих колёс по наружному диаметру. При этом коэффициент обточки, равный отношению уменьшенного D_2У и заводского D₂ наружных диаметров рабочего колеса насоса, определяется как:

(2.13)

где h_м* - требуемый напор, развиваемый магистральным насосом после обточки рабочего колеса; а_м, b_м – коэффициенты уравнения напорной характеристики магистрального насоса с соответствующим рабочим колесом диаметра D₂ приведённые в приложении Е [1].

Для принятого стандартного диаметра D_н вычисляется толщина стенки трубопровода

(2.14)

где Р – рабочее давление в трубопроводе, МПа; n_р – коэффициент надёжности по нагрузке; R₁ – расчётное сопротивление металла трубы, МПа, равное

(2.15)

R₁^н – нормативное сопротивление растяжению (сжатию), равное временному сопротивлению стали на разрыв, МПа (R₁^н=σ_в); m – коэффициент условий работы; k₁ – коэффициент надёжности по материалу; k_н – коэффициент надёжности по назначению;

Коэффициент n_р, m, k₁, k_н определяются по СНиП 2.05.06-85*.

Вычисленное значение толщины стенки трубопровода δ округляется в большую сторону до стандартной величины δ_н из рассматриваемого сортамента труб (приложение Г)[1].

Внутренний диаметр трубопровода определяется по формуле

(2.16)

Гидравлический расчёт нефтепровода выполняется для найденного значения внутреннего диаметра D_вн. Результатом гидравлического расчёта является определение потерь напора в трубопроводе.

При перекачке нефти по магистральному нефтепроводу напор, развиваемый насосами перекачивающих станций, расходуется на трение h_τ (с учётом местных сопротивлений), статического сопротивления из-за разности геодезических (высотных) отметок Δz, а также создания требуемого остаточного напора в конце каждого эксплуатационного участка трубопровода h_ост. Слагаемое h_τ зависит от скорости течения нефти в трубопроводе.

Средняя скорость течения нефти (м/с) определяется

(2.17)

Где Q_c=Q/3600 – расчётная производительность перекачки, м³/с; D_вн – внутренний диаметр, м.

Потери напора на трение (м) в трубопроводе определяют по формуле Дарси-Вейсбаха

(2.18)

либо по обобщённой формуле Лейбензона

(2.19)

где L_р – расчётная длина нефтепровода (равна полной длине трубопровода при отсутствии перевальных точек), ν – расчётная кинематическая вязкость нефти, м/с²; λ – коэффициент гидравлического сопротивления; - коэффициенты обобщённой формулы Лейбензона.

Значения зависят от режима течения жидкости и шероховатости внутренней поверхности трубы. Режим течения жидкости характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса

(2.20)

При значениях Re<2320 наблюдается ламинарный режим течения жидкости. Область турбулентного течения подразделяется на три зоны:

· гидравлически гладкие трубы 2320<Re<Re₁

· зона смешанного трения Re₁<Re<Re₂

· квадратичное (шероховатое) трение Re>Re₂

Значения переходных чисел Рейнольдса Re₁ и Re₂ определяют по формулам:

(2.21)

где - относительная шероховатость трубы; к_э – эквивалентная шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от её состояния.

Для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации можно принять к_э=0,2мм.

Расчёт коэффициентов и выполняется по формулам, приведённым в таблице 2.4.

Таблица 2.4

Значения коэффициентов для различных режимов течения жидкости

Режим течения				, с2/м
Ламинарный			1	4,15
Турбулентный	гидравлически гладкие трубы		0,25	0,0246
	смешанное трение		0,123
	квадратичное трение		0

Суммарные потери напора в трубопроводе составляют

, (2.22)

где - коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода; - разность геодезических отметок, м; N_э – число эксплуатационных участков (назначается согласно протяжённости эксплуатационного участка в пределах 400 – 600км; - остаточный напор в конце эксплуатационного участка, h_ост=30-40м.

Гидравлический уклон магистрали определяется как отношение потерь напора на трение к расчётной длине нефтепровода по формуле:

. (2.23)

На основании уравнения баланса напоров

(2.24)

необходимое число перекачивающих станций составит

. (2.25)

Как правило, значение оказывается дробным и его следует округлить до ближайшего целого числа.

В случае округления числа НПС в меньшую сторону, когда , то напора станции напора станции недостаточно, следовательно, для обеспечения плановой производительности Q необходимо уменьшать гидравлическое сопротивление трубопровода прокладкой дополнительного, параллельно идущего трубопровода – лупинга. При этом характеристика трубопровода станет более пологой и рабочая точка А₁ сместится до положения А₂. Длину лупинга можно рассчитать из соотношения:

(2.26)

где . (2.27)

При равенстве величина .

Рис. 2.2 Совмещённая характеристика нефтепровода при округлении числа НПС в меньшую сторону:

1 – характеристика трубопровода постоянного диаметра; 2 – характеристика трубопровода с лупингом; 3 – характеристика нефтеперекачивающей станции.

В случае округления числа станций в большую сторону целесообразно предусмотреть вариант циклической перекачки. При циклической перекачке эксплуатация нефтепровода осуществляется на двух режимах: часть планового времени перекачка ведётся на повышенном режиме с производительностью (например, если на каждой НПС включено m_м магистральных насосов). Остаток времени нефтепровод работает на пониженном режиме с производительностью (например, если на каждой НПС включено магистральных насосов).

Параметры циклической перекачки определяются из решения системы уравнений:

; (2.28)

где V_Г – плановый (годовой) объём перекачки нефти ; - продолжительность работы нефтепровода на первом и втором режимах.

Значения Q₁ и Q₂ определяются графически из совмещённой характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающих станций либо аналитически.

Решение системы сводится к определению времени τ₁ и τ₂.

; . (2.29)

Рис. 2.3 Совмещённая характеристика нефтепровода при циклической перекачке:

1 – характеристика нефтеперекачивающих станций при ; 2 – характеристика нефтеперекачивающих станций при m_м; 3 – характеристика трубопровода постоянного диаметра.