Tipovye_raschyoty_pri_sooruzhenii_i_remonte

Таблица 1.5

Основные параметры подпорных насосов серии НПВ [139]

Для ряда насосов от НМ 125-550 до НМ 360-460 включительно предполагается последовательное соединение трех насосов по схеме: два работающих плюс один резервный. Насосы с номинальной подачей от 500 м3/ч и более соединяются последовательно по схеме – три работающих плюс один резервный.

Напорная характеристика центробежных насосов магистральных нефтепроводов (зависимость напора H от производительности Q) имеет вид полого падающей кривой. Рабочая область этой характеристики достаточно хорошо аппроксимируется выражениями, в зависимости от требуемой степени точности [136]:

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

Значения коэффициентов уравнений (1.12) и (1.13) приведены в приложениях Е и Ж.

Расчетный напор НПС принимается равным НСТ=mМ hМ. Если условие (1.11) не выполняется, то рабочее давление принимается равным pДОП, а расчетный напор НПС равным

Напор перекачивающей станции может быть снижен применением уменьшенных по наружному диаметру рабочих колес магистральных насосов либо сменных роторов на пониженную подачу. Уменьшение расчетного напора в необходимых случаях может быть достигнуто также обточкой рабочих колес по наружному диаметру. При этом коэффициент обточки, равный отношению

29

уменьшенного D2У и заводского D2 наружных диаметров рабочего колеса насоса, определяется по формуле:

где h*М – требуемый напор, развиваемый магистральным насосом после

обточки рабочего колеса; aМ, bМ – коэффициенты уравнения (1.12) напорной характеристики магистрального насоса с соответствующим рабочим колесом диаметра D2, приведенные в приложении Е.

Для принятого стандартного диаметра Dн вычисляется толщина стенки

трубопровода

временному сопротивлению стали на разрыв, МПа ( R1н = σв); m – коэффициент

условий работы; k1 – коэффициент надежности по материалу; kн – коэффициент надежности по назначению;

Коэффициенты np, m, k1, и kн определяются по СНиП 2.05.06-85*

[114].

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

Гидравлический расчет нефтепровода выполняется для найденного значения внутреннего диаметра Dвн. Результатом гидравлического расчета является определение потерь напора в трубопроводе.

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

Средняя скорость течения нефти (м/с) определяется по формуле:

30

где Qс=Q/3600 – расчетная производительность перекачки, м3/с; Dвн – внутренний диаметр, м.

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

либо по обобщенной формуле Лейбензона

где Lр – расчетная длина нефтепровода (равна полной длине трубопровода при отсутствии перевальных точек), м; ν – расчетная кинематическая вязкость нефти, м/с2; λ – коэффициент гидравлического сопротивления; β , m – коэффициенты обобщенной формулы Лейбензона.

Значения λ, β и m зависят от режима течения жидкости и шероховатости

внутренней поверхности трубы. Режим течения жидкости характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса

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

где k = kЭ / D – относительная шероховатость трубы; kЭ – эквивалентная

шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от ее состояния.

Для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации можно принять kЭ=0,2 мм [136].

Расчет коэффициентов λ, β и m выполняется по формулам, приведенным в табл. 1.6.

31

где 1,02 – коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода; ∆z=zК -zН – разность геодезических отметок, м; NЭ – число эксплуатационных участков (назначается согласно протяженности эксплуатационного участка в пределах 400 – 600 км [105]); hОСТ – остаточный напор в конце эксплуатационного участка, hОСТ =30–40 м.

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

Как правило, значение n0 оказывается дробным и его следует округлить до ближайшего целого числа.

Рассмотрим вариант округления числа НПС в меньшую сторону (рис. 1.8.). В этом случае при n<n0 напора станций недостаточно, следовательно, для обеспечения плановой производительности Q необходимо уменьшить гидравлическое сопротивление трубопровода прокладкой дополнительного лупинга. При этом характеристика трубопровода станет более пологой и рабочая точка А1 сместится до положения А2. Длину лупинга ℓл можно рассчитать из соотношения:

32

H

Рис. 1.8. Совмещенная характеристика нефтепровода при округлении числа НПС в меньшую сторону:

1 – характеристика трубопровода постоянного диаметра; 2 – характеристика трубопровода с лупингом; 3 – характеристика нефтеперекачивающих станций

В случае округления числа станций в большую сторону (n>n0) целесообразно предусмотреть вариант циклической перекачки. При циклической перекачке эксплуатация нефтепровода осуществляется на двух режимах (рис. 1.9): часть планового времени τ2 перекачка ведется на повышенном режиме с производительностью Q2>Q (например, если на каждой НПС включено mМ магистральных насосов). Остаток времени τ1 нефтепровод

33

работает на пониженном режиме с производительностью Q1<Q (например, если на каждой НПС включено mм –1 магистральных насосов).

Параметры циклической перекачки определяются из решения системы уравнений

Рис.1.9. Совмещенная характеристика нефтепровода при циклической перекачке:

1 – характеристика нефтеперекачивающих станций при (mМ–1); 2 – характеристика нефтеперекачивающих станций при mМ ; 3 – характеристика трубопровода постоянного диаметра

Значения Q1 и Q2 определяются графически из совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающих станций (рис.1.9) либо аналитически.

Решение системы (1.26) сводится к вычислению времени τ1 и τ2

34

1.4.2. Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода

Расстановка нефтеперекачивающих станций выполняется графически на сжатом профиле трассы. Рассмотрим реализацию этого метода для случая округления числа нефтеперекачивающих станций в большую сторону (n>n0) на примере одного эксплуатационного участка (рис. 1.10).

Рис. 1.10. Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода постоянного диаметра

1)По известной производительности нефтепровода определяется значение гидравлического уклона i. Величина гидравлического уклона в случае варианта циклической перекачки вычисляется исходя наибольшей производительности нефтепровода, то есть Q2 (рис. 1.9).

2)Строится треугольник гидравлического уклона abc (с учетом надбавки на местные сопротивления) в принятых масштабах длин и высот сжатого профиля трассы.

3)Из начальной точки трассы вертикально вверх в масштабе высот строится

отрезок, равный активному напору нефтеперекачивающей станции HСТ1. Из вершины отрезка HСТ1 проводится линия, параллельная гипотенузе гидравлического треугольника, до пересечения с профилем трассы. Точка М соответствует местоположению второй НПС.

35

4)Из вершины отрезка HСТ1 вертикально вверх откладывается отрезок, равный hП в масштабе высот. Линия, проведенная параллельно i из вершины HСТ1+ hП, показывает распределение напора на первом линейном участке.

5)Аналогично определяются местоположения остальных НПС в пределах эксплуатационного участка.

6)Место расположения НПС на границе эксплуатационных участков определяется построением отрезка BC, который проводится из вершины

отрезка CN=HСТ1+hП–hОСТ параллельно i до пересечения с профилем трассы.

7)При правильно выполненных расчетах и построениях на конечном пункте трубопровода остается остаточный напор hОСТ.

При округлении числа перекачивающих станций в меньшую сторону (n>n0) рассчитывается длина 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 iЛ (рис. 1.11).

Из точек С и B строится параллелограмм CFBK, стороны FB и CK которого параллельны линии bd, а стороны CF и BK – параллельны линии bc гидравлических треугольников abc и abd. При этом горизонтальные проекции отрезков CF и BK равны протяженности лупинга в горизонтальном масштабе.

Как видно из рисунка, при размещении всего лупинга в начале нефтепровода, линия падения напора будет изображаться ломаной CFB, а в случае расположения его в конце нефтепровода – ломаной CKB . 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 нефтеперекачивающих станций по трассе в случае прокладки лупинга выполняется в следующем порядке. Из точек C2 и C3 строятся части аналогичных CFBK параллелограммов до пересечения с профилем трассы. Таким образом, вторую перекачивающую станцию можно разместить в зоне возможного расположения B2K2, а третью – в зоне B3K3. Предположим, что исходя из конкретных условий, станции решено расположить в точках X и Y.

Проводя из точки X линию, параллельную iЛ, до пересечения с линией C2B2, определяется протяженность лупинга ℓЛ1. Аналогичные построения выполняются для размещения остальных лупингов и станций. Сумма длин отрезков ℓЛ1, ℓЛ2 и ℓЛ3 должна равняться расчетной длине лупинга ℓЛ, найденной из выражения (1.28).

1.4.3. Расчет режимов эксплуатации нефтепровода

Магистральный нефтепровод разделяется на эксплуатационные участки, в пределах которых нефтеперекачивающие станции работают по системе «из насоса в насос».

Режим работы нефтепровода в пределах эксплуатационного участка определяется совместным решением уравнений, описывающих гидравлическую характеристику линейных участков трубопровода и напорную характеристику нефтеперекачивающих станций. При этом должны учитываться разрешенные давления, определяемые исходя из технического состояния трубопровода на каждом линейном участке, а также ограничения на работу насосов.

Производительность нефтепровода при рассматриваемом режиме перекачки определяется из решения системы уравнений (баланса напоров):

37

где HТР – напор, необходимый для преодоления гидравлического сопротивления трубопровода, разности геодезических отметок и создания остаточного напора в конце эксплуатационного участка; HПС – напор, развиваемый всеми работающими насосами при рассматриваемом режиме перекачки; ∆z j – разность геодезических отметок на j-м линейном участке; n – число линейных участков (нефтеперекачивающих станций); hОСТ – остаточный напор в конце эксплуатационного участка; hτ j – потери напора на трение на j-м линейном участке трубопровода; nM j – число магистральных насосов, установленных на j-й НПС; hП – напор, развиваемый подпорными насосами; hМ jk – напор, развиваемый k-м магистральным насосом j-й НПС; ϕ jk – индекс состояния k-го магистрального насосного агрегата j-й НПС (ϕ jk =1 при работающем насосе и ϕjk =0 при остановленном насосе).

Потери напора на трение hτj могут быть определены любым из известных методов, например, по формуле Лейбензона (1.21).

Напор на выходе c-й нефтеперекачивающей станции определяется из

k =1

Подпор на всасывающей линии c-й НПС определяется как разность между напорами, создаваемыми (с-1) перекачивающими станциями и потерями в трубопроводе, состоящем из (с-1) линейных участков

Напоры на входе и на выходе c-й перекачивающей станции должны удовлетворять условию, накладываемому ограничениями по минимально допустимому подпору ∆Hmin c и максимальному напору HПС max c

Режим работы нефтепровода, отвечающий условию (1.36) следует считать возможным, в противном случае режим отвергается.

С увеличением числа НПС, типов применяемых роторов магистральных насосов и комбинаций их включения существенно возрастает и количество возможных режимов эксплуатации нефтепровода, поэтому их поиск целесообразно выполнять с помощью ЭВМ.

38