1470

ветствующий вариант. При округлении числа станций в большую сторону требуемая производительность трубопровода достигается при его работе на переменных режимах.

Если же заказчик настаивает на точном обеспечении проект­ ной производительности нефтепровода, то необходимо прибегнуть к регулированию либо характеристик станций, либо трубопровода, либо того и другого.

§5.2. Регулирование совместной работы насосных станций и нефтепровода

Регулирование совместной работы трубопровода и насосных станций осуществляется следующими методами:

1) изменением количества работающих насосов;

2 ) применением сменных роторов или обточки рабочих колес;

3)изменением частоты вращения вала насоса;

4)дросселированием;

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

6 ) применением противотурбулентных присадок.

Регулирование работы нефтепровода изменением количества ра­ ботающих насосов применяется на действующих нефтепроводах и описано ниже.

Регулирование применением сменных роторов или обточкой ра­ бочих колес применяется при округлении числа насосных станций в большую сторону (п' > п ) . При этом напор каждой станции дол­ жен быть уменьшен с Нст до Н*т, величина которого находится по формуле

Уменьшение напора станций достигается применением рабо­ чих колес меньшего диаметра или их обточкой. Требуемый диаметр рабочего колеса находится по формуле

(5.34)

139

(5.35)

Для построения характеристики H - Q насоса с обточенным колесом используются следующие соотношения:

рактеристике насоса.

В зависимости от величины коэффициента быстроходности ns обточку колес можно выполнять в следующих пределах: при 60 < ns < 12 0 допускается обрезка колес до 2 0 %; при 1 2 0 ^ п5 < 2 0 0 - до 15 %; п р и 2 0 0 ^ n s < 3 0 0 - д о 10%.

На практике обточку всех рабочих колес не производят, а ре­ шают смешанную задачу: часть роторов насосов заменяют на смен­ ные, а часть обтачивают.

Пусть неизменными роторы остаются на п2 станциях, суммар­ ный напор всех насосов со сменными роторами равен Нш , а сум­ марный напор насосов с обточенными рабочими колесами равен

Задача заключается в том, чтобы при заданном числе насосов, оставшихся на ( п '- п ,) - станциях, подобрать такую комбинацию включения сменных роторов, чтобы необходимая обточка была ми­ нимальной.

Изменение частоты вращения ротора —прогрессивный и эконо­ мичный метод регулирования, позволяющий полностью исключить обточку рабочих колес.

Согласно теории подобия центробежных насосов параметры их работы при изменении частоты вращения ротора связаны соотно­ шениями:

(5.38)

Несложно показать, что коэффициенты в уравнении напорной характеристики насоса с измененной частотой вращения ротора равны

С учетом (5.40) уравнение (5.31) легко приводится к квадратно­ му, решением которого является искомая величина относительного изменения числа оборотов роторов насосов

Если регулирование осуществлять в пределах только одного эк­ сплуатационного участка, то в формуле (5.41) под п следует пони­ мать число насосных станций, на которых прибегли к регулирова­

нию изменением числа оборотов ротора, а под Н - разность между полным напором, необходимым для ведения перекачки, и напором, развиваемым насосными станциями, на которых регулирования не производится.

Применение противотурбулентных присадок - эффективный метод уменьшения гидравлического сопротивления трубопроводов за счет гашения турбулентных пульсаций. Введение присадки в поток приво­ дит к тому, что изменяется величина коэффициента А0 в выражении для так называемого универсального закона сопротивления

где X - коэффициент гидравлического сопротивления при числе Рейнольдса Re; А0 -числовой коэффициент, при отсутствии при­ садки А0 = 28.

141

При обработке противотурбулентной присадкой величина ко­ эффициента А 0 увеличивается. Зависимость А0 от концентрации присадки 0 П (г/т) является эмпирической и задается либо таблич­ но, либо в виде функции. Так, для присадки «CDR-102» американс­ кой фирмы «Dupon — Conoco»

а для присадки «NECCAD-547» финской фирмы «Neste»

При прохождении через насосы противотурбулентные присадки разрушаются. Поэтому применять их необходимо на перегоне, об­ служиваемом последней насосной станцией.

Для того чтобы обеспечить плановую производительность пере­ качки количеством насосных станций меньшим, чем расчетное (п" < п ) , необходимо, чтобы на последнем перегоне коэффициент гидравлического сопротивления был равен (с учетом, что для маги­ стральных трубопроводов обычно в формуле (3.1) а= 0)

По известной величине А (0) из формул (5.43) или (5.44) можно найти искомую концентрацию присадки, обеспечивающую выпол­ нение заданного объема перекачки меньшим, чем расчетное, чис­ лом насосных станций.

142

§ 5.3. Расстановка насосных станций по трассе нефтепровода

Размещение насосных станций на трассе неф­ тепровода производится графическими построениями на сжатом профиле трассы при известных значениях следующих параметров:

1) гидравлического уклона для основной магистрали /;

2 ) гидравлического уклона для участков с лупингами (вставка­ ми) /л (/„);

3) напоров, развиваемых основными насосами каждой насосной

станции { н с т /} ;

4)величины подпора на входе в основные насосы головной и промежуточных насосных станций Н 2;

5)остаточного напора на входе в конечные пункты эксплуата­ ционных участков и нефтепровода в целом Н кп.

Рассмотрим суть графического метода расстановки станций на примерах.

Схема графических построений при расстановке насосных стан­ ций по трассе нефтепровода постоянного диаметра без лупингов (вста­ вок) представлена на рис. 5.1.

Построение начинаем с того, что в начале нефтепровода (точка А) с учетом вертикального масштаба откладываем напор Нст1,

Рис. 5.1. Расстановка насосных станций по трассе нефтепроводапостоянного диаметра без лупингов и вставок

143

развиваемый основными насосами первой насосной станции. Затем вычисляем длину перегона, на который хватило бы напора Н ст1 при условии, что нефтепровод был бы горизонтальным

и откладываем ее от начала нефтепровода с учетом горизон­ тального масштаба. Соединив полученные точки, получаем ли ­ нию гидравлического уклона в трубопроводе постоянного диаметра без лупингов и вставок. Точка пересечения данной линии с про­ филем (т. М) соответствует месту расположения второй насосной станции.

Откладываем в т. М напор Нст2, из полученной точки проводим линию гидравлического уклона параллельно предыдущей и получа­ ем при пересечении ее с профилем точку размещения следующей насосной станции (т. N).

Построения для последней насосной станции выполняются в качестве проверки. В точке N по вертикали в масштабе откладываем сумму напора последней станции Нст3 и разности Н2 - Нкп. Если все расчеты и построения выполнены верно, то линия гидравлического уклона, проведенная из полученной точки, должна прийти точно в конечную точку нефтепровода.

Величины располагаемого напора в трубопроводе найдем, доба­ вив к изменению собственного напора станций по длине величину подпора Н2.

При наличии лупингов (вставок) задача расстановки насосных станций по трассе усложняется, т.к. необходимо распределить об­ щую длину лупингов (вставок) по перегонам между станциями.

Для ее решения предлагается следующий алгоритм. Местоположение насосных станций в определенной степени

предопределено. Во-первых, в силу однотипности применяемого оборудования протяженность перегонов между станциями различа­ ется не очень сильно. Во-вторых, расположение станций обычно привязано к населенным пунктам. В-третьих, на трассе существуют участки, где насосные станции заведомо не могут быть размещены (болотистая местность, заповедники и т.п.).

Предположим, что расположение насосных станций предопре­ делено по последней причине (участки, запрещенные для их разме­ щения, на рис. 5.2 заштрихованы). Первым делом строим линию гидравлического уклона для участка трубопровода с лупингом. Для этого вычисляем потери напора на участке длиной £\ равные l,0 2 in-c*, откладываем их в вертикальном масштабе в т. А, после чего через концы отрезков проводим искомую линию.

144

§5.4. Расчет нефтепровода при заданном расположении насосных станций

В соответствии с «Нормами технологического проектирования» насосные станции (НС) целесообразно размещать вблизи населенных пунктов, источников энерго- и водоснабжения, существующей сети автомобильных и железных дорог. Определен­ ные требования предъявляются и к площадкам НС (несущая спо­ собность грунта, расположение относительно водоемов, населенных пунктов и т.д.). Поэтому нередко при проектировании вместо рас­ становки НС на профиле трассы приходится решать обратную задачу: проверять соответствие напоров и подпоров станций их допустимым значениям, когда местоположение станций предопределено.

Расчет нефтепроводов при заданном расположении НС выпол­ няется и с целью выявления возможных режимов перекачки на дей­ ствующем трубопроводе.

Производительность нефтепровода в пределах эксплуатаци­ онного участка с числом НС равным п, может быть вычислена по формуле

где А;, Б; - коэффициенты в уравнении вида (3.6), описывающем напорную характеристику i - той НС; ап, Ьп - коэффициенты в урав­ нении вида (3.6), описывающем суммарный напор подпорных насо­ сов головной НС; f - гидравлический уклон при единичном расходе

Величины А;,Б ;,а п,Ь п вычисляются в зависимости от схемы соединения насосов на НС, режима течения нефти и с учетом воз­ можного различия используемых в однотипных насосах роторов.

В пределах эксплуатационного участка фактические подпор и напор НС № С вычисляются по формулам:

146

Найденные величины ДНСи Нс должны удовлетворять условиям:

где AHmini, H ^ ^ j - разрешенные значения соответственно ми­ нимального подпора на входе и максимального напора на выходе i -т о й НС.

Если не выполняется первое из неравенств (5.51), то необходи­ мо принять меры по уменьшению гидравлического сопротивления отдельных перегонов (прокладкой лупингов, применением противотурбулентных присадок и т.д.). При невыполнении второго из нера­ венств (5.51) необходимо уменьшить напоры НС (отключением час­ ти насосов, применением сменных роторов, дросселированием и т.д.).

Для конечного пункта величина необходимого остаточного на­ пора по уравнению (5.50) обеспечивается автоматически - в соот­ ветствии с уравнением баланса напоров.

§5.5. Выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода

Несмотря на существование множества возмож­ ных режимов эксплуатации нефтепроводов, использовать необходи­ мо те из них, при которых удельные затраты электроэнергии на пе­ рекачку 1 тонны нефти будут наименьшими.

Для j -т о го режима работы нефтепровода величина удельных энергозатрат рассчитывается по формуле

(

где N n0Tpjn - мощность, потребляемая электродвигателями под­ порных насосов головной НС при работе на j - том режиме; N nOTpij -т о же для электродвигателей магистральных насосов i - т о й НС; nHj-общ ее число работающих основных насосов на станциях при j -то м режиме.

Величина мощности, потребляемой электродвигателем насоса при работе на j - том режиме, определяется по выражению

147

родвигателя при рассматриваемом режиме; г|мех-к .п .д . механичес­ кой передачи, для механической муфты можно принять г|мех =0,99.

К.п.д. насоса вычисляется по формуле (3.3). К.п.д. электродви­ гателя наиболее точно может быть найден по характеристике после­

N H- мощность на валу электродвигателя (определяется по формуле (5.53) без учета TI^ ); N H0Mноминальная мощность электродвигателя.

Найденные для всех возможных режимов работы нефтепровода величины E yjlj наносятся на график в зависимости от Qj} и через минимальные значения Еуд при Qj = const строится огибающая ли­ ния. Тем самым выявляется множество рациональных режимов экс­ плуатации нефтепровода.

Дальнейшие расчеты выполняются следующим образом. Пусть за­ дан плановый объем перекачки в течение некоторого времени . Следовательно, средняя производительность перекачки в течение пла­ новою периода времени составит Q = /т ^ . Поскольку, как правило, найденная величина Q не совпадает ни с одним из рациональных режи­ мов, то обеспечить плановый объем перекачки возможно только при циклической перекачке на двух режимах, удовлетворяющих условию

где Q ,,Q 2 - производительность трубопровода при ближайших рациональных режимах перекачки соответственно слева и справа от величины Q .

Продолжительность работы нефтепровода на каждом из этих

148