1470

а удельные затраты электроэнергии

§5.6. Режим работы трубопровода при отключении промежуточной насосной станции

Отключение одной из промежуточных нанос­ ных станций —одна из наиболее сложных ситуаций при эксплуата­ ции нефтепровода.

Если трубопровод работает со значительной недогрузкой, то наи­ более простым решением в данной ситуации является отключение других промежуточных станций через одну с тем, чтобы все оставши­ еся в работе НС функционировали примерно в одинаковых условиях.

Если же необходимо обеспечить максимально возможную про­ изводительность нефтепровода с остановленной промежуточной НС № С, то ее величина находится по формуле

где zc_,, zc+] - геодезические высоты НС соответственно № С -1 и № С+1.

На остальных насосных станциях необходимо прибегнуть к ре­ гулированию с тем, чтобы на обоих участках (до НС № С -1 и после НС № С+1) также устанавливалась производительность перекачки равная Qm .

В первую очередь отключается часть магистральных насосов. Суммарный дифференциальный напор насосов, оставшихся в рабо­

149

удается, то излишний напор магистральных насбсЬв дроссёЙЙруется. Распределение насосов, оставшихся в работе, по насосным стан­ циям, должно обеспечивать выполнение ограничений по напору и

подпору НС.

§5.7. Методы увеличения производительности нефтепроводов

В процессе эксплуатации нефтепроводов мо­ жет возникнуть необходимость увеличения их пропускной способ­ ности. Это может быть сделано различными способами:

1) увеличением количества насосных станций или числа работа­ ющих насосов;

2 ) строительством лупингов;

3)устройством вставок большего диаметра;

4)применением противотурбулентных присадок.

Увеличение количества насосных станций Если нефтепровод изначально был запроектирован на поэтап­

ный ввод в эксплуатацию, то увеличение его производительности достигается строительством промежуточных насосных станций и включением в работу дополнительных насосов на уже существую­ щих станциях. Задача определения местоположения насосных стан­ ций в этом случае была решана еще на этапе проектирования нефте­ провода, а количество и комбинация включения насосов на станциях

врамках каждой из очередей строительства определяется согласно

§5.4, 5.5.

Если увеличение производительности нефтепровода на эта­ пе проектирования не предусматривалось, то наиболее рацио­ нальным способом увеличения количества насосных станций является их удвоение. При этом перегоны будут разделены при ­ мерно пополам и все станции будут работать примерно в одина­ ковых условиях.

Поскольку изменение производительности нефтепровода при удвоении насосных станций относительно велико, то новая рабочая точка может оказаться за пределами рабочей зоны насосов (зоны оптимальных к.п.д.). Поэтому одновременно с удвоением числа на­ сосных станций в общем случае необходимо заменить и устанавли­ ваемое на них оборудование.

С учетом вышесказанного увеличение производительности неф­ тепровода удвоением числа насосных станций составит

150

где А ., Б ,-коэф ф ициен ты А и Б в напорной характеристике магистральных насосов после удвоения числа станций.

Если насосы не меняют, то А. = А , Б, = Б .

Увеличение числа работающих насосов Этот метод увеличения производительности может быть исполь­

зован на недогруженных нефтепроводах.

Строительство лупингов и вставок большего диаметра

f [ L - x«0 - m) ] + nm -H-B

Можно решать и обратную задачу: найти необходимую длину лупинга при заданной кратности увеличения производительности нефтепровода

Размещение лупингов на отдельных участках трассы выполняет­ ся с учетом местоположения насосных станций и ограничений по напорам и подпорам. Кроме того, должны быть учтены разрешен­ ные напоры на отдельных участках и рельеф трассы нефтепровода.

Расчет применения вставок большего диаметра выполняется по тем же формулам с учетом того, что вместо со используется величи­ на Q , вычисляемая по (5.24).

Следует подчеркнуть, что с технологической точки зрения при­ менение вставок большего диаметра нецелесообразно, т.к. затрудняет очистку нефтепроводов и пропуск по ним диагностических приборов.

Применение противотурбулентных присадок Методика расчета концентрации противотурбулентной присад­

ки, обеспечивающей заданное увеличение производительности неф­ тепровода, изложена в § 5.2.

151

§5.8. Расчет подводящих (всасывающих) трубопроводов подпорных насосов головной насосной станции

Назначение подводящих трубопроводов - обес­ печить подвод нефти к насосам, а также условия для осуществления технологических операций по управлению режимами работы нефте­ проводов.

Особенностями подводящих трубопроводов являются:

1) работа при давлении как больше, так и меньше атмосферного; 2 ) наличие участков различного диаметра;

3)большое количество местных сопротивлений, вклад которых

вобщие гидравлические потери составляет от 30 до 70%.

Цель расчета: проверка возможности бескавитационной работы подпорных насосов.

Для выполнения расчета необходимы следующие данные:

1) техническая характеристика подпорных насосов (подача, до­ пустимый кавитационный запас, диаметр входного патрубка);

2 ) параметры перекачиваемой нефти (плотность, вязкость, дав­ ление насыщенных паров, давление насыщения);

3) технологическая схема системы подводящих трубопроводов на участке «резервуарный парк - подпорная насосная» с указанием длины и диаметра отдельных участков, всех местных сопротивлений и геодезических высот резервуаров и насосов.

Схема подводящих трубопроводов от резервуаров к подпорным насосам включает, как правило следующие типы местных сопротив­ лений: 1) выход из резервуара; 2 ) компенсатор линзовый; 3) задвиж­ ка; 4) тройник; 5) отвод; 6 ) фильтр; 7) конфузор.

В основу расчета положено уравнение Бернулли, составленное для двух сечений (первое - свободная поверхность нефти в резерву­

ри напора соответственно на трение и на местные сопротивления в подводящих трубопроводах.

Решая (5.64) относительно pBX/p pg , находим

152

тивлений являются функцией числа Рейнольдса. Обработка графи­

Для вертикального насоса число Рейнольдса рассчитывается по диаметру входного патрубка в «стакан».

Если отвод выполнен под углом а отличном от 90е, то коэффи­ циент местного сопротивления отвода находится по формуле

где К а - расчетный коэффициент

*54,5 + 0,408а

а_ угол, под которым выполнен отвод, град.

Для конических диффузоров величина коэффициента местно­ го сопротивления зависит также от соотношения диаметров соеди­ ненных труб и угла раскрытия диффузора. Поскольку последняя ве­ личина на технологических схемах трубопроводных коммуникаций

153

не указывается, нами были построены огибающие функции, позво­ ляющие рассчитывать коэффициенты местных сопротивлений ко­ нических диффузоров с некоторым запасом

стью открытой задвижки £WB = 0,15 .

Наконец, для ряда местных сопротивлений в силу недостаточ­ ности изученности приходится пользоваться приближенными зна­ чениями:

§5.9. Удаление газовых и водяных скоплений из нефтепроводов

Причиной образования газовых скоплений яв­ ляется попадание воздуха в полость трубопровода при проведении ремонтных работ или выделение растворенных газов на участках с пониженным давлением (в том числе на самотечных). Водяные скоп­ ления формируются из капель воды, которые всегда есть в нефтяном

154

потоке, оседающих в пониженных участках профиля при низких скоростях перекачки.

Наиболее простым и технологичным методом удаления скопле­ ний является их вынос потоком перекачиваемой нефти.

Газовое скопление выносится потоком нефти целиком в виде единой пробки, если выполняется неравенство

Frp - число Фруда, соответствующее скорости потока, при ко­ торой газовое скопление находится в неустойчивом равновесии в нисходящем участке трубопровода

Еб - число Этвеша

N f - безразмерная обратная вязкость

f ( а н) - поправка, зависящая от угла наклона а н нисходящего участка трубопровода к горизонту

рр, pr —плотность соответственно нефти и газа при условиях пе­ рекачки; v - кинематическая вязкость нефти; стповерхностное на­ тяжение на границе «нефть - газ».

Скорость движения газовой пробки в нисходящем участке тру­ бопровода составляет

В большинстве случаев скорость потока в нефтепроводах недо­ статочна для выноса газовых скоплений целиком, Поэтому более реальным является их постепенный размыв за счет отрыва газовых пузырьков в кормовой части скопления. Интенсивность размыва ха-

155

рактеризуется газовым числом р , равным отношению среднего рас­ хода уносимого газа к расходу нефти. Величина Р вычисляется по одной из формул

Скорость течения нефти, при которой обеспечивается вынос скопления воды целиком из восходящего участка нефтепровода оп­ ределяется через число Фруда

где kw - поправочный коэффициент, вычисляемый по формуле

/40.36

kw =0,1 (Sina) -о.зз (5.83)

a B- угол наклона восходящего участка трубопровода к горизонту; рв, vBсоответственно плотность и кинематическая вязкость воды; X - коэффициент гидравлического сопротивления.

Режим удаления водяных скоплений при их постепенном раз­ мыве потоком перекачиваемой нефти в настоящее время изучен не­ достаточно.

Для целей учета нефти и нефтепродуктов важно знать, когда полость трубопровода будет полностью очищена от скоплений. Пока эта задача решена только для скоплений газа.

При их выносе целиком общая продолжительность удаления га­ зовых пробок составляет

156

восходящих участков.

Величина о т ; в (5.84) рассчитывается по формуле (5.79), а вели­ чину orej с запасом можно принять равной средней скорости потока в трубопроводе.

Для расчета продолжительности полного удаления газовых скоп­ лений из «рельефного» трубопровода путем их размыва необходимо располагать профилем трассы и сведениями о начальном объеме

скоплений в них jv f^ J при рабочем давлении.

Полная очистка первого элемента профиля (от 1 до 2 вершины по ходу потока) от газовой фазы произойдет за время равное сумме продолжительностей размыва скопления в вершине № 1 и движения пузырьков между вершинами № 1 и № 2 (рис. 5.7)

За время т, объемы скоплений в остальных вершинах также из­

v £ > - v S + (j

где р2, Р3,... рп - среднее газовое число для вершин № 2, 3,... п . Аналогично находится время очистки от газовой фазы участка

трубопровода между вершинами № 2 и № 3.

Искомое время полной очистки полости трубопровода от газо­ вых скоплений в этом случае равно

<5-87)

i=i

где т; — продолжительность полной очистки от газовой фазы

i - того элемента профиля трассы.

157

§ 5.10. Примеры расчетов

Пример 5.1. Выполнить гидравлический расчет трубопровода для перекачки 8 млн. т. нефти в год. По гипсометричес­ кой карте и сжатому профилю трассы имеем следующие данные: оптимальная длина трассы 425 км, разность нивелирных отметок конца и начала трубопровода Az = - 125,5 м, перевальная точка отсутствует, глубина заложения трубопровода Н 0 = 1,6 м до оси, минимальная тем­ пература грунта на глубине заложения трубопровода соответствует сред­ ней температуре марта и составляет 272 К, кинематическая вязкость нефти при этой температуре равна 0,997-10^ м2/с, плотность 878 кг/м 3.

Трубопровод II категории.

Решение

1.По табл. 1.3 выбираем диаметр нефтепровода, равный 530 мм. Для трубы данного диаметра и протяженностью 425 км расчетное число дней работы в соответствии с табл. 5.1 равно 356.

2.По формуле (5.2) находим расчетную производительность неф­

тепровода

8 • 10 9

Q 4 = 24-356-878 = 1066 м3/ ч .

З.В соответствии с найденной производительностью выбираем насосы для оснащения насосных станций: подпорные - НПВ 1250-60 и основные - НМ 1250-260.

По табл. 3.4, 3.8 выбираем насосы с наибольшим диаметром ротора. Напор этих насосов при расчетной часовой подаче в соответ­

ствии с формулой (3.1) составляет

Н 2 = 74,8 - 0,95 • 1 (Г5 • 10662 = 64,0 м ; hMH= 3 1 6 ,8 -4 1 ,9 -1 0 ^ -10662 = 269,2м .

4.Полагая число основных насосов ш мн=3, по формуле (5.4) рас­ считываем рабочее давление на выходе головной насосной станции

р = 878-9,81-(3-269,2 + 64) = 7,5-106 Па.

Запорная арматура на нефтепроводах рассчитана на давление ра =6 , 4МПа . Поэтому условие (5.5) не выполняется. Необходимо принять к применению ротора меньшего диаметра.

Излишний напор составляет

158