книги / Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа
..pdfТаблица 3.4
Основные параметры магистральных насосов серии НМ
Марка насоса Ротор
|
1 |
2 |
|
Н М |
125 -550 |
1,0-Ся |
|
Н М |
180 -500 |
i,o - e „ |
|
Н М 2 5 0 -4 7 5 |
1 ,0 - 0 , |
||
Н М 3 6 0 -4 6 0 |
1 .0 - е , |
||
Н М 5 0 0 -3 0 0 |
1 ,0 - 0 , |
||
Н М |
7 1 0 -2 8 0 |
i,o - e „ |
|
|
|
0 ,7 G „ |
|
Н М |
1250 -260 |
1 ,0 - е , |
|
|
|
1 ,2 5 0 „ |
|
|
|
0 ,5 - 0 , |
|
Н М |
2 5 0 0 -2 3 0 |
0 .7 -0 ,, |
|
|
|||
|
|
1.0'Off |
|
|
|
1,25-0 , |
|
|
|
о ,5 - е , |
|
Н М |
3 6 0 0 -2 3 0 |
о , 7 - е , |
|
l , 0 Ô ff |
|||
|
|
||
|
|
1 ,2 5 -0 , |
|
Н М |
7 0 0 0 -2 1 0 |
0 ,5 - 0 , |
|
0 ,7 - 0 , |
|||
|
|
||
Н М |
7 0 0 0 -2 1 0 |
1 ,0 - 0 , |
|
1 ,2 5 -0 , |
|||
|
|
||
|
|
0 ,5 - 0 , |
|
Н М |
10000 -210 |
0 ,7 - 0 , |
|
|
|||
|
|
1 .0 - 0 , |
|
|
|
1 ,2 5 -0 , |
Диапазон |
|
Номинальные параметры |
|
||
изменения |
Подача, |
Напор, |
Допустимый |
кпд, |
|
подачи насоса, |
кавитационный |
||||
м3/ч |
м |
||||
М3/ч |
запас, м |
% |
|||
|
|
7 |
|||
3 |
4 |
5 |
6 |
||
9 0 ... 155 |
125 |
550 |
4 |
74 |
|
135 ...220 |
180 |
500 |
4 |
74 |
|
2 0 0 ...3 3 0 |
250 |
475 |
4 |
80 |
|
2 2 5 ...3 7 0 |
360 |
4 6 0 |
4 ,5 |
80 |
|
3 5 0 ...5 5 0 |
500 |
300 |
4 ,5 |
80 |
|
4 5 0 ...8 0 0 |
710 |
280 |
6 |
80 |
|
6 5 0 ... 1150 |
900 |
|
16 |
82 |
|
8 2 0 ... 1320 |
1250 |
260 |
20 |
82 |
|
1100... 1800 |
1565 |
|
30 |
80 |
|
9 0 0 ...2 1 0 0 |
1250 |
|
24 |
80 |
|
1300 ...2500 |
1800 |
230 |
26 |
82 |
|
1700 ...2900 |
2500 |
32 |
85 |
||
|
|||||
2 4 0 0 ...3 3 0 0 |
3150 |
|
48 |
85 |
|
1300 ...2600 |
1800 |
|
33 |
82 |
|
1600 ...2900 |
2500 |
230 |
37 |
85 |
|
2 7 0 0 ...3 9 0 0 |
3600 |
40 |
87 |
||
|
|||||
3 6 0 0 ...5 0 0 0 |
4500 |
|
45 |
84 |
|
2 6 0 0 ...4 8 0 0 |
3500 |
210 |
50 |
80 |
|
3 5 0 0 ...5 4 0 0 |
5000 |
50 |
84 |
||
|
|||||
4 5 0 0 ...8 0 0 0 |
7000 |
210 |
60 |
89 |
|
7 0 0 0 ...9 5 0 0 |
8750 |
70 |
88 |
||
|
|||||
4 0 0 0 ...6 5 0 0 |
5000 |
|
42 |
80 |
|
5 5 0 0 ...8 0 0 0 |
7000 |
210 |
50 |
85 |
|
8 0 0 0 ... 11000 |
10000 |
70 |
84 |
||
|
|||||
10000... 13000 |
12500 |
|
80 |
88 |
Для магистральных насосов с подачей 2500 м3/ч и более раз работаны сменные роторы с производительностью 0,5; 0,7 и 1,25 от номинальной Qw Насос НМ 1250-260 имеет сменный ротор
61
на подачу 0,7 и 1,25 Все насосы нормального ряда НМ выпус каются в горизонтальном исполнении и имеют единую частоту вращения 3000 об/мин.
В качестве подпорных насосов нормального ряда применя ют насосы серии НМП (нефтяной магистральный подпорный) и серии НПВ (нефтяной подпорный вертикальный), техничес кие характеристики которых приведены в табл. 3.5. Для вновь проектируемых магистральных нефтепроводов предпочтитель ней использовать вертикальные подпорные насосы.
Как правило, магистральные насосные агрегаты соединяют последовательно по схеме —2...3 рабочих насоса плюс один ре зервный. Выбор схемы соединения подпорных насосов зависит от их номинальной подачи. Если она соответствует подаче магист ральных насосов, то устанавливают один рабочий подпорный на сос и один резервный. Если же подача магистральных насосов не обеспечивается подачей одного подпорного насоса, то применя ют параллельное соединение двух рабочих подпорных насосов плюс один резервный. В этом случае номинальная подача под порных насосов должна быть примерно в два раза меньше, чем магистральных. Суммарная подача работающих подпорных на сосов должна соответствовать подаче магистрального насоса.
Таблица 3.5
Основные параметры подпорных насосов
Диапазон |
|
Номинальные параметры |
|
|
|
|
|
изменения |
|
|
|
Марка насоса |
Подача, |
Напор, |
Допустимый кавитаци |
подачи насоса, |
|||
М3/ч |
м3/ч |
м |
онный запас, м |
кпд,
%
Н М П |
2 5 0 |
0 -7 4 |
1600 |
...3100 |
2500 |
74 |
3 ,0 |
72 |
Н М П |
3 6 0 |
0 -7 8 |
2 0 0 0 ... |
3 8 0 0 |
3600 |
78 |
3 ,0 |
83 |
Н М П |
5 0 0 0 -1 1 5 |
4 0 0 0 ... |
5 5 0 0 |
5000 |
115 |
3,5 |
85 |
|
Н П В |
150 -60 |
90 ... |
175 |
150 |
6 0 |
3 ,0 |
71 |
|
Н П В 3 0 0 -6 0 |
120 ... |
330 |
300 |
6 0 |
4 ,0 |
75 |
||
Н П В 6 0 0 -6 0 |
3 0 0 ... |
7 0 0 |
600 |
6 0 |
4 ,0 |
77 |
||
Н П В |
1250 -60 |
6 2 0 ... |
1550 |
1250 |
6 0 |
2 ,2 |
77 |
|
Н П В 2 5 0 0 -8 0 |
1 350 ... |
3000 |
2500 |
80 |
3 ,2 |
82 |
||
Н П В 3 6 0 0 |
-9 0 |
1 800 ... |
4300 |
3600 |
90 |
4 ,8 |
85 |
|
Н П В 5 0 0 0 |
-1 2 0 |
2 7 0 0 ... |
6 0 0 0 |
5000 |
120 |
5 ,0 |
85 |
В качестве привода для магистральных и подпорных насосов широкое распространение получили асинхронные и синхрон ные электродвигатели. В зависимости от исполнения электро двигателей они устанавливаются либо в одном зале с насосами, либо в помещении, отделенном от насосного зала противопо жарной стеной.
З.б. Рабочие характеристики насосных агрегатов и станций
Характеристикой центробежного насоса называется графи ческое изображение зависимости развиваемого напора Я, по требляемой мощности N, коэффициента полезного действия (КПД) tj и допустимого кавитационного запаса ДА от подачи Q (рис. 3.5). С увеличением подачи напор насоса плавно уменьшает ся, потребляемая мощность и допустимый кавитационный запас возрастают, а коэффициент полезного действия сначала увеличи вается, достигает максимума, а затем убывает. Напор и подача на соса, соответствующие его максимальному КПД называ ются номинальными и обозначаются соответственно как Нни Qw Центробежные насосы должны эксплуатироваться при высоких КПД (рабочая часть характеристики). Для магистральных и под порных насосов, применяемых в трубопроводном транспорте, ра бочая часть соответствует интервалу подач 0,8 QH< Q < 1,2
n
N,H,
H.Ah
N
H
П
Q
Рис. 3.S. Характеристика центробежного насоса
Характеристикой нефтеперекачивающей станции принято называть зависимость суммарного напора всех работающих на НПС насосов от подачи.
Для построения суммарной напорной характеристики нес кольких параллельно работающих насосов складываются их по дачи при одинаковом напоре (рис. 3.6). А при последовательном соединении производится сложение напоров насосов, соответст вующих одинаковым подачам (рис. 3.7).
Рис. 3.6. Суммарная характеристика H(Q) центробежных насосов при параллельном соединении:
1—одного насоса; 2 —двух насосов; 3 —трех насосов
Рис. 3.7. Суммарная характеристика H(Q) центробежных насосов при последовательном соединении:
1 —одного насоса; 2 —двух насосов; 3 —трех насосов
Напорная характеристика центробежного насоса может быть описана уравнением параболы
H - a - b - Q 2, |
(3.1) |
где а и b —коэффициенты, определяемые по заводской ха рактеристике насоса, снятой на воде при заданном чис ле оборотов привода.
При параллельном соединении р однотипных насосов их сум марная напорная характеристика имеет вид
/
Н = а-Ь- |
(3.2) |
|
КР) |
При последовательном соединении s однотипных насосов аналитическая зависимость суммарной напорной характеристи ки может быть представлена в виде
H = s ( a - b Q 2). |
(3-3) |
Таким образом, напорная характеристика НПС также может быть описана уравнением параболы
H = A - B Q 2, |
(3.5) |
где А, В — коэффициенты, величина которых зависит от типа, количества и схемы включения насосов.
При параллельном соединении р однотипных насосов А = а
иВ = b/р2, а при последовательном соединении s насосов A = s- а
иВ = s • Ь.
Если соединяемые насосы разнотипны, то коэффициенты для их суммарной характеристики при последовательном соеди нении можно определить по формулам
А = £а,-, В = ^Ь Г |
(3.6) |
|
1=1 |
/=1 |
|
3.7. Технологический расчет магистральных нефтепроводов
Технологический расчет магистрального нефтепровода преду сматривает решение следующих основных задач:
определение оптимальных параметров нефтепровода. К ним относятся диаметр трубопровода, давление на нефтеперека-
65
читающих станциях, толщина стенки трубопровода, число нефтеперекачивающих станций;
расстановка станций по трассе нефтепровода;
расчет эксплуатационных режимов нефтепровода.
Для определения оптимальных параметров нефтепровода обычно задаются несколько значений его диаметра, после чего выполняются гидравлический и механический расчеты. Резуль татом этих расчетов является определение числа НПС и толщины стенки трубы для каждого конкурирующего варианта. Наилуч ший вариант находят из сравнительной оценки эффективности инвестиций, т. е. экономическим расчетом.
Расчет эксплуатационных режимов заключается в опреде лении производительности нефтепровода, давления на выходе станций и подпоров перед ними при условиях перекачки, отли чающихся от проектных. Одновременно рассматриваются во просы регулирования работы нефтепровода.
Исходные данные для технологическогорасчета
Проектирование нефтепровода выполняется на основании проектного задания, в котором указываются:
•начальный и конечный пункты трубопровода; размещение пунктов путевых сбросов (подкачек) нефти;
пропускная способность трубопровода в целом и по отдель ным его участкам;
сведения о свойствах перекачиваемой нефти;
сроки ввода нефтепровода в эксплуатацию по очередям строи тельства.
На основании данных о начальном, конечном и промежуточ ных пунктах нефтепровода выбирается его трасса. Эта инфор мация в свою очередь является основой для определения в ходе изысканий температур грунта (при подземной прокладке) вдоль трассы и построения ее профиля.
Профиль трассы — это графическое изображение рельефа местности вдоль оси трубопровода, которое строится по особым правилам:
66
1)на него наносятся только характерные точки (вершины, впа дины, изломы) местности;
2)расстояния между характерными точками откладываются только по горизонтали, а их геодезические (нивелирные) от метки —по вертикали;
3)горизонтальный и вертикальный масштабы различаются по величине.
Из сказанного следует, что профиль трассы ни в коем случае не является разрезом земной поверхности вертикальной плос костью, проходящей через ось трубопровода.
По чертежу профиля трассы определяют необходимые для гидравлического расчета расчетную длину нефтепровода и раз ность геодезических (нивелирных) отметок. По нему также вы полняют расстановку нефтеперекачивающих станций.
В задании на проектирование плотность перекачиваемой нефти указывается при температуре 293 К, а ее кинематическая вязкость —при некоторых двух значениях температуры (напри мер, при 273 К и 293 К). Этих данных вполне достаточно, чтобы производить пересчет свойств нефти на расчетную температуру.
Расчетная температура транспортируемой нефти принима ется равной минимальной среднемесячной температуре грун та на глубине заложения оси трубопровода с учетом начальной температуры нефти на головных сооружениях, тепловыделений
втрубопроводе, обусловленных трением потока, и теплоотдачи
вгрунт. В первом приближении допускается расчетную темпе ратуру нефти принимать равной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на уровне оси подземного тру бопровода. Для трубопровода большой протяженности трасса разбивается на отдельные участки с относительно одинаковыми условиями. В этом случае можно записать
|
ТР |
'Ti' |
О-7) |
|
L |
1=1 |
|
где |
L —протяженность нефтепровода; €. —длина /-го участ |
ка с относительно одинаковой температурой Т.; п —чис ло участков.
Расчетная плотность нефти при температуре Т = Тр опреде ляется по формуле
/>г =/>293 + £ (2 9 3 -Г ), |
(3.8) |
где рт —плотность нефти при 293К, кг/м3; £ —температур ная поправка, кг/(м3К),
£ = 1,825-0,001315 /7293.
Расчетная кинематическая вязкость нефти определяется при расчетной температуре по вязкостно-температурной кривой, либо по одной из следующих зависимостей:
—формула Вальтера (ASTM)
|
|
lglg(vv +0,8) = Av + BvA g T , |
(3.9) |
|
где |
vr —кинематическая вязкость нефти при температуре Т, |
|||
|
мм2/с; Av и Вч—постоянные коэффициенты, определяе |
|||
|
мые по двум значениям вязкости v, и v2при двух темпе |
|||
|
ратурах Г, и Т2, |
|
|
|
|
|
1ё(У2 +0,8) |
|
|
|
ё |
lgQ, +0,8) |
A, = lglg(i/1+ 0 .8 )-B lg 7 ;; |
|
|
” |
ig ^ -ig i; |
|
|
|
’ |
|
||
—формула Филонова—Рейнольдса |
(3.10) |
|||
|
|
vT = vt |
ex p -u ( T - T t) |
где и —коэффициент крутизны вискограммы, 1/К,
Обе формулы (3.9) и (3.10) дают практически одинаковые ре зультаты при Tt < Т< Т2. При выходе за пределы указанного ин тервала более предпочтительна формула (3.9). Порядок определе ния расчетной кинематической вязкости таков: сначала находят эмпирические коэффициенты Av и Ву в формуле (3.9) или и в фор муле (3.10), а уже потом вычисляют vr npn температуре Тр.
Величина пропускной способности нефтепровода, указанная в за дании на проектирование, используется при определении рас четной часовой производительности трубопровода (см. п. 3.7.2), а сведения о сроках ввода нефтепровода в эксплуатацию по очере-
68
дям строительства —для определения возможных режимов его работы.
Кроме данных, указанных в задании на проектирование, для выполнения технологического расчета необходимы также сведе ния о трубах, выпускаемыхпромышленностью (наружный диаметр, номинальные толщины стенки, марка стали и ее прочностные ха рактеристики), а также данные об укрупненных технико-экономи ческихпоказателях при сооружении нефтепроводов.
К последним относятся:
стоимость сооружения одного километра нефтепровода (включая стоимость труб, земляных, сварочных, изоляцион но-укладочных работ и т. д.) как основной, так и резервной ниток магистрали;
стоимость строительства одной нефтеперекачивающей станции: головной или промежуточной, на новой или совме щенной площадке (включая стоимость оборудования трубо проводных коммуникаций, зданий, а для головных станций — и стоимость резервуарного парка);
сведения о составляющих эксплуатационных затрат (отчис ления на амортизацию и текущий ремонт, стоимость 1 кВт ч потребляемой электроэнергии и т. д.).
Основные этапы технологическогорасчета нефтепровода
Расчетная часовая производительность нефтепровода опреде ляется по формуле
Gгод k m |
, |
24 Np -p |
К ’ |
где GЮД—годовая (массовая) производительность нефтепро вода, млн т/год; р —расчетная плотность нефти, кг/м3; Np—расчетное число рабочих дней в году, Np= 350 суток; kHR —коэффициент неравномерности перекачки, вели чина которого принимается равной для:
трубопроводов, прокладываемых параллельно с другими нефтепроводами и образующих систему, кнп= 1,05;
однониточных нефтепроводов, подающих нефть к неф теперерабатывающему заводу, а также однониточных нефтепроводов, соединяющих систему, кнп= 1,07;
однониточных нефтепроводов, подающих нефть от пунктов добычи к системе трубопроводов, кип= 1,10.
Исходя из расчетной часовой производительности нефтепро вода, подбирается основное оборудование нефтеперекачиваю щей станции (подпорные и магистральные насосы). По их на порным характеристикам вычисляется рабочее давление (МПа)
|
P = p g {hn +тм hMУЮ-6 , |
(3.12) |
где |
g — ускорение свободного падения; hw hM— напоры, |
|
|
развиваемые соответственно подпорным и магистраль |
|
|
ным насосами при расчетной подаче; тм—число рабо |
|
|
тающих магистральных насосов на нефтеперекачиваю |
|
|
щей станции. |
|
Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется
по формуле |
|
|
|
4 Q4 |
(3.13) |
|
Do =у 3600-я- |
|
|
w„ |
|
где |
wo — рекомендуемая ориентировочная скорость пере |
|
|
качки, определяемая из графика (рис. 3.8). |
О |
2000 |
4000 |
6000 |
8000 |
10000 А |
12000 |
Рис. 3.8. Зависимость рекомендуемой скорости перекачки от плановой производительности нефтепровода