- •Введение
- •1. Исходные данные для технологического расчета трубопроводов и их обработка
- •Средние температурные поправки плотности и коэффициенты объемного расширения
- •Справочные данные по некоторым нефтям [4]
- •Стоимость сооружения насосных станций*
- •Поправочный коэффициент на топографические условия трассы
- •Рекомендуемые суммарные полезные объемы резервуарных парков нефтепроводов
- •Коэффициент использования емкости
- •2. Последовательность определения параметров нефтепровода
- •Эквивалентная шероховатость труб (данные а.Д.Альтшуля)
- •3. Регулирование совместной работы насосных станций и нефтепровода
- •4. Расстановка нефтеперекачивающих станцийпо трассе нефтепровода
- •5. Расчет нефтепровода при заданном расположении перекачивающихстанций
- •6. Выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода
- •7. Режим работы трубопровода при отключении промежуточной насосной станции
- •8. Методы увеличения производительности нефтепроводов
- •9. Расчет подводящих (всасывающих) трубопроводов подпорных насосов головной насосной станции
- •10. Примеры расчетов
- •Решение
- •Решение
- •Решение
- •Решение
- •Решение
- •Данные для построения совмещенной характеристики
- •Решение
- •Решение
- •Решение
- •Решение
- •Напоры и подпоры насосных станций при различных количествах работающих насосов и комбинациях их включения
- •Удельные энергозатраты на перекачку для условий примера 10.9
- •Решение
- •Библиографический список
- •Приложения
- •Приложение 1 Характеристики труб для нефтепроводов и нефтебаз
- •Характеристики труб для магистральных нефтепроводов
- •Характеристики труб сварных для магистральных газонефтепроводов (гост 20295-85)
- •Приложение 2 Насосы нефтяные магистральные (нм)
- •Техническая характеристика спиральных насосов типа нм
- •Справочные данные по спиральным насосам типа нм
- •Приложение 3 Нефтяные насосы типов нДвН и нДсН
- •Техническая характеристика насосов типа нДвН и нДсН
- •Справочные данные по насосам типов нДвН и нДсН
- •Приложение 4 Нефтяные подпорные вертикальные насосы типа нпв
- •Техническая характеристика насосов типа нпв
- •Справочные данные по насосам типа нпв
- •Приложение 5 Нефтяные подпорные насосы типа нмп
- •Техническая характеристика насосов типа нпв
- •Справочные данные по насосам типа нмп
- •Приложение 6 Графические характеристики некоторых магистральных центробежных насосов
- •Приложение 7 Графические характеристики некоторых подпорных центробежных насосов
- •Оглавление
- •А.А. Коршак, е.А. Любин
5. Расчет нефтепровода при заданном расположении перекачивающихстанций
В соответствии с Нормами технологического проектирования нефтеперекачивающие станции целесообразно размещать вблизи населенных пунктов, источников энерго- и водоснабжения, существующей сети автомобильных и железных дорог. Определенные требования предъявляются и к площадкам НПС (несущая способность грунта, расположение относительно водоемов, населенных пунктов и т.д.). В этом случае при проектировании вместо расстановки НПС на профиле трассы приходится решать обратную задачу – проверять соответствие напоров и подпоров станций их допустимым значениям.
Расчет нефтепроводов при заданном положении НПС выполняется и с целью выявления возможных режимов перекачки на действующем трубопроводе.
Производительность нефтепровода в пределах эксплуатационного участка с числом НПС, равным n1, может быть вычислена по формуле
, |
(5.1) |
где Аi, Бi– коэффициенты в уравнении, описывающем напорную характеристикуi-й НПС;aп,bп– коэффициенты в уравнении, описывающем суммарный напор подпорных насосов головной НПС;f– гидравлический уклон при единичном расходе,
. |
(5.2) |
Величины Аi, Бi,aп,bпвычисляются в зависимости от схемы соединения насосов на НПС и с учетом возможного различия используемых в однотипных насосах роторов.
В пределах эксплуатационного участка фактические подпор и напор НПС № Свычисляются по формулам
, |
(5.3) |
, |
где Δzc– разность геодезических отметокС-й и головной НПС;li– длина перегона междуi-й и (i + 1)-й НПС.
Найденные величины ΔHc и Hc должны удовлетворять условиям
;, |
(5.4) |
где ΔHmin i,Hc– разрешенные значения соответственно минимального подпора на входе и максимального напора на выходеi-й НПС.
Если выполняется первое из неравенств (5.4), то необходимо принять меры по уменьшению гидравлического сопротивления отдельных перегонов (прокладкой лупингов, применением противотурбулентных присадок и т.д.). При невыполнении второго из неравенств (5.4) необходимо уменьшить напоры НПС (отключением части насосов, применением сменных роторов, дросселированием и т.д.).
Для конечного пункта величина необходимого остаточного напора по уравнению (5.3) обеспечивается автоматически в соответствии с уравнением баланса напоров.
6. Выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода
Несмотря на существование множества возможных режимов эксплуатации нефтепроводов, использовать необходимо те, при которых удельные затраты электроэнергии на перекачку 1 т нефти будут наименьшими.
Для j-го режима работы нефтепровода величина удельных энергозатрат рассчитывается по формуле
, |
(6.1) |
где Nпотр jп– мощность, потребляемая электродвигателями подпорных насосов головной НС при работе наj-м режиме;Nпотр ij– то же для электродвигателей магистральных насосовi-й НС;nнj– общее число работающих основных насосов на станциях приj-м режиме.
Величина мощности, потребляемой электродвигателем насоса при работе на j-м режиме, определяется по выражению
, |
(6.2) |
где Hн j,Qн, ηн j– соответственно напор, подача и КПД рассматриваемого насоса при работе наj-м режиме; ηэл j– КПД электродвигателя при рассматриваемом режиме; ηмех– КПД механической подачи, для механической муфты можно принять ηмех= 0,99.
КПД насоса вычисляется по формуле (1.11). КПД электродвигателя наиболее точно может быть найден по его характеристике. Если таких данных нет, то с учетом потери мощности электродвигателя
, |
(6.3) |
где ηном– КПД электродвигателя при номинальной нагрузке, ηном= 0,96-0,98;kз– коэффициент загрузки,kз=Nн/Nном;Nн– мощность на валу электродвигателя, определяется по формуле (6.2) без учета ηэл;Nном– номинальная мощность электродвигателя.
Найденные для всех возможных режимов работы нефтепровода величины Eуд jнаносятся на график в зависимости отQj, через минимальные значенияEудприQj =constстроится огибающая линия. Тем самым выявляется множество рациональных режимов эксплуатации нефтепровода.
Дальнейшие расчеты выполняются следующим образом. Пусть задан плановый объем перекачки Vплв течение некоторого времени τпл. Следовательно, средняя производительность перекачки в течение планового периода времени составитQ =Vпл/τпл. Посколькунайденная величина Q не совпадает ни с одним из рациональных режимов, то обеспечить плановый объем перекачки возможно только при циклической перекачке на двух режимах, удовлетворяющих условию
, |
(6.4) |
где Q1,Q2– производительность трубопровода при ближайшем рациональном режиме перекачки соответственно слева и справа от величиныQ.
Продолжительность работы нефтепровода на каждом из этих режимов составляет
,, |
(6.5) |
а удельные затраты электроэнергии
. |
(6.6) |