- •Структура объектов системы нефтепроводного транспорта
- •1. Классификация магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
- •2. Состав сооружений магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
- •Физико-технические свойства нефтей и их поготовка к транспорту
- •3.Состав нефтей и их классификация
- •4. Физико-химические свойства нефтей
- •5. Подготовка нефти к транспорту
- •6. Прием-сдача нефтей определенного качества
- •Насосы для перекачки нефтЕй и нефтепродуктов
- •7. Нефтяные центробежные насосы
- •8. Принцип действия центробежного насоса
- •9. Гидравлические q-h зарактеристики центробежных насосов. Измененение насосных характеристик
- •11. Изменение насосных характеристик
- •12. Привод насоса. Выбор привода
- •13. Теоретический напор, мощность и к.П.Д центробежных насосов, коэффициент быстроходности цбн (основные рабочие параметры)
- •14. Расчет характеристик цбн в зависимости от плотности и вязкости перекачиваемой нефти
- •15. Пересчет характеристик цбн при изменении числа оборотов
- •16. Регулирование подачи цбн
- •17. Работа цбн в группе
- •18. Определение мощности насосов для перекачки нефти
- •Технологический расчет магистральных трубопроводов при стационарном режиме перекачки
- •19. Закон Паскаля
- •20. Уравнение Дарси-Вейсбаха
- •21. Уравнение Бернулли. Определение полного напора в различных сечениях трубопровода
- •22. Исходные данные для технологического расчета
- •23. Расчет параметров транспортируемых нефтей
- •24. Определение коэффициента гидравлического сопротивления внутренней поверхности трубопровода
- •25. Гидравлический уклон. Определение полных потерь давления в трубопроводе
- •26. Уравнение баланса напоров в рельефном трубопроводе
- •27. Потери напора в трубопроводе с лупингами и вставками
- •28. Определение расчетной длины нефтепровода. Перевальная точка
- •29. Характеристики трубопровода, насоса, насосной станции
- •30. Совмещенная характеристика «трубопровод-насос». Рабочая точка
- •31. Подбор насосно-силового оборудования
- •32. Определение необходимого числа насосных станций
- •33. Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода
- •34. Расчет нефтепровода при заданном положении перекачивающих станций
- •35. Расчет коротких трубопроводов
- •36. Изменение подпора перед станциями при изменении вязкости нефти
- •37. Режим работы нефтепровода при отключении нефтеперекачивающих станций
- •38. Нефтепроводы со сбросами и подкачками
- •39. Методы увеличения пропускной способности нефтепровода
- •40. Методы снижения гидравлических потерь
- •42. Регулирование режимов работы трубопроводов изменением параметров трубопроводов дросселированием, байпасированием
- •43. Соотношение диаметров трубопроводов, давления и пропускной способности
- •44. Определение экономически наивыгоднейшего диаметра трубопровода
- •Основные требования к проектированию магистральных нефтепроводов
- •45. Расстояния между трубопроводами при подземной прокладке
- •46. Требования к расстановке запорной арматуры на магистральном нефтепроводе
- •47. Нормативная методика расчета трубопроводов на прочность
- •48. Основные нагрузки и воздействия на нефтепровод
- •49. Расчет толщины стенки трубопровода
- •50. Требования к трубам и марки сталей струб, применяемых при строительстве магистральных нефтепроводов
- •51. Требования к фасонным изделиям и соединительным деталям, применяемым на магистральных нефтепроводах
- •Противокоррозионная защита нефтепроводов и резервуаров
- •52. Классификация коррозионных процессов
- •53. Основные сведения об электрических процессах на поверхности трубопровода, находящегося в почве
- •54. Защитные покрытия нефтепроводов
- •55. Электрохимическая защита нефтепроводов от коррозии
- •56. Расчет длины защищаемого участка при катодной защите мн
- •57. Методы определения состояния коррозионной защиты нефтепроводов
- •58. Противокоррозионная защита резервуаров
- •Эксплуатация линейной части магистральных нефтепроводов
- •59. Утечки нефти из трубопровода и причины их возникновения
- •60. Расчет утечек нефти через отверстия в трубопроводе
- •61. Методы обнаружения утечек нефти из трубопровода
- •62. Определение места утечки по диспетчерским данным
- •63. Истечение нефтепродукта через отверстия в трубопроводах
- •64. Расчет утечек нефтепродукта через отверстия в трубопроводе (см. П.60 Расчет утечек нефти через отверстия в трубопроводе)
- •65. Планирование и расчеты периодических очисток нефтепровода от парафина
- •66. Внеплановая очистка нефтепровода от парафина и водяных скоплений
- •Технологические расчеты нефтепроводов при нустановившихся режимах
- •67. Инерционные свойства потока нефти
- •68. Гидравлический удар в нефтепроводах. Принципы расчета гидравлического удара
- •Перекачка нефтей с аномальными свойствами
- •69. Основные способы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов
- •70. Реологические свойства нефтей
- •71. Гидротранспорт вязких нефтей и нефтепродуктов
- •72. Перекачка термообработанных нефтей и нефтепродуктов
- •73. Перекачка нефтей с присадками
- •74. Перекачка предварительно подогретых нефтей и нефтепродуктов
- •75. Использование антитурбулентных присадок к нефтепродуктам для снижения потерь напора на трение
- •76. Зависимости основных параметров нефти от концентрации разбавителя
- •77. Вычисление давления насыщенных паров смеси
- •78. Вычисление гидравлических потерь при перекачке с разбавителем
- •79. Гидравлическая характеристика трубопровода при перекачке разбавленной нефти
- •Применение противотурбулентных присадок в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов
- •80. Эффект Томса
- •81.Применение противотурбулентных присадок на отечественных нефтепроводах
- •82. Технология ввода присадки в поток в трубопровод
- •83. Механизм действия малых полимерных добавок на поток в трубопроводе
- •107. Классификация нефтебаз
- •108. Номенклатура и основные эксплуатационные характеристики нефтепродуктов, с которыми оперируют нефтебазы
- •109. Физико-химические свойства нефтепродуктов
- •110. Операции, проводимые на нефтебазах
- •111. Объекты нефтебаз и их размещение
- •112. Определение объема резервуарного парка нефтебазы
- •113. Коэффициент оборачиваемости резервуаров
- •114. Резервуары нефтебаз и перекачивающих станций
- •115. Типы резервуаров и их конструкции
- •116. Оптимальные размеры вертикальных стальных резервуаров
- •117. Потери нефти и нефтепродуктов
- •118. Классификация потерь нефти и нефтепродуктов
- •119. Упрощенная теория потерь нефтепродуктов от испарения
- •120. Мероприятия по сокращению потерь от испарения
- •121. Современные средства сокращения потерь бензинов от испарения
39. Методы увеличения пропускной способности нефтепровода
Увеличение потребности в нефтепродуктах в рассматриваемом экономическом районе, обусловленное особенностями его развития, влечет за собой увеличение:
а) мощности нефтеперерабатывающего завода (заводов), обслуживающего этот район.
б) средств доставки продуктов переработки нефти потребителям.
Возрастание мощности завода, в свою очередь, приводит к необходимости увеличения пропускной способности транспортных средств, доставляющих нефть от промыслов на нефтеперерабатывающий завод.
Так возникает задача об увеличении пропускной способности действующего нефтепровода.
Часто еще в задании на проектирование ставится условие, что производительность нефтепровода должна наращиваться и наибольшего значения достичь лишь к определенному сроку. Диаметр такого нефтепровода выбирается соответствующим наибольшей производительности. Нефтеперекачивающие станции строятся и вводятся в эксплуатацию не одновременно, а по очередям.
Увеличение пропускной способности нефтепровода от Q до может быть достигнуто изменением характеристики трубопровода или насосных станций, при котором рабочая точка на совмещенной характеристике Q — Н переместится вправо.
Отношение
называется коэффициентом увеличения пропускной способности. Наиболее просто задача решается при очень большой крутизне характеристик насосных станций (вертикальная линия для поршневых насосов). В этом случае увеличение пропускной способности осуществляется установкой на каждой станции дополнительных насосных агрегатов, включаемых параллельно, и если на каждой станции было по К рабочих насосов, а после установки дополнительных их стало , то коэффициент увеличения пропускной способности
.
(Предполагается, что насосы одинаковые).
Увеличение расхода после включения в работу дополнительных агрегатов приводит к увеличению потери напора. Рабочая точка на совмещенной характеристике Q — H переместится не только вправо, но и вверх (рис. 1). При этом, напор который будут развивать станции, может оказаться выше допустимого из условия прочности.
Напор можно снизить следующими способами:
1) сооружением дополнительных станций на перегонах между существующими (удвоение числа станций); в этом случае снижение напора происходит благодаря уменьшению длин перегонов, обслуживаемых станциями;
2) прокладкой дополнительных лупингов.
Рассмотрим эти способы. Напоры , развиваемые станциями до и после увеличения пропускной способности, будем считать, одинаковыми.
а) Удвоение числа, станций,
До увеличения пропускной способности
.
После удвоения числа станций и установки дополнительных насосных агрегатов, обеспечивающих увеличение расхода, имеем:
.
Разделив второе уравнение на первое, получим:
. (1)
Эта формула показывает, что для трубопроводов, идущих на подъем ( ), коэффициент больше, чем для «горизонтальных», или (тем более) для трубопроводов, у которых .
В ряде случаев величиной можно пренебречь.
Тогда
. (2)
Следовательно, если требуется увеличить производительность в раза (при турбулентном режиме в зоне действия закона Блазиуса = 1,485 ), то целесообразно удвоение числа станций. При этом развиваемое станциями давление не изменится.
б) Прокладка дополнительных лупингов
Этот способ эффективен при .
Длина лупингов х, обеспечивающих сохранение прежнего давления после установки на станциях дополнительных насосных агрегатов, определяется из уравнений
,
.
Отсюда
.
Когда надо увеличить производительность больше чем в раза, удвоение числа станций может быть дополнено прокладкой лупингов (комбинированный способ). В этом случае необходимая длина лупинга (без учета ):
.(3)
Если на нефтепроводе с поршневыми насосами удвоение числа станций, и прокладка лупингов служат для уменьшения напора, развиваемого насосными станциями, то на нефтепроводах с центробежными насосами удвоение числа станций м прокладка лупингов — средства увеличения их пропускной способности, В этом нетрудно убедиться, сопоставив рис. 1 и рис. 2. Первый из них в пояснениях не нуждается. На втором определена пропускная способность нефтепровода с центробежными насосами после удвоения числа станций (рис. 2а) и после прокладки лупингов (рис. 26). Из этих рисунков видно, что увеличение пропускной способности может быть осуществлено и без установки дополнительных включаемых параллельно насосов. Последние бывают необходимы в тех случаях, когда после увеличения пропускной способности рабочая точка на характеристике Q — H выходит за пределы рабочей зоны (имеющей достаточно высокий КПД).
Рис. 1. Увеличение пропускной способности нефтепровода с поршневыми насосами:
1 — характеристика насосной станции; 2 — то же после увеличения числа насосных агрегатов; 3 — характеристика перегона между станциями; 4 — то же после удвоения числа станций или после прокладки лупинга
Рис. 2. Увеличение пропускной способности нефтепровода с центробежными насосами:
1 — характеристика насосных станций: 2 — то же после удвоения их числа; 3 —характеристика трубопровода; 4 — то же после прокладки лупинга
При удвоении числа станций получается фиксированное значение коэффициента увеличения пропускной способности.
При увеличении пропускной способности прокладкой лупинга коэффициент может иметь различные значения в зависимости от длины и диаметра лупинга.
Комбинированный способ также позволяет обеспечить множество значений (за счет лупинга).
Поскольку характеристики насосных станций — «падающие» кривые, напор, развиваемый станциями, после увеличения пропускной способности уменьшится. Поэтому при удвоении числа станций оборудованных центробежными насосами, коэффициент увеличения пропускной способности будет меньше, чем определяемый формулой (1) или (2). Длина лупинга по той же причине окажется больше, чем определенная по формуле (3).
Рассмотрим, какое увеличение пропускной способности дает удвоение числа станций и какова должна быть длина лупинга для получения заданной величины .
а) Удвоение числа станций
Из уравнений баланса напоров до и после удвоения числа станций
и
имеем
и
.
Разделив второе равенство на первое, получим формулу, показывающую, что при центробежных насосных станциях, так же как и при поршневых, коэффициент увеличения производительности тем больше, чем больше :
.
Для тех случаев, когда величинами и можно пренебречь, выражение для упрощается:
,
откуда
. (4)
Из этой формулы следует, что
1) при центробежных насосах коэффициент увеличения производительности меньше , т. е. меньше, чем при поршневых (о чем указывалось выше);
2) чем круче характеристика трубопровода (чем больше величина fL), тем больше эффективность удвоения числа станций;
3) величина уменьшается с увеличением nb, т. е. крутизны суммарной характеристики насосных станций. Отсюда следствие: повторное удвоение числа станций дает меньший эффект.
б) Прокладка лупингов
Совместное решение уравнений
и
(5)
дает формулу, определяющую длину лупинга, необходимого для увеличения производительности в раз:
Формула показывает: 1) необходимая длина лупинга не зависит от (как и при поршневых насосах); 2) при одном и том же коэффициенте увеличения производительности для нефтепроводов с центробежными насосами требуется большая длина лупинга, чем для нефтепроводов, оборудованных поршневыми насосами; 3) эффективность прокладки лупинга повышается с увеличением крутизны характеристики трубопровода и с уменьшением крутизны характеристики насосов.
Если в выражение (4) подставить значение , определяемое формулой (5), то получим
(6)
— длину лупинга, дающего такой же эффект, как и удвоение числа станций.
Положив в формуле (6) х = L, найдем наибольшее значение коэффициента увеличения производительности, возможное при прокладке лупинга:
.
Если пренебречь изменением давления на станциях после прокладки лупинга, то
.
Местонахождение дополнительных нефтеперекачивающих станций (с центробежными насосами) определяется как и раньше: от начальной течки трассы откладывают подпор и напор , развиваемый основными насосами станции при расходе , проводят линию гидравлического уклона , соответствующего расходу и выбирают место для дополнительной станции. Необходимый, т. е. не выходящий за пределы допустимого, подпор перед дополнительной станцией обеспечивается всегда, если место для станции выбрано в «зоне возможного расположения». Подпор перед следующей станцией, т. е. перед существующей станцией первой очереди, далеко не всегда будет оставаться в нужных пределах: он может оказаться как чрезмерно большим, так и чрезмерно малым.
Рассмотрим, как можно определить подпоры перед станциями первой очереди и как можно их сохранить в рамках допустимых значений.
Напишем уравнения линий гидравлических уклонов для участка lC+1 до увеличения производительности и после удвоения числа станций:
,
,
где l —абсциссы, а Н и — ординаты; начало координат — в точке расположения головной станции.
При l = lC+1 — Н представляет собой добавочный подпор , передаваемый станции с + 1 от предшествующей дополнительной:
Поскольку
и
величину можно представить в следующем виде:
.
Эта формула позволяет сделать следующие выводы:
1) если станция с + 1 находится на расстоянии lC+1 меньшем, чем (от начальной точки трассы), то ; подпор перед станцией с + 1 после увеличения производительности
увеличится;
2) если , то и ,
3) при ;
поэтому подпор перед станцией с + 1 не изменится.
Изменение режима работы станций первой очереди после сооружения дополнительных показано на рис. 3.
Рис. 3. Режим работы нефтепровода после сооружения станций второй очереди
Линии гидравлического уклона i, идущие от станций первой очереди 1, 2 и 3 и , идущие от станции второй очереди А, Б и В, пересекаются в точках, лежащих на линии . Эти точки делят трассу на равные участки длиной (на чертеже ). Расстояние станции 2 от начального пункта трассы ; поэтому после ввода в строй станций А, Б и В подпор перед станцией 2 увеличился на . Это привело к увеличению напора на станции. Третья станция расположена на расстоянии ; поэтому подпор перед ней уменьшился ( ). Если бы станция 3 находилась в точке N, удаленной от начала трубопровода на расстояние , то подпор перед ней не изменился бы.
Если после удвоения числа станций напор на станции 2 будет больше допустимого (из условия прочности) или подпор перед станцией 3 окажется меньше (кавитация), то пропускная способность участка l2 будет больше пропускной способности участка, ограниченного станциями 2 и 3.
Рис. 4. К расчету удвоения числа станций
На рис. 4 показано, что для выравнивания пропускных способностей этих участков на дополнительной станции А уменьшено число насосных агрегатов, а на перегоне между станциями Б и 3 проложен лупинг х, компенсирующий уменьшение напора, развиваемого станцией А и обеспечивающий увеличение подпора перед станцией 3 до прежнего значения . Для перекачки нефти от станции В до перевальной точки требуется напор, несколько меньший, чем (перегон между станцией 3 и точкой меньше ). Излишний напор можно снять обточкой колес насосов, устанавливаемых на станции В. Степень обрезки колес определяется, как и прежде), где напор может быть найден по уравнению баланса напоров или построениями на профиле, как это показано на рис. 3.