Гидравлические и гидродинамические расчёты при проектировании магис

–гидравлически гладкие трубы: 2320 < Re < ReΙ;

–смешанного трения: ReΙ < Re ≤ ReΙΙ;

–квадратичного трения: Re > ReΙΙ.

где ε – относительная шероховатость труб; kэ – эквивалентная шероховатость (табл. 1.8), м.

Таблица 1 . 7

Значения коэффициентов λ, β, т для различных режимов течения жидкости

Таблица 1 . 8 Эквивалентная шероховатость труб (данные А.Д. Альтшуля)

21

Гидравлический уклон – это потери напора на трение на

где 1,02 – коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода; Z – разность геодезических отметок конца и начала нефтепровода, м; Hк.п –

остаточный напор в конце эксплуатационного участка, необходимый для закачки нефти в резервуары, Hк.п = 30–40 м; Nэ – число эксплуатационных участков,

На границе эксплуатационных участков станции являются своего рода также «головными», вместимостью резервуарного парка 0,3–0,5 суточной пропускной способности трубопровода. В случае обеспечения приемосдаточных операций вместимость резервуарного парка должна быть увеличена до 1,0–1,5Qcyт. На головных основных нефтеперекачивающих станциях до 3Qcyт.

22

Суммарный напор, развиваемый насосными станциями нефтепровода, складывается из напора, развиваемого всеми подпорными насосами «головных» насосных станций, и суммарного напора п станций:

Полученное число насосных станций получается дробным. Оно может быть округлено как в большую, так и в меньшую сторону числа станций.

Если заказчик настаивает на точном обеспечении проектной производительности нефтепровода то необходимо регулирование совместной работы насосных станций и нефтепровода, либо регулирование каждого в отдельности. Регулирование осуществляется следующими методами:

1)изменением количества работающих насосов;

2)применением сменных роторовили 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.

Если же заказчика устраивает, что фактическая производительность нефтепровода отличается от плановой, то исходя из технико-экономических показателей принимается один из вариантов.

23

Рассмотрим вариант округления числа перекачивающих станций в меньшую сторону. В этом случае напора станций недостаточно, а чтобы обеспечить плановую производительность Qпл, необходимо уменьшить гидравлическое сопротивление трубопроводов прокладкой лупинга. При этом характеристика трубопровода станет более пологой и рабочая точка А1 сместится до положения А2 (рис. 1.3).

Рис. 1.3. Совмещенная характеристика нефтепровода при округлении числа перекачивающих станций в меньшую сторону: 1 – характеристика

трубопровода постоянного диаметра (H = 1,02 iLp + z + Nэhocт)';

2 – характеристика трубопровода с лупингом (H = 1,02 i[Lp – lл(1 – ω)] + + z + Nэhocт); 3 – характеристика нефтеперекачивающих станций

(H = Nэhп+ nHcт)

где n1 – округленное меньшее целое число перекачивающих станций.

24

Рассмотрим вариант округления числа перекачивающих станций в большую сторону. В этом случае следует предусмотреть вариант циклической перекачки, при этом осуществляется два режима: часть ведется на повышенном режиме с производительностью Q2>Q со временем τ2 (если на каждой НПС включено m магистральных насосов), а остаток времени τ1 нефтепровод работает на пониженном режиме с производительностью Q1<Q (если на каждой НПС включено m – 1 магистральных насосов) (рис. 1.4).

Рис. 1.4. Совмещенная характеристика нефтепровода при циклической перекачке: 1 – характеристика нефтеперекачивающих станций

до отклонения части насосов ( Nэ hп + n(Hст − Hоткл ) ); 2 – характеристика нефтеперекачивающих станций после

отклонения части насосов ( Nэ hп + n Hст ); 3 – характеристики трубопровода (1,02 i Lp + z + Nэ hост )

Параметры циклической перекачки определяются из решения системы уравнений

25

где Vг – плановый объем перекачки, Vг = 24NрQ.

Значения Q1 и Q2 определяются графически из совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающих станций или аналитически.

Решение системы – это определение времени перекачки при двух режимах:

Размещение нефтеперекачивающих станций выполняется графически на сжатом профиле трассы. Рассмотрим первый случай, когда число нефтеперекачивающих станций принято в большую сторону (рис. 1.5).

Рис. 1.5. Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода

26

1)При циклической перекачке величина гидравлического уклона вычисляется исходя из наибольшей производительности нефтепровода Q2.

2)Строится треугольник гидравлического уклона abc (с учетом надбавки на местные сопротивления) с учетом вертикального масштаба высот и горизонтального масштаба длин сжатого профиля трассы.

3)Из начальной точки трассы точки А вертикально вверх откладывается отрезок, равный напору перекачивающей стан-

ции НСТ1 в принятом масштабе высот. Из вершины отрезка НСТ1 проводится линия, параллельная гипотенузе гидравлического треугольника, до пересечения с профилем трассы. Местоположению второй НПС соответствует точка М.

4)Из вершины отрезка НСТ1 вертикально вверх откладывается отрезок, равный Нп в масштабе высот. Линия, проведенная параллельно гипотенузе треугольника abc из вершины НСТ1 + Нп, показывает распределение напорана первом линейном участке.

5)Аналогично определяется местоположение остальных НПС в пределах эксплуатационного участка.

6)Местоположение НПС на границе эксплуатационных участков определяется построением отрезка ВС, который про-

водится из вершины отрезка CN = НСТ1 + Нп – Нк.п параллельно гипотенузе гидравлического треугольника до пересечения с профилем трассы.

7)При правильно выполненных расчетах и построениях на

конечном пункте трубопровода остается остаточный напор Нк.п. Рассмотрим пример округления числа нефтеперекачиваю-

щих станций в меньшую сторону (рис. 1.6).

1)Рассчитываем длину лупинга и гидравлический уклон на участке с лупингом.

2)Дополнительно строится гидравлический треугольник abd. Его гипотенуза bd определяет положение линии гидравлического уклона на участке с лупингом iл.

3)Из точек C1 и B1 строится параллелограмм C1F1B1K1, стороны F1B1 и C1K1 которого параллельны линии bс, а стороны C1F1 и B1K1 – параллельны линии bd гидравлических треугольников abc и

27

abd. При этом горизонтальные проекции отрезков C1F1 и B1K1 равны протяженности лупинга в горизонтальном масштабе. По правилу параллелограмма лупинг можно размещать в любом месте трассы, поскольку все варианты гидравлически равнозначны. Лупинг также можно разбивать на части. Однако предпочтительнее размещать лупинг (или его части) в конце трубопровода (перегонов между перекачивающими станциями).

4) Расстановка перекачивающих станций по трассе в случае прокладки лупинга выполняется в следующем порядке. Из точек С2 и С3 строятся части аналогичных C1F1B1K1 параллелограммов до пересечения с профилем трассы. Таким образом, вторую перекачивающую станцию можно разместить в зоне возможного расположения В2К2, а третью – в зоне В3К3.

Рис. 1.6. Расстановка нефтеперекачивающих станций и лупингов по трассе

28

5) Предположим, что исходя из конкретных условий станции решено расположить в точках X и Y. Проводя из точки X линию, параллельную iл, до пересечения с линией С2В2, можно определить протяженность лупинга iл1. Аналогичные построения выполняются для размещения остальных лупингов и станций. Сумма длин отрезков iл1, iл2 и iл3 должна равняться расчетной длине лупинга 1л.

1.7. Расчет режимов эксплуатации нефтепровода

Магистральный нефтепровод разделяется на эксплуатационные участки, в пределах которых перекачивающие станции работают по системе «из насоса в насос».

Режим работы нефтепровода в пределах эксплуатационного участка определяется совместным решением уравнений, описывающих гидравлическую характеристику линейных участков трубопровода и напорную характеристику перекачивающих станций. При этом должны учитываться разрешенные давления, определяемые исходя из технического состояния трубопровода на каждом линейном участке, а также ограничения на работу насосов.

Производительность нефтепровода при рассматриваемом режиме перекачки определяется из решения системы уравнений (баланса напоров)

где Hтр – напор, необходимый для преодоления гидравлического сопротивления трубопровода, разности геодезических отметок и создания остаточного напора в конце эксплуатационного участка; Нп.с – напор, развиваемый всеми работающими насосами при рассматриваемом режиме перекачки; zj – разность геодезических отметок на j-м линейном участке; n – число линейных участков (перекачивающих станций); hост – остаточный напор на

29

конечном пункте трубопровода; hτj – потери напора на трение на j-м линейном участке трубопровода; nмj – число магистральных насосов, установленных на j-й ПС; hп – напор, развиваемый подпорными насосами; hмjk – напор, развиваемый k-м магистральным насосом j-й ПС; φjk – индекс состояния k-го магистрального насосного агрегата j-й ПС (φjk = l при работающем насосе и φjk = 0 при остановленном насосе).

Потери напора на трение hτj могут быть определены любым из известных методов, например по формуле Лейбензона.

Для решения уравнения (1.66) задаются комбинации включения основных насосов на каждой нефтеперекачивающей станции рассматриваемого эксплуатационного участка. Производительностьопределяется либо графически, либо численнымиметодами.

Напор на выходе с-й перекачивающей станции определяется из соотношения

где Нс – подпор на входе с-й перекачивающей станции; Hстc –

напор, создаваемый работающими насосами с-й НПС при известной производительности перекачки

k =1

Подпор на всасывающей линии с-й ПС определяется как разность между напорами, создаваемыми (с–1) перекачивающими станциями и потерями в трубопроводе, состоящем из (с–1) линейных участков

Напоры на входе и на выходе с-й перекачивающей станции должны удовлетворять условию, накладываемому ограничениями по минимально допустимому подпору Hmin c и максимальному напору Нп.с max с

30