книги / Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа
..pdfПри этом в процессе проектирования приходится решать об ратную задачу: не выполнять расстановку НПС с учетом требо ваний к их напору и подпору, а проверять выполнение условий по допустимым напорам и подпорам станций при их заданном положении по трассе.
Рассмотрим расчетную схему нефтепровода с фиксирован ным размещением станций (рис. 3.21). В пределах эксплуатаци онного участка подпор на входе с-й НПС и напор на ее выходе
определяются выражениями |
|
|
|
|
Д"с = К + £ я ст . - Дгс - 1 , 0 |
2 - , |
(3.67) |
|
;=1 |
у=1 |
|
|
Н н .^А Н . + Н п', |
|
(3.68) |
где |
Дzc —разность геодезических отметок с-й НПС и начала |
||
|
нефтепровода, Дzc = zc — Z{, HCTJ—напор, развиваемый |
||
насосамиу-й НПС, HCTj =mMj-(aMj-b M j-Q2~m) ; mUj-
количество работающих магистральных насосов на j-Pi НПС; Q —производительность трубопровода, опреде ляемая из уравнения баланса напоров для магистрали в целом.
В уравнениях (3.67) и (3.68) предусматривается, что собствен ные напоры перекачивающих станций могут быть различными (разное число работающих насосов, применение сменных рото ров, обточка рабочих колес и т. д.).
Рис. 3.21. Расчетная схема нефтепровода с заданным положением перекачивающих станций
Для каждой у-й НПС вычисляются значения фактическо го подпора AH j и напора H n Q , которые должны удовлетворять условиям
|
АН,ЪАН^,-, |
(3.69) |
|
HnCj ï H nCtmj, |
(3.70) |
где |
AЯ , HnCnaxJ—соответственно разрешенные значения |
|
|
минимального подпора на входе и максимального на |
|
|
пора на выходеу-й ПС. |
|
Если не выполняется условие (3.69), то следует принять меры к уменьшению гидравлического сопротивления отдельных пере гонов. При нарушении условия (3.70) возникает необходимость уменьшения напора, развиваемого насосами отдельных пере качивающих станций. Гидравлическое сопротивление участков трубопровода можно снизить прокладкой лупингов или устрой ством вставок большего диаметра. Напоры ПС можно умень шить отключением части насосов, обточкой рабочих колес магистральных насосов, применением сменных роторов, дрос селированием и т. п.
ЗЛО. Расчет коротких трубопроводов
При незначительной протяженности нефтепроводов (их на зывают короткими) очевидно, что для перекачки требуется одна либо две НПС. Поэтому расчет коротких нефтепроводов сво дится к выбору наиболее выгодного варианта при двух значени ях числа станций, то есть при л, = 1 и п2= 2 (рис. 3.22).
Для каждого у-го варианта определяется расчетная длина L
ивеличина Дzr Для этого по заданной производительности Q определяются напоры подпорного и магистрального насосов (hn
иhM). Из начальной точки профиля откладывается подпор Ип и величины напоров станций НС1Ли Нсп, а из конечной точки тру бопровода —величина остаточного напора hx r Соединив полу ченные точки, получают линии гидравлических уклонов /, и /2.
Вобщем случае при анализе профиля нефтепровода могут быть выявлены перевальные точки, и расчетная длина для каж дого из рассматриваемых вариантов может быть различной. При наличии перевальных точек из уравнения баланса напо-
102
ров исключается величина h0CT>а разность геодезических отме ток составит AZj = znj —zw Если перевальные точки отсутству ют, то LPJ= L и A z = z K- zH.
Рис. 3.22. К расчету короткого нефтепровода
Уравнение баланса напоров при j работающих станциях име ет вид
Q l - m |
т |
p .+Az. + Aocr, |
(3.71) |
|
Ал + у-Дсг=1,02 . ^ ^ _ 5_ L |
||||
откуда |
|
|
|
|
1,02 |
|
|
(3.72) |
|
D j- hn + J' Нcr |
tej |
hgcT / |
||
|
||||
Далее полученные значения диаметров округляются до бли жайших стандартных значений (в большую сторону) и выпол няется сопоставительный экономический расчет по каждому конкурирующему варианту.
юз
3.11. Изменение подпора перед станциями при изменении вязкости перекачиваемой нефти
В течение года температура среды, окружающей трубопро вод, а следовательно, и вязкость транспортируемой нефти изме няются. В случае повышения температуры нефти от Г, до Т2 ее вязкость уменьшается (v2 < v,). Это приводит к уменьшению гид равлического сопротивления трубопровода (Я2 < Я,) и увеличе нию расхода нефти (Q2 > (?,). Рассмотрим, как при этом изменя ются величины подпоров НПС.
Предположим, что на всех станциях установлено одинаковое число однотипных насосов (А = ти - В = тм - Ь^), подпор на головной перекачивающей станции равен hn, а остаточный на пор на конечном пункте hocr Примем для простоты, что нефте провод имеет один эксплуатационный участок N3= 1, а число НПС составляет п.
Требуемый напор одной перекачивающей станции в зимний
период составит |
|
|
|
|
|
|
HCTl = |
- ^ L . |
(3-73) |
||
а в летний период |
|
П |
|
|
|
_ H2-h n |
|
|
|||
|
н |
|
(374) |
||
|
П |
СТ2 |
П |
> |
' |
|
|
|
|
|
|
где |
Я,, Н2 —суммарные потери напора в трубопроводе со |
||||
|
ответственно в зимний и летний периоды (рис. 3.23). |
||||
Из начальной точки профиля трассы (рис. 3.24) отложим в вер тикальном масштабе значения Я, и Я2, после чего вершины от резков соединим прямыми линиями с точкой zK+ hœ r Получен ные линии соответствуют положению линий гидравлических уклонов в зимний 1,02 • /, и летний 1,02 • /2 периоды.
Представим, что трасса трубопровода —восходящая прямая АВ. Как видно из построений, при расстановке станций такая трасса будет разбита на равные участки длиной L/n. При этом линии гидравлических уклонов 1,02 /, и 1,02 /2 пересекут ли нию АВ в одних и тех же точках. Это говорит о том, что при мо нотонном профиле трассы нефтепровода изменение вязкости нефти практически не оказывает влияния на величину подпоров на входе промежуточных НПС.
104
Рис. 3.23. Совмещенная характеристика трубопровода и НПС при изменении вязкости нефти:
1 - характеристика трубопровода при кинематической вязкости нефти v,; 2 - то же при кинематической вязкости нефти v2; 3 —суммарная характеристика п нефтеперекачивающих станций
Рис. 3.24. Влияние сезонного изменения вязкости нефти на величину подпоров перед НПС
В реальных условиях профиль трассы, как правило, является сильно пересеченным. Поэтому расстояния между нефтепере качивающими станциями неодинаковы (({*£2*£3* €п). Рассмот рим изменение подпоров НПС в этом случае.
Величину подпора ДНс перед с-й НПС можно найти из урав нения баланса напоров
Ая + (с-1)-(Д -В -02-'”) = 1,02-/-02"п-|]^ + Д гс +ДЯс (3.75)
откуда
С-1
bHc =hn + { c - \ ) A - b z c - Q 2 (с-1)-В + 1 ,0 2 -/Х Л . (3.76)
Значение расхода в выражении (3.76) определяется из уравне ния баланса напоров для нефтепровода в целом (3.47) при N3= 1, что позволяет записать
Qi~m— hpcr + n- A Az |
(3.77) |
|
У~ n - f i + l , 0 2 / L
После подстановки (3.77) в (3.76), получим
W c =hn + ( c - i y A - A z c - h" - h° * +" |
у |
• [(c-l).B + l,02./-Z<i (3.78) |
||||
|
|
|
/!•/> + i,U Z* / |
• L |
|_ |
i=i |
или |
ДHC= M - N - В + 1> 0 2 • f • (cpio —E+F^Lçp |
|
||||
|
(3.79) |
|||||
|
|
fi +1,02 • / • LCP |
|
|
||
где |
M, N, E —расчетные коэффициенты, величина которых |
|||||
|
не зависит от кинематической вязкости перекачивае |
|||||
|
мой нефти, |
|
|
|
|
|
M =hn + (с -1 )- Д -Д г с ; |
N = (hn - h 0CT+ n - A - A z ) - ^ —^', |
E = M - N ; |
||||
|
|
|
|
|
П |
|
|
|
С -1 |
|
|
|
|
где |
I ср(С) = X —~ - среднее расстояние между нефтепе- |
|||||
|
|
i=i с |
^ |
|
|
|
|
рекачивающими станциями на участке до с-й НПС; |
|||||
|
, |
L |
|
|
|
|
|
L CP ~ — —среднее арифметическое расстояние между |
|||||
НПС; F —расчетный коэффициент, величина которого
зависит от кинематической вязкости нефти,
B |
/ |
. , |
B |
D 5"” |
1,02 |
^ |
1,02 |
0 vm*^cp |
Нетрудно видеть, что связь между величиной F и вязкос тью прямо пропорциональная, то есть при снижении вязкости уменьшается и величина F, и наоборот. Поэтому если выполня ется условие Lcp< icm , то при уменьшении вязкости подпор на с-й НПС возрастает. В противном случае при LCP > ССР{С) подпор на с-той НПС снижается и может оказаться меньше допустимо го значения ДHmin(рис. 3.24). Чтобы этого не произошло, нефте перекачивающие станции, для которых выполняется условие Lср > £СДС), необходимо проверить на обеспеченность необходи мых подпоров в летнее время.
Достигнуть необходимых значений подпоров НПС в летнее время можно различными способами: включением дополни тельного последовательно соединенного подпорного насоса на головной НПС (если позволяет прочность трубы и запорно-ре- гулирующей арматуры) уменьшением количества работающих насосов на НПС, расположенных дальше от начала трубопрово да, чем те, где возникла опасность кавитации и т. д.
3.12. Регулирование режимов работы нефтепровода
Необходимость регулирования режимов работы нефтепрово да определяется:
• переменной загрузкой нефтепровода, которая обусловле на различной закономерностью работы поставщиков нефти, нефтепровода и потребителей (НПЗ);
изменением реологических параметров нефти вследствие се зонного изменения температуры, а также влиянием содержа ния воды, парафина, растворенного газа и т. п.;
технологическими факторами —отключением электроснаб жения на какой-либо НПС, отсутствием запасов нефти на го ловной станции или свободной емкости на конечном пункте и т. д.;
аварийными или плановыми ремонтными работами, вызван-
ными повреждениями на линейной части, отказами оборудо вания НПС, срабатываниями защит.
Некоторые из этих факторов действуют систематически, дру гие —периодически.
Из уравнения баланса напоров следует, что все методы регу лирования можно условно разделить на две группы:
методы, связанные с изменением параметров нефтеперека чивающих станций:
изменение количества работающих насосов или схемы их соединения;
регулирование с помощью применения сменных роторов или обточенных рабочих колес;
регулирование изменением частоты вращения вала насоса; методы, связанные с изменением параметров трубопровода:
дросселирование ;
перепуск части жидкости во всасывающую линию (байпасирование); применение противотурбулентных присадок.
Изменение количества работающих насосов. При использо вании этого метода достигаемый результат зависит не только от схемы соединения насосов, но и от крутизны характеристики трубопровода (рис. 3.25). Рассмотрим в качестве примера парал лельное и последовательное соединение двух одинаковых цен тробежных насосов при работе их на трубопровод с различным гидравлическим сопротивлением.
Как видно из графических построений (рис. 3.25), последо вательное соединение насосов целесообразно при работе на тру бопровод с крутой характеристикой. При этом насосы работают
сбольшей, чем при параллельном соединении, подачей (QB> Qc),
атакже с более высоким суммарным напором и коэффициентом полезного действия. Параллельное соединение насосов более предпочтительно при работе на трубопровод с пологой характе ристикой (QF> Qe, HF> НЕ, t]F > tjE).
H
Рис. 3.25. Совмещенная характеристика трубопровода и ПС при регулирова нии изменением числа и схемы включения насосов:
1—характеристика насоса; 2 —напорная характеристика НПС при последова тельном соединении насосов; 3 —напорная характеристика НПС при парал лельном соединении насосов; 4 , 5 - характеристика трубопровода; 6 - ( t j - Q ) характеристика насоса при последовательном соединении; 7—(t\ —Q) характе ристика насоса при параллельном соединении
Регулирование с помощью сменных роторов. Большинство со временных магистральных насосов укомплектовано сменными роторами на подачу 0,5 • QH, 0,7 • QHи 1,25 • QH, которые имеют различные характеристики (рис. 3.26). Применение сменных ро торов наиболее эффективно на начальной стадии эксплуатации нефтепровода, когда не все перекачивающие станции построе ны и трубопровод не выведен на проектную мощность (поэтап ный ввод нефтепровода в эксплуатацию). Эффект от установки сменных роторов можно получить и при длительном уменьше нии объема перекачки. В настоящее время на одной НПС неред ко установлены насосы одного типа, но с разными диаметрами
роторов, что обеспечивает возможность более тонкого регули рования производительности нефтепровода при различных со четаниях их включения.
Рис. 3.26. Характеристики центробежного насоса со сменными роторами
Обточка рабочих колес магистральных насосов по наружному диаметру применяется в трубопроводном транспорте нефти до статочно часто. В зависимости от величины коэффициента быст роходности ns обточку колес можно выполнять в следующих пределах: при 60 < ns < 120 допускается обточка колес до 20 % наружного диаметра; при 120 < ns < 200 —до 15 %; при л5= = 200...300 - до 10%.
Пересчет характеристики магистрального насоса при обточке рабочего колеса выполняется по формулам подобия:
|
hMy _ { Dm ] |
2 |
( D V |
|
, |
Ny_ |
|||
U2(V) |
||||
Qy _ Dm . |
|
У N3 |
|
|
Q3 °2(3) |
К1.3 Л ) , |
\.DW J |
где Q3, hM3 и N3—подача, напор и потребляемая мощность, соответствующие заводскому диаметру рабочего колеса
D1(3); Qy, huy и Nу —то же при уменьшенном диаметре рабочего колеса D1(y).
Решая совместно две первые формулы (3.74), получаем соот ношение по