книги / Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа

h\f.3 Q3 j

откуда следует, что рабочие точки подобных режимов работы насоса лежат на параболе, которая может быть описана общей зависимостью

Кривая, построенная по ней, называется параболой подоб­ ных режимов. Точка пересечения параболы подобных режи­ мов с заводской напорной характеристикой насоса R3(рис. 3.27) принадлежит одновременно обеим кривым. Поэтому мы впра­ ве записать

Так как левые части этих выражений равны, следовательно, равны и правые. Приравняв их, находим, что

Соответственно, напор насоса с обточенным колесом в по­ добной R3точке Ry составит

(3.82)

Так как требуемая величина Иму задана, а отношение рас­ ходов Qy/ Q 3 связано с отношением диаметров колес D2W/D 2(3) формулой (3.74), то несложно получить

(3.83)

Способ регулирования за счет обточки рабочего колеса может быть эффективно использован при установившемся на длитель­ ное время режиме перекачки. Следует отметить, что уменьшение диаметра рабочего колеса сверх допустимых пределов приводит к нарушению нормальной гидродинамики потока в рабочих ор­ ганах насоса и значительному снижению коэффициента полез­ ного действия.

H

hM.3

hM.y

Dz(3)

QyQz

Рис. 3.27. К расчету диаметра рабочего колеса магистрального насоса после обточки:

1 —парабола подобных режимов; 2 —напорная характеристика магистрально­ го насоса до обточки; 3 —то же после обточки

Изменение частоты вращения вала насоса —прогрессивный и экономичный метод регулирования. Применение плавного регулирования частоты вращения роторов насосов на НПС ма­ гистральных нефтепроводов облегчает синхронизацию рабо­ ты станций, позволяет полностью исключить обточку рабочих колес, применение сменных роторов, а также избежать гидрав­ лических ударов в нефтепроводе. При этом сокращается время запуска и остановки насосных агрегатов. Однако, в силу техни­ ческих причин, этот способ регулирования пока не нашел ши­ рокого распространения.

Метод изменения частоты вращения основан на теории подобия

где Qt, hm и JV, - подача, напор и потребляемая мощность магистрального насоса, соответствующая частоте вра-

щения рабочего колеса и,; Qv Ит и N2- то же при час­ тоте вращения рабочего колеса п2.

При уменьшении частоты вращения характеристика насо­ са изменится и рабочая точка сместится из положения Ахв Аг (рис. 3.28). В соответствии с формулой (3.84), при пересчете ха­ рактеристик насоса с частоты вращения л, на частоту п2получим следующие соотношения:

Сравнивая формулы (3.84) и (3.80), видим, что они подобны. Поэтому необходимое число оборотов вала для обеспечения на­ пора hm можем записать без вывода

Рис. 3.28. Совмещенная характеристика нефтепровода и насоса при изменении частоты вращения вала:

1 —парабола подобных режимов; 2 - напорная характеристика магистрально­ го насоса при частоте вращения л,; 3 —то же при частоте вращения л2

Изменение частоты вращения вала насоса возможно в следую­ щих случаях:

применение двигателей с изменяемой частотой вращения;

установка на валу насосов муфт с регулируемым коэффициен­ том проскальзывания (гидравлических или электромагнит­ ных);

применение преобразователей частоты тока при одновремен­ ном изменении напряжения питания электродвигателей.

Следует отметить, что изменять частоту вращения в широ­ ких пределах нельзя, так как при этом существенно уменьшает­ ся КПД насосов.

Применение противотурбулентных присадок для регулирова­ ния (увеличения) производительности нефтепроводов рассмот­ рено в п. 3.7.8.

Метод дросселирования на практике применяется сравнитель­ но часто, хотя и не является экономичным. Он основан на час­ тичном перекрытии потока нефти на выходе из насосной стан­ ции, то есть на создании дополнительного гидравлического сопротивления. При этом рабочая точка из положения Ахсме­ щается в точку Аг и расход уменьшается (рис. 3.29).

Целесообразность применения метода можно характеризо­ вать величиной КПД дросселирования цДР

■др \_hâL

Я, где Н2—напор, необходимый для ведения перекачки с рас­

ходом Q2; н \ —фактически затрачиваемый напор.

С увеличением величины дросселируемого напора Идр зна­ чение цдр уменьшается. Полный коэффициент полезного дей­ ствия насоса (НПС) определяется выражением г\~ ц 2 • г\др. Ме­ тод дросселирования уместно применять для насосов, имеющих пологую напорную характеристику. При этом потери энергии на дросселирование не должны превышать 2 % энергозатрат на перекачку.

3 .1 3 . Режимы работы нефтепроводов

Ни один нефтепровод не работает с постоянной производи­ тельностью в течение расчетного числа суток перекачки. Это связано с целым рядом причин:

1)неритмичностью поставок нефти с промыслов;

2)неравномерностью приема нефти нефтеперерабатывающими заводами;

3)плановыми и внеплановыми остановками трубопровода и т. д.

Производительность Q, которая устанавливается в нефтепро­ воде, определяется формулой (3.48). Из нее видно, что величина Q при прочих равных условиях зависит от количества нефтепе­ рекачивающих станций и величин коэффициентов Л и В. В свою очередь, если оборудование на НПС однотипно, то при после­ довательном соединении насосов А = тмами В = ти - bw а при

параллельном соединении А = ами В = \_т.

тм

Таким образом, величина производительности нефтепровода определяется количеством и схемой включения работающих на­ сосов на станциях.

В подавляющем большинстве случаев насосы на нефтепере­ качивающих станциях соединяются последовательно. Нередко они имеют роторы различного диаметра, а число включенных насосов на каждой станции различно. Учесть эти факторы мож­ но, заменив произведения п • А и п • В на суммы

1,02■f-LP + ^ ç jk -bMjk

У=1*=■■ Формула (3.90) позволяет рассчитать производительность

нефтепровода при общем числе работающих насосов равном

п пмI

X X Vi * • Однако для нее безразлично, где эти насосы установле- j=l к=1

ны: все на головной ПС, все на конечной НПС или как-то иначе. В действительности, величины подпоров и напоров на выходе нефтеперекачивающих станций должны удовлетворять условиям

Фактические значения подпора и напора на выходе с-й неф­ теперекачивающей станции определяются по формулам

которые отличаются от (3.67) и (3.68) только учетом количества включенных на станциях насосов.

Алгоритм расчета возможных режимов работы нефтепровода таков:

1)задаваясь количеством и номерами работающих на каждой НПС насосов (последнее учитывает возможное различие диа­ метров их роторов) по формуле (3.90) вычисляют производи­ тельность нефтепровода Q;

2)по формулам (3.93) и (3.94) рассчитывают подпоры АН. на входе и напоры Hncjна выходе каждой станции;

3) проверяют выполнение условий (3.91) и (3.92): если они вы­ полняются для каждой станции, то такая комбинация вклю­ чения насосов возможна, в противном случае —нет.

В качестве примера рассмотрим режимы работы магистраль­ ного нефтепровода протяженностью L = 436 км и диаметром D = 0,704 м, по которому перекачивается нефть плотностью р = 860 кг/м3 и вязкостью v = 15 мм2/с. Нефтепровод оборудо­ ван тремя нефтеперекачивающими станциями, оборудованны­ ми однотипными насосами НМ 2500-230 с диаметром рабочего колеса D2= 405 мм. Подпор на головной перекачивающей стан­ ции обеспечивается насосами НПВ 2500-80 с диаметром рабо­ чего колеса D2= 540 мм. Минимально допустимый подпор НПС составляет ДЯт1п= 35 м, а максимально допустимый напор НПС равен НПСта = 760 м.

В табл. 3.9 приведены результаты расчета подпоров и напоров перекачивающих станций при различном количестве работаю­ щих насосов и комбинациях их включения.

Таблица 3.9

Напоры и подпоры нефтеперекачивающих станций при различных числах работающих насосов и комбинациях их включения

Нетрудно видеть, что:

1)при одном и том же суммарном числе работающих на станци­ ях насосов, количеств комбинаций их включения может быть несколько;

2)часть этих комбинаций «не проходит», так как не выполня­ ются неравенства (3.85) и (3.86);

3)при «проходных режимах» либо на всех НПС работает одина­ ковое число насосов, либо большее число насосов включено на станциях, расположенных в начале нефтепровода;

4)пропорционально общему числу насосов изменяется и произ­ водительность нефтепровода.

3.14. Выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода

Перекачивающие станции магистрального нефтепровода от­ носятся к сложным и энергоемким объектам. Доля энергозатрат на перекачку составляет порядка 25...30 % от годовых эксплуа­ тационных расходов. При отсутствии перекачивающих агрега­ тов с регулируемой частотой вращения ротора насоса эксплуата­ ция нефтепровода производится на различных режимах, смена которых происходит дискретно при изменении вариантов вклю­ чения насосов и перекачивающих станций. При этом возника­ ет задача выбора из ряда возможных режимов наиболее целесо­ образных.

Критерием выбора оптимальных режимов из числа возмож­ ных является величина удельных энергозатрат на перекачку 1 тон­ ны нефти Еуж> вычисленная по формуле

где Nn0Tpn—мощность, потребляемая подпорными насоса­ ми; Nn0TPMjk—мощность, потребляемая к-м магистраль­ ным насосом наj- й НПС; Q —производительность неф­ тепровода при выбранном числе насосов.

Величина потребляемой мощности находится по известным зависимостям

ЛНМjk ' ЛЭММjk ‘ ЛМЕХ М jk

где N3-hn —суммарный напор подпорных насосов при по­ даче Q; h и —напор fc-го магистрального насоса на у-й НПС при подаче Q; rjH, цэ , цМЕХ—величины КПД со­ ответственно насоса, электродвигателя и механической передачи.