книги / Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа

Таблица 3.4

Основные параметры магистральных насосов серии НМ

Для магистральных насосов с подачей 2500 м3/ч и более раз­ работаны сменные роторы с производительностью 0,5; 0,7 и 1,25 от номинальной Qw Насос НМ 1250-260 имеет сменный ротор

61

на подачу 0,7 и 1,25 Все насосы нормального ряда НМ выпус­ каются в горизонтальном исполнении и имеют единую частоту вращения 3000 об/мин.

В качестве подпорных насосов нормального ряда применя­ ют насосы серии НМП (нефтяной магистральный подпорный) и серии НПВ (нефтяной подпорный вертикальный), техничес­ кие характеристики которых приведены в табл. 3.5. Для вновь проектируемых магистральных нефтепроводов предпочтитель­ ней использовать вертикальные подпорные насосы.

Как правило, магистральные насосные агрегаты соединяют последовательно по схеме —2...3 рабочих насоса плюс один ре­ зервный. Выбор схемы соединения подпорных насосов зависит от их номинальной подачи. Если она соответствует подаче магист­ ральных насосов, то устанавливают один рабочий подпорный на­ сос и один резервный. Если же подача магистральных насосов не обеспечивается подачей одного подпорного насоса, то применя­ ют параллельное соединение двух рабочих подпорных насосов плюс один резервный. В этом случае номинальная подача под­ порных насосов должна быть примерно в два раза меньше, чем магистральных. Суммарная подача работающих подпорных на­ сосов должна соответствовать подаче магистрального насоса.

Таблица 3.5

Основные параметры подпорных насосов

В качестве привода для магистральных и подпорных насосов широкое распространение получили асинхронные и синхрон­ ные электродвигатели. В зависимости от исполнения электро­ двигателей они устанавливаются либо в одном зале с насосами, либо в помещении, отделенном от насосного зала противопо­ жарной стеной.

З.б. Рабочие характеристики насосных агрегатов и станций

Характеристикой центробежного насоса называется графи­ ческое изображение зависимости развиваемого напора Я, по­ требляемой мощности N, коэффициента полезного действия (КПД) tj и допустимого кавитационного запаса ДА от подачи Q (рис. 3.5). С увеличением подачи напор насоса плавно уменьшает­ ся, потребляемая мощность и допустимый кавитационный запас возрастают, а коэффициент полезного действия сначала увеличи­ вается, достигает максимума, а затем убывает. Напор и подача на­ соса, соответствующие его максимальному КПД называ­ ются номинальными и обозначаются соответственно как Нни Qw Центробежные насосы должны эксплуатироваться при высоких КПД (рабочая часть характеристики). Для магистральных и под­ порных насосов, применяемых в трубопроводном транспорте, ра­ бочая часть соответствует интервалу подач 0,8 QH< Q < 1,2

n

N,H,

H.Ah

N

H

П

Q

Рис. 3.S. Характеристика центробежного насоса

Характеристикой нефтеперекачивающей станции принято называть зависимость суммарного напора всех работающих на НПС насосов от подачи.

Для построения суммарной напорной характеристики нес­ кольких параллельно работающих насосов складываются их по­ дачи при одинаковом напоре (рис. 3.6). А при последовательном соединении производится сложение напоров насосов, соответст­ вующих одинаковым подачам (рис. 3.7).

Рис. 3.6. Суммарная характеристика H(Q) центробежных насосов при параллельном соединении:

1—одного насоса; 2 —двух насосов; 3 —трех насосов

Рис. 3.7. Суммарная характеристика H(Q) центробежных насосов при последовательном соединении:

1 —одного насоса; 2 —двух насосов; 3 —трех насосов

Напорная характеристика центробежного насоса может быть описана уравнением параболы

где а и b —коэффициенты, определяемые по заводской ха­ рактеристике насоса, снятой на воде при заданном чис­ ле оборотов привода.

При параллельном соединении р однотипных насосов их сум­ марная напорная характеристика имеет вид

/

При последовательном соединении s однотипных насосов аналитическая зависимость суммарной напорной характеристи­ ки может быть представлена в виде

Таким образом, напорная характеристика НПС также может быть описана уравнением параболы

где А, В — коэффициенты, величина которых зависит от типа, количества и схемы включения насосов.

При параллельном соединении р однотипных насосов А = а

иВ = b/р2, а при последовательном соединении s насосов A = s- а

иВ = s • Ь.

Если соединяемые насосы разнотипны, то коэффициенты для их суммарной характеристики при последовательном соеди­ нении можно определить по формулам

3.7. Технологический расчет магистральных нефтепроводов

Технологический расчет магистрального нефтепровода преду­ сматривает решение следующих основных задач:

определение оптимальных параметров нефтепровода. К ним относятся диаметр трубопровода, давление на нефтеперека-

65

читающих станциях, толщина стенки трубопровода, число нефтеперекачивающих станций;

расстановка станций по трассе нефтепровода;

расчет эксплуатационных режимов нефтепровода.

Для определения оптимальных параметров нефтепровода обычно задаются несколько значений его диаметра, после чего выполняются гидравлический и механический расчеты. Резуль­ татом этих расчетов является определение числа НПС и толщины стенки трубы для каждого конкурирующего варианта. Наилуч­ ший вариант находят из сравнительной оценки эффективности инвестиций, т. е. экономическим расчетом.

Расчет эксплуатационных режимов заключается в опреде­ лении производительности нефтепровода, давления на выходе станций и подпоров перед ними при условиях перекачки, отли­ чающихся от проектных. Одновременно рассматриваются во­ просы регулирования работы нефтепровода.

Исходные данные для технологическогорасчета

Проектирование нефтепровода выполняется на основании проектного задания, в котором указываются:

•начальный и конечный пункты трубопровода; размещение пунктов путевых сбросов (подкачек) нефти;

пропускная способность трубопровода в целом и по отдель­ ным его участкам;

сведения о свойствах перекачиваемой нефти;

сроки ввода нефтепровода в эксплуатацию по очередям строи­ тельства.

На основании данных о начальном, конечном и промежуточ­ ных пунктах нефтепровода выбирается его трасса. Эта инфор­ мация в свою очередь является основой для определения в ходе изысканий температур грунта (при подземной прокладке) вдоль трассы и построения ее профиля.

Профиль трассы — это графическое изображение рельефа местности вдоль оси трубопровода, которое строится по особым правилам:

66

Расчетная плотность нефти при температуре Т = Тр опреде­ ляется по формуле

где рт —плотность нефти при 293К, кг/м3; £ —температур­ ная поправка, кг/(м3К),

£ = 1,825-0,001315 /7293.

Расчетная кинематическая вязкость нефти определяется при расчетной температуре по вязкостно-температурной кривой, либо по одной из следующих зависимостей:

—формула Вальтера (ASTM)

где и —коэффициент крутизны вискограммы, 1/К,

Обе формулы (3.9) и (3.10) дают практически одинаковые ре­ зультаты при Tt < Т< Т2. При выходе за пределы указанного ин­ тервала более предпочтительна формула (3.9). Порядок определе­ ния расчетной кинематической вязкости таков: сначала находят эмпирические коэффициенты Av и Ву в формуле (3.9) или и в фор­ муле (3.10), а уже потом вычисляют vr npn температуре Тр.

Величина пропускной способности нефтепровода, указанная в за­ дании на проектирование, используется при определении рас­ четной часовой производительности трубопровода (см. п. 3.7.2), а сведения о сроках ввода нефтепровода в эксплуатацию по очере-

68